Leistungsbestimmung von PV-Modulen

(Teil 2 "Stichproben zur Leistungskontrolle" finden Sie in der Novemberausgabe 2014 im Heftarchiv)

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Bei einem der wichtigsten Parameter für die Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage tappen Kunden oft im Dunkeln: der Leistung. Sie lässt sich sowohl beim Hersteller in der Produktion als auch bei einer Nachmessung im Prüflabor, wie sie bei PV+Test stattfindet und von manchen Händlern und Investoren durchgeführt wird, nur im Rahmen einer Messunsicherheit bestimmen. Wer einschätzen will, welche Module besser sind als andere, muss sich daher damit beschäftigen, wie solche Messunsicherheiten zu interpretieren sind.

Strom-Spannungs-Kennlinie

Die Bewertung der Leistungsfähigkeit eines PV-Moduls erfordert die Messung der Strom-Spannungs-Kennlinie bei definierten Prüfbedingungen, den Standardtestbedingungen (STC). Die Modultemperatur ist auf 25 Grad Celsius festgelegt und die Bestrahlungsstärke auf 1.000 Watt pro Quadratmeter, ein Wert, der in Mitteleuropa an wolkenfreien Sommertagen bei Sonnenhöchststand auf eine horizontale Fläche gemessen wird. Da Solarzellen spektral selektive Strahlungsempfänger sind, die nur einen Teil des Sonnenlichtspektrums in Strom umwandeln können, ist zusätzlich die spektrale Zusammensetzung des Sonnenlichtes für sogenannte Air-Mass-1,5-Bedingungen (Air Mass = Luftmasse) definiert.

In der photovoltaischen Messtechnik müssen diese Prüfbedingungen möglichst gut nachgebildet werden, um eine geringe Messunsicherheit für die Strom-Spannungs-Kennlinie zu erzielen. In der Messpraxis bei PV-Instituten und in Modulproduktionslinien werden hierzu künstliche Lichtquellen – überwiegend Blitzlichtsonnensimulatoren (Flasher) – eingesetzt, mit denen die Strom-Spannungs-Kennlinie während eines kurzen Lichtpulses in nur wenigen Millisekunden gemessen wird.

Messung im Prüflabor

Die Einstellung der Bestrahlungsstärke auf die STC-Messbedingungen erfolgt an einem Sonnensimulator mit Hilfe von Referenzzellen oder -modulen. Die Kalibriergenauigkeit dieser Referenzen ist eine wesentliche Eingangsgröße für die Berechnung der Gesamt-Messunsicherheit der elektrischen PV-Modulleistung. Dabei unterscheiden sich die Messpraktiken bei PV-Prüfinstituten und in der PV-Modulproduktion deutlich. Für die Kalibriermessung eines PV-Moduls im PV-Prüfinstitut wird eine primär kalibrierte Referenzzelle verwendet. Das ist eine zwei mal zwei Zentimeter große kristalline Solarzelle, die in einem definierten Gehäuse, dem World-PV-Scale(WPVS)-Design, untergebracht ist (Bild 2). Weltweit sind nur wenige Institute für die Primärkalibrierung dieser WPVS-Solarzellen akkreditiert. Darunter die Physikalisch-Technische-Bundesanstalt (PTB) in Braunschweig, die zum Beispiel eine Kalibrierunsicherheit von ±0,5 Prozent für den Kurzschlussstrom angibt. Dieser Kalibrierwert dient in PV-Laboren für die Einstellung der Bestrahlungsstärke auf die geforderten 1.000 Watt pro Quadratmeter. Die Unsicherheit von ±0,5 Prozent überträgt sich dadurch auf die Messungen mit dem damit kalibrierten Sonnensimulator.

Allerdings tragen viele weitere Parameter zur Messunsicherheit bei. Im Falle der Temperaturmessung zeigt die Tabelle 1 (Seite 92) typische Fehlerbeiträge. In der Regel wird die rückseitige Oberflächentemperatur mit einem Infrarot(IR)-Sensor an nur einer Stelle gemessen. Somit können systematische Messfehler dann auftreten, wenn die Temperatur an dieser Stelle nicht der mittleren Temperatur des PV-Moduls entspricht oder wenn ein Temperaturunterschied zwischen PV-Modul und Umgebung vorliegt.

Für ein kristallines PV-Modul beträgt der Fehlerbeitrag circa ±0,5 Prozent pro Kelvin für den Punkt maximaler Leistung (MPP) auf der Kennlinie. Bei den Werten nach Tabelle 1 beträgt die temperaturbezogene Messunsicherheit der Leistungswerte bei dem entsprechenden Flasher also ±0,7 Prozent. Die systematischen Messfehler bestimmen dieses Ergebnis ganz wesentlich. Im Gegensatz zu den zufälligen Fehlergrößen lassen sich diese durch das angewendete Messverfahren beeinflussen (zum Beispiel mehrere Temperaturmessstellen). Ohne systematische Messfehler würde so zum Beispiel die Messunsicherheit der Leistungswerte etwa ±0,3 Prozent betragen, bei einer Annahme von jeweils ±1 Grad Celsius jedoch bereits ±1,8 Prozent.

Lichtinhomogenität oft unterschätzt

Der Fehlerbeitrag durch die Unsicherheit der Modultemperaturmessung ist zwar beachtlich, aber den meisten Experten bewusst. Die Lichtinhomogenität in der Prüffläche eines Sonnensimulators ist dagegen ein häufig unterschätzter Einflussfaktor. Liegt zum Beispiel eine Lichtinhomogenität von ±0,5 Prozent vor, was von einem Sonnensimulator der Premiumklasse AAA erzielt wird, so kann allein durch die Wahl der Position der Referenzzelle ein Fehlerbeitrag von bis zu 1 Prozent entstehen. Ein systematischer Messfehler tritt immer dann auf, wenn die Bestrahlungsstärke am Ort der Referenzzelle nicht der mittleren Bestrahlungsstärke über die Fläche des Testmoduls entspricht. Die Bestrahlungsstärkeverteilung in der Prüffläche muss somit bekannt sein, damit eine mögliche Abweichung korrigiert werden kann.

Spektraler Mismatchfehler

Zusätzlich dazu können systematische Messfehler durch den spektralen Mismatch entstehen. Die spektrale Zusammensetzung des Lichtes von Blitzlicht-Sonnensimulatoren entspricht nicht genau dem definierten AM-1,5-Sonnenlichtreferenzspektrum. Außerdem variiert der Verlauf der spektralen Empfindlichkeit von Solarzellen. Die größte Abweichung wird zwischen mono- und polykristallinen Solarzellen festgestellt.

Bei Leistungsmessungen muss daher die mit einer Referenzzelle eingestellte Bestrahlungsstärke mit einem spektralen Mismatch-Faktor korrigiert werden. Dieser wird individuell für die vorliegende Messkonfiguration aus Lichtspektrum sowie Referenzzelle und zu vermessendem Modul berechnet. Dabei lässt sich nicht sagen, dass die erforderliche Korrektur immer in die gleiche Richtung geht. Für eine Solarzellenkombination kann der Wert nach oben, bei einer anderen nach unten ausschlagen. Heute verfügen nur wenige PV-Prüfinstitute über Apparaturen zur Messung der spektralen Empfindlichkeit eines PV-Moduls, was zur Berechnung des Mismatch-Faktors nötig ist.

Alleine durch die addierte Kalibriergenauigkeit von Referenzzelle, Temperaturmessung, Lichtinhomogenität und spektralem Mismatch liegt die Gesamt-Messunsicherheit der Leistungsbestimmung in Prüflaboren zwischen 2 und 3 Prozent. Das ist ein erweitertes Messunsicherheitsintervall. Das bedeutet, dass der echte Leistungswert mit 95-prozentiger Wahrscheinlichkeit in dem Bereich zwischen dem Messwert minus 2 bis 3 Prozent und dem Messwert plus 2 bis 3 Prozent liegt.

Messung in der Produktion

Für die Einstellung der Bestrahlungsstärke von Sonnensimulatoren, die in PV-Modul-Produktionslinien für die Leistungskontrollmessung eingesetzt werden, verwendet man nicht die WPVS-Kalibrierzellen, sondern von PV-Prüfinstituten mit WPVS-Kalibrierzellen kalibrierte Referenzmodule. Mehrmals am Tag wird in den Flashern in der Produktion die Strom-Spannungs-Kennlinie am Referenzmodul gemessen. Wenn die Leistungsparameter gegenüber der Kalibiermessung beim Prüf­institut aus vorgegebenen Intervallgrenzen herausfallen, wird die Bestrahlungsstärke korrigiert. Die Leistungsmessung in der Produktion ist mit der Messunsicherheit des Kalibriermoduls grundsätzlich behaftet.

Hersteller können wesentlich auf die Genauigkeit der Leistungsmessung in der Produktion Einfluss nehmen, indem sie sich überlegen, welche Parameter sie zur Einstellung der Bestrahlungsstärke verwenden. Entweder wird der Kalibrierwert des Kurzschlussstromes als Referenzwert reproduziert oder der der maximalen Leistung.

Um zu entscheiden, was besser ist, muss man sich den Einfluss der verschiedenen Faktoren auf die Kennlinie ansehen. Die Form der Strom-Spannungs-Kennlinie wird – wie im Prüf­institut – bestimmt von der Bestrahlungsstärke (die auf den Kurzschlussstrom wirkt), von der Modultemperatur (wirkt auf die Leerlaufspannung), möglichen Übergangswiderständen beim elektrischen Anschluss des Referenzmoduls (wirkt auf den Füllfaktor) und von der Inhomogenität der Bestrahlung des PV-Moduls. Die Kennlinie wird durch ungleichförmige Bestrahlung der Solarzellen im Spannungsbereich zwischen Kurzschlussstrom und Punkt maximaler Leistung verbogen. Es ist zu beobachten, dass mit zunehmender Lichtinhomogenität der Kurzschlussstrom ab- und der Füllfaktor entsprechend zunimmt (Bild 3, Tabelle 2). Bei gleichbleibender mittlerer Bestrahlungsstärke ist die maximale Leistung allerdings deutlich weniger betroffen.

Werden allerdings durch die Inhomogenität Solarzellenstrings im Schaltkreis eines PV-Modul unterschiedlich stark bestrahlt, können Knicke in der Kennlinie auftreten, die auf einen Stromfluss durch die Bypassdioden hindeuten. Solche Artefakte in der Kennlinie können bereits bei einer geringen Lichtinhomogenität von 2 Prozent beobachtet werden. In diesem Fall kann sich der Kurzschlussstrom – bei gleicher Modulleistung – sogar um über 1 Prozent ändern, wenn das PV-Modul an der gleichen Stelle im Lichtfeld des Sonnensimulators um 180 Grad gedreht wird.

Zur Unterstützung von Qualitätssicherungsmaßnahmen in der PV-Modulproduktion haben wir beim TÜV Rheinland spezielle mobile Messsysteme für Sonnensimulatoren in der Produktion entwickelt. Die technische Überprüfung von mittlerweile mehr als 100 Systemen hat ergeben, dass die Bestrahlungsstärkeinhomogenität für die PV-Modulleistungsmessung in Produktionslinien überwiegend im Bereich 2 Prozent bis 4 Prozent liegt. Entsprechend Tabelle 2 ist in diesem Bereich bereits eine Abnahme des Kurzschlussstromes von –1 Prozent bis –2,2 Prozent zu beobachten. Daher würde ein systematischer Messfehler von +1 Prozent bis +2,2 Prozent auftreten, falls der Kurzschlussstrom des Kalibriermoduls als Referenzgröße für die Einstellung der Bestrahlungsstärke des Sonnensimulators verwendet wird.

Anstatt Kurzschlussstrom kann auch die Leistung eines Referenzmoduls am MPP zur Kalibrierung verwendet werden. Dieser ist allerdings über den Füllfaktor mit einer Unsicherheit behaftet. Der Füllfaktor eines PV-Moduls wird von der Qualität des elektrischen Anschlusses beeinflusst. Tritt in Produktionslinien durch häufige Benutzung der Kontaktiervorrichtung für PV-Module eine Erhöhung des Übergangswiderstandes an den Anschlusssteckern auf, so verringern sich der Füllfaktor und entsprechend auch die PV-Modulleistung. Würde in einem solchen Fall die Leistung des Kalibriermoduls zur Einstellung der Bestrahlungsstärke des Sonnensimulators herangezogen, besteht die Gefahr, dass die Leistung der Produktionsmodule zu hoch gemessen wird, wenn für diese günstigere Kontaktbedingungen vorliegen.

Kurzschlussstrom versus Leistung

Beide Methoden zur Einstellung der Bestrahlungsstärke in der PV-Modulproduktion haben somit Vor- und Nachteile. Aus unserer langjährigen Erfahrung über Kalibriermessungen von Referenzmodulen und der technischen Prüfung von Sonnensimulatoren empfehlen wir Folgendes: Bei einer Lichtinhomogenität größer 2 Prozent sollte der MPP-Wert des Kalibriermoduls als Referenzwert herangezogen werden. Unterhalb von 2 Prozent Lichtinhomogenität können beide Referenzwerte verwendet werden. Bei Wahl des Kurzschlussstromes müssen die weiteren technischen Kennlinienparameter (PMAX, FF, VOC) innerhalb ±0,5 Prozent der vom PV-Prüflabor gemessenen Kalibrierwerte liegen. Ist das nicht der Fall, sollte man besser den MPP-Leistungswert verwenden, um Messfehler zu vermeiden.

Mess-Know-how für die PV-Modulproduktion

Um eine Verschlechterung der Qualität der Anschlussstecker durch häufige Benutzung des Kalibriermoduls zu umgehen, werden in den meisten PV-Modulproduktionslinien sogenannte Arbeitsnormale als Messmittel eingesetzt. Sie bilden eine zweite Generation von Referenzmodulen, wobei die Kalibriermessung vom PV-Modulhersteller selbst durchgeführt wird. Das ursprüngliche Kalibriermodul – auch „goldenes PV-Modul“ genannt – ist im Qualitätsmanagement des PV-Modulherstellers das zentrale Messmittel, das die Rückführbarkeit der Leistungsmessung in den verschiedenen Produktionslinien auf den internationalen World-PV-Scale (WPVS) sicherstellt (Bild 4). Für diesen zusätzlichen Schritt innerhalb der Kalibrierkette muss der PV-Modulhersteller aber beachten, dass der Messunsicherheitsbeitrag durch Einführung der Arbeitsnormale möglichst gering ist. Daher sind die Labore bei PV-Modulherstellern oftmals mit hochwertigen Testeinrichtungen ausgestattet, die vergleichbar sind mit denen in Prüfinstituten. Je nach apparativer Ausstattung kann für das Arbeitsnormal-Modul eine Messunsicherheit zwischen 3 und 4 Prozent erzielt werden. Mit diesem Wert sind die Messungen in der Produktion dann grundsätzlich behaftet.

Im Idealfall sollen Referenzmodule in ihrem konstruktiven Aufbau sowie in den verwendeten Materialien den Produktionsmodulen entsprechen. Das kann PV-Modulhersteller vor eine große Herausforderung stellen, wenn eine große Produktvielfalt vorliegt. Bei der Definition von Referenzmodulen sollten keine Kompromisse bei den äußeren Modulabmessungen und der Größe der Solarzellen eingegangen werden. Eine Abweichung in den äußeren Modulabmessungen kann signifikante Messfehler zur Folge haben, da bei einer Referenzmessung der Bestrahlungsstärkewert nur für die Aperturfläche des Referenzmoduls eingestellt wird.

Auch der spektrale Mismatch trägt zum Messfehler bei, wenn bei Referenzmodul und Produktionsmodul unterschiedliche Zelltechnologien verwendet werden. Tabelle 3 zeigt den berechneten spektralen Mismatchfehler für drei typische Kombinationen von Solarzellen für Referenz und Prüfling sowie Lichtspektren von neun kommerziellen Blitzlicht-Sonnensimulatoren, die von uns in PV-Modulproduktionsstätten gemessen wurden. Für eine Variation der Leistungsklasse von Poly-Si- oder Mono-Si-Solarzellen beträgt der maximale Fehler circa ±0,3 Prozent und im ungünstigsten Fall einer Poly-Si/Mono-Si-Kombination bis zu ±0,7 Prozent. Im Prinzip können diese Fehler vermieden werden, wenn durch Vermessen der spektralen Empfindlichkeiten der PV-Module die Mismatchfaktoren berechnet werden. Der Aufwand ist jedoch vergleichsweise groß und der Fehler eher gering.

Qualitätsunterschiede erkennen

Bei Erfüllung der grundlegenden Messanforderungen von IEC-Prüfnormen sowie bei Einführung von geeigneten Qualitätssicherungsmaßnahmen – insbesondere für den Sonnensimulator – kann heute in akkreditierten PV-Prüfinstituten eine Kalibrierunsicherheit von ±2 Prozent bezogen auf die maximale elektrische Leistung erreicht werden. Qualitätsunterschiede zwischen Prüfinstituten kann man zum Beispiel aus Ergebnissen von internationalen Rundvergleichen ableiten, in denen die Messergebnisse der verschiedenen Teilnehmer an den gleichen PV-Modulen gegenübergestellt sind. Weiterhin spielt eine Rolle, ob regelmäßig Qualitätssicherungsmaßnahmen für den Sonnensimulator durchgeführt werden. Nicht zuletzt können auch die Messerfahrung des Personals, der Erfahrungsaustausch mit anderen PV-Prüfinstituten in Forschungsprojekten sowie die Mitarbeit in internationalen Normungsgremien als Qualitätsindikatoren angesehen werden.

Die Messpraktiken in der PV-Modulproduktion sind dagegen wenig normativ geregelt, so dass Hersteller oftmals individuelle Prozeduren für ihr Qualitätsmanagement entwickelt haben. Qualitätsunterschiede in der Leistungsmessung lassen sich vor allem daraus ableiten, wie viel Messerfahrung beim Personal vorliegt, wie viele Kalibriermodule die Produktvielfalt abdecken, wie reproduzierbar die Leistungswerte eines Referenzmodules im Jahresverlauf gemessen werden, welche Kalibrierintervalle für die verschiedenen Messmittel festgelegt sind und ob die Sonnensimulatoren einer besonderen Qualitätsüberwachung unterliegen.

Schließlich ist auch von Bedeutung, ob es eine zentrale Überwachung der Leistungsmessung in verschiedenen Produktionslinien durch regelmäßige Stichprobennahme gibt. Es muss heute davon ausgegangen werden, dass es große Unterschiede bezüglich der Messunsicherheit bei der Leistungsmessung in Produktionslinien von kristallinen PV-Modulen gibt. Es wird geschätzt, dass die Bandbreite für die Gesamt-Messunsicherheit zwischen ±3 Prozent und ±5 Prozent liegt.

Teil 2 der Serie im November behandelt die Frage, was Stichprobenmessungen aussagen.

TÜV Rheinland und Solarpraxis AG, Herausgeber von pv magazine, bieten den unabhängigen Modultest PV+Test an, bei dem die Leistungskontrolle eine wichtige Rolle spielt. Testergebnisse und eine Beschreibung des Tests finden Sie unter:www.pv-magazine.de/modultest