Forscher des National Renewable Energy Laboratory (NREL) des US-Energieministeriums haben untersucht, wie sich die durch ultraviolette Strahlung verursachte Degradation (UVID) auf die Leistung von Photovoltaik-Anlagen mit n-Type-Solarmodulen auswirkt. Dabei kommen die Wissenschaftler zu dem Schluss, dass die aktuellen IEC-Normen zur Erkennung frühzeitiger Modulausfälle womöglich ungeeignet sind, um alle Risiken potenzieller Leistungsverluste zu bewerten.
Die Wissenschaftler haben ihre Analyse an einer 3 Megawatt-Anlage auf einem Gewerbedach durchgeführt, die an einem nicht genannten Standort in einer gemäßigten Klimazone der Vereinigten Staaten installiert ist.
„Der Standort wurde vom Eigentümer als leistungsschwach eingestuft. Die Strom-Spannungs-Kennlinien (IV-Kurven) zeigten, dass die Module im Vergleich zur Nennleistung um etwa 2,4 Prozent pro Jahr an Leistung verloren hatten“, erklärten sie. „Nach etwa sechs Jahren Betrieb wurden vier im Einsatz befindliche Module und zwei nicht im Einsatz befindliche Ersatzmodule für unsere Studie beiseite gelegt.“
Ergebnisse könnten auch auf Topcon- und Heterjunction-Module übertragen werden
Dabei handelt es sich um n-Type-Module eines nicht näher bezeichneten Herstellers, konkret um Module mit einer speziellen Rückseiten- und Emitter-Diffusions-Technologie (PERT, Passivated Emitter Rear Totally diffused). Die Wissenschaftler weisen jedoch darauf hin, dass ihre Ergebnisse auch auf andere Modultechnologien wie Topcon oder Heterojunction übertragen werden könnten. „Es gibt Hinweise aus Laborstudien, dass einige dieser Zellen anfälliger für UVID sind. Es fehlt jedoch an Bestätigungen, dass eine solche Degradation auch in der Praxis auftritt“, betont die Gruppe.
Für ihre Analyse haben die Wissenschaftler Strom-Spannungs- (IV) und Suns-Voc-Scans, Elektrolumineszenz- und Photolumineszenz-Bildgebung, Messungen der externen Quanteneffizienz (EQE), Dunkel-Lock-in-Thermografie (DLIT), Rasterelektronenmikroskopie und energiedispersive Röntgenspektroskopie (EDS) verwendet.
Darüber hinaus haben sie Feuchtigkeits- und UV-Stresstests in Kombination mit Scanning Spreading Resistance Microscopy (SSRM), optischer Mikroskopie, Fourier-Transform-Infrarotspektroskopie (FTIR), Hochleistungsflüssigkeitschromatographie (HPLC) und Röntgenphotolumineszenzspektroskopie (XPS) durchgeführt, um das Ausmaß der Degradation zu bewerten.
Durch EQE-Messungen haben die Wissenschaftler festgestellt, dass die analysierten Module UVID-Verluste aufgrund von Rekombinationsverlusten an der Zelloberfläche erlitten hatten. Darüber hinaus identifizierten sie eine zweite Ursache für UVID-Verluste im Mangel an Zink in der für die analysierten Module verwendeten Metallisierungspaste.
„Die UV-Exposition allein – jedoch über den IEC 61215-2 MQT10-Standard (15 Kilowattstunden/Quadratmeter, 280–400 Nanometer) hinaus – reproduzierte die Oberflächenverschlechterung, jedoch nicht den erhöhten Serienwiderstand“, erklären die Forscher. „Eine UV-Exposition von 67,5 Kilowattstunden/Quadratmeter (200–400 Nanometer) war erforderlich, bevor ein messbarer Leistungsverlust auftrat. Die anschließende Feuchtigkeitsbelastung (1000 Stunden 85/85) führte zu einem starken Anstieg des Serienwiderstands der UV-exponierten Zellen, nicht jedoch der nicht UV-belasteten Zellen. Dies deutet auf eine wichtige Wechselwirkung zwischen diesen Belastungsfaktoren hin.“
IEC-Normen schreiben nur minimale UV-Exposition vor
Darüber hinaus unterzog die Forschergruppe die Module einem 1.000-stündigen Feuchtigkeitstest, der selbst bei den Modulen mit einer zinkhaltigen Metallisierungspaste eine weitere „starke“ Verschlechterung des Serienwiderstands zeigte. „Wir führen dies auf höhere Konzentrationen von Essigsäure zurück, die auf dem UV-exponierten Bereich des Moduls entstehen und die eine Verschlechterung der Schnittstelle zwischen Gitterlinie und Zelle sowie einen hohen Serienwiderstand verursachen“, heißt es im Bericht.
Die Wissenschaftler kommen zu dem Schluss, dass sich die Vorschrift einer nur minimalen UV-Exposition in den aktuellen IEC-Normen nachteilig auf die genaue Bewertung von UVID-Verlusten auswirken könnte. „Der derzeit in der Norm IEC 61215-2 enthaltene UV-Stresstest beträgt 15 Kilowattstunden/Quadratmeter (MQT 10), was je nach Standort in der Regel etwa zwei bis drei Monaten im Feld entspricht (1,8 Monate an dem hier untersuchten Standort). Das bedeutet, dass längerfristige UV-Effekte möglicherweise unentdeckt bleiben“, erklären sie.
Die Wissenschaftler haben ihre Ergebnisse in der Studie „UV + Damp Heat Induced Power Losses in Fielded Utility N-Type Si PV Modules“ vorgestellt, die in „Progress in Photovoltaics“ veröffentlicht wurde.
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
Mit dem Absenden dieses Formulars stimmen Sie zu, dass das pv magazine Ihre Daten für die Veröffentlichung Ihres Kommentars verwendet.
Ihre persönlichen Daten werden nur zum Zwecke der Spam-Filterung an Dritte weitergegeben oder wenn dies für die technische Wartung der Website notwendig ist. Eine darüber hinausgehende Weitergabe an Dritte findet nicht statt, es sei denn, dies ist aufgrund anwendbarer Datenschutzbestimmungen gerechtfertigt oder ist die pv magazine gesetzlich dazu verpflichtet.
Sie können diese Einwilligung jederzeit mit Wirkung für die Zukunft widerrufen. In diesem Fall werden Ihre personenbezogenen Daten unverzüglich gelöscht. Andernfalls werden Ihre Daten gelöscht, wenn das pv magazine Ihre Anfrage bearbeitet oder der Zweck der Datenspeicherung erfüllt ist.
Weitere Informationen zum Datenschutz finden Sie in unserer Datenschutzerklärung.