Felderfahrungen mit PV-Modulen
Willi Vaaßen
TÜV Rheinland Energie und Umwelt GmbHAm Grauen Stein51105 Köln, Germany
[email protected]/solarenergy+49 221 806 5222
Inhalt
Einführung, Qualitätsnachweise vom Labor zur Anlage
Ergebnisse im Feld, TÜV Rheinland Studie
Allgemeine und einzelne Risikofaktoren bei Modulen
Anlagenperformance und Degradation
Messergebnisse und Messunsicherheiten
Qualitätsschwächen und Ableitungen daraus, Zusammenfa ssung
11/23/2015 PV Modulworkshop 20152
29% 30%
21% 22%
10% 10%7%
67%
40% 39%
19%17%
54%
27%30%
53%
26%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
kristalline Technologien Dünnschichttechnologien beide Technologien
Anteil von Zertifizierungsprojekten mit Testdurchfä llen2000 Zertifizierungsprojekte in Deutschland im Zeitraum 2002 bis 2013 (ab 2007 ist c-Si und DS getrennt dargestellt)
Photovoltaik-Module: Positive Entwicklung bei Fehlerstatistiken aus der Modulzertifizierung
� Ab 2008 in erster Linie europäische Produkte abgebildet(Eröffnung TÜV Rheinland Labore in Japan, China, USA, Taiwan, Indien, Korea)
� Ab 2007 getrennte Darstellung Dünnschicht und kristalline Module
� 2004-2007 hoher Anteil neuer chinesischer Hersteller
� Ab 2007/2008 viele Dünnschicht-Startups
Hersteller wissen wie Module zu bauen sind um die Normen zu erfüllen
!
3 11/23/2015 PV Modulworkshop 2015
11/23/2015 4 PV Modulworkshop 2015
Abweichungen bei PV Modul-Fertigungsinspektionen 1.2012 – 11. 2013
Diverse 19,3% (nicht kategorisierbare)
Abweichungen;
Sicherheitstests;
10,6%
Messequipment-
Kalibrierung; 9,3%Zellverbindungs-
Prozess incl. Pull
test; 8,7%
Lamination / Gel
content test; 6,2%
Materialien-
Rückführbarkeit;
5,6%
Flasher, equipment
calibration, 5.6%
Flasher, Einstellung /
Korrektur der
Einstrahlung; 5,0%
Flasher, Temperatur-
Korrektur; 4,3%
Training, Arbeits-
anweisungen 3,7%
Prozessparameter-
rückführbarkeit;
3,7%Andere, 18.0%
(Eingangs-
Qualitätskontrollen,
Materialien-Handhabung,
String-Verbindung etc.)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Kategorisierung:
• Besonders schwerwiegende Defekte
Notwendigkeit von unmittelbaren
Aktivitäten um die Anlagensicherheit
herzustellen oder hohe Verluste zu
verhindern
• Schwerwiegende Defekte
Anlagenbetrieb ist möglich. Defekte
müssen repariert werden
• Weniger schwerwiegende Defekte
Keine direkte Notwendigkeit zu handeln, eine weitere Beobachtung istanzuraten
Basis der Studie:
• TÜV Rheinland hat mehr als 12 GW PV Anlagen weltweit inspiziert
• Basis der Studie sind > 100 Anlagen (100 kWp - 30 MWp)
(Hauptregionen: Deutschland,
Europa, RoW)
• Zwei Perioden (2012 – 2013 / 2014 -Q1. 2015)
Basis und Ergebnis einer TÜV Rheinland Studie an mehrals 100 PV-Großanlagen
11/23/2015 PV Modulworkshop 20155
55%
25%9%
5%
5%
1%Verschiedenes
Umwelteinflüsse
Installationsfehler
Produktdefekte Planungs- &Dokumentations-fehler
MangelhafteWartung
Wichtige Ergebnisse:� 70 % der Anlagen ohne wesentliche Beanstandungen� 30 % der untersuchten Anlagen zeigten besonders
schwerwiegende oder schwerwiegende Fehler (inkl. Sicherheitsproblematiken) oder eine extreme Fehlerhäufigkeit
� > 50 % der Fehler waren Installationsfehler
Systematische Qualitätssicherung istnotwendig, Inspektionen und Wartungsind ebenso notwendig
!
2014/ Q1.2015
Gründe der Defekte in PV Großanlagen – TÜV RheinlandDaten 2014/ Q1. 2015
11/23/2015 PV Modulworkshop 20156
Besonders schwerwiegende Fehler in PV GroßanlagenNotwendigkeit von unmittelbaren Aktionen um die Anlagensicherheit herzustellen oder hohe Verluste zu verhindern
19%
33%
9%
11%
13%
8%
7%
Verkabelung
Verbindungs- & Verteilerboxen
Wechselrichter
Gestelle
2012 / 2013
Potentialausgleich & Erdung
Infrastruktur & Umwelt
Module 48%
28%
16%
4%
4%
Module
Verkabelung
Verbindungs- & Verteilerboxen
Wechselrichter
Gestelle
2014 / Q1. 2015
11/23/2015 PV Modulworkshop 20157
“FMEA Fehler-Rating”
11/23/2015 PV Modulworkshop 20158
Fehlerhäufigkeit Gewichtung
Einzel 1
Sporadisch 3
Häufig 5
Generell 10
Bedeutung/Bewertung
Gewichtung
Bemerkung 1
Einfach 3
Bedeutend 7
Schwerwiegend 10
1 10 100 1000
Unterschiedliche SteckverbinderGlasbruch ( Front )
Steckverbinder nicht korrekt befestigtModulrückseite beschädigt
Module nicht vor Rückströmen geschütztStarke ModulverschmutzungUngeschützte Steckverbinder
Delamination von SolarmodulenAnlagenteile nicht in Betrieb
SchneckenspurenModulrahmen beschädigt
Modul- und Steckverbinder ausgetauschtVerfärbungen im Modul
Steckverbindung korrodiertBetriebserde der Module fehlt
Lichtbogenflecken auf den ModulenFehlende Module
Fehlerhafte VerschaltungKratzer auf dem Modulglas
Steckverbinderverschraubung nicht richtig…Typenschildangabe unklar
Optisch detektierbare Hot SpotsOffener Steckverbinder
Anschlussdose beschädigt / schließt nichtVerwendung unterschiedlicher…
Kollision zwischen Modulen und…Hohe Kontaktwiderstände an den…
Fehlerhaftes Typenschild SolarmodulUnterschiedliche Neigungswinkel
Anschlussdose abgebranntModul defekt / Module kurzgeschlossen
Modulfehler ZelleSolarmodule auf das Gestell geklebt
Unterschiedliche Modultypen in einem StringAusgelaufenes Silikon der Anschlussbox
Überhitzte oder beschädigte Bus BarsFortgeschrittene Korrosion im Zellbereich
Modul nicht befestigtSteckverbindung ist abgebrannt
Blasen an Dichtungen der AnschlussboxSteckverbinder vermoost
Falsch konfektionierte SteckverbinderBlasen auf der Modulrückseite
Widerspruch zwischen Planung und…Beginnende Korrosion im Zellbereich
Offene ModulrahmenFalsche Modulleistungsklasse
Falscher SteckverbinderSteckverbinder mit Klebeband überzogen
Ungewöhnliche Risse auf dem ModulÜberspannungsschaden am ModulFehlende Blende, Tür schließt nicht
Fußspuren auf den Modulen /…Unterschiedliche Modulstrings
Kernverschattung auf SolarmodulenKennwerte der Solarmodule unpassend
Module auf Unterseite beklebtOptisch unterschiedliche Zelloberflächen
Modulfehler AntireflexschichtModultypenschild überklebt
Schlechte Versiegelung der Anschlussdose
FMEA Rating der aufgetretenen Modulfehler (Bewertung x Häufigkeit)
“FMEA Fehler-Rating” über alle ausgewerteten Anlagen (>100)
11/23/2015 PV Modulworkshop 20159
Fehlerhäufigkeit Gewichtung
Einzel 1
Sporadisch 3
Häufig 5
Generell 10
Bedeutung/Bewertung
Gewichtung
Bemerkung 1
Einfach 3
Bedeutend 7
Schwerwiegend 10
0 400 800 1200 1600
Unterschiedliche Steckverbinder
Glasbruch ( Front )
Steckverbinder nicht korrekt gesteckt
Modulrückseite beschädigt
Module nicht vor Rückströmen…
Starke Modulverschmutzung
Ungeschützte Steckverbinder
Delamination von Solarmodulen
Anlagenteile nicht in Betrieb
Schneckenspuren
Modulrahmen beschädigt
FMEA Rating [ Fehlerbewertung x Häufigkeit ]
FMEA Rating aufgetretender Modulfehler (Ausschnitt)
FMEA (Failure mode and effects analysis)Fehler Rating = Fehlerbewertung x Fehlerhäufigkeit
On-Site Risks
�Wind � Lightning� Snow, hail and
ice� Pollution� Dust� Rock fall� Land slide� Earthquake� Flood� Shading� Animals
Technical Risks
� Performance and yield� Malfunction� Degradation� Aging� Maintenance cost� Repair � Replacement� Statics� Appearance� Accessibility
Political Risks
� Change in legal situation (laws) � Application
procedures� Social aspects� Permissions� Financial market
risks
Safety Risks
� Electric shock� Electric arc� Fire� Statics� Mechanical
integrity� Ergonomics� Theft� Vandalism
Logistical Risks
� Production delays� Shipping� Supply� Raw materials� Transport
damages
Financial Risk
Zu bewertende Risiken bei Investitionen in große PV-Anlagen
11/23/2015 PV Modulworkshop 201510
Max.Min.
1%
2%
3%
4%
5%
>30%
0%
Beispiele von Verlustfaktoren bei PV-Modulen
11/23/2015 PV Modulworkshop 201511
12 12PV Modulworkshop 2015
Ertragssicherung bei PV-Anlagen (Risiko durch PID)
11/23/2015
0
5
10
15
20
25
30
35
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Sin
gle
-mo
du
le v
olt
ag
e [
V]
Module No. in the string
Distribution of single-module voltages in a module string
(inverter 12.3 string 7)
Voc
Vmpp
0
5
10
15
20
25
30
35
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Sin
gle
-mo
du
le v
olt
age
[V
]
Module No. in the string
Distribution of single-module voltages in a module string
(inverter 12.3 string 8)
Voc
Vmpp
Potenzial induzierte Degradation kommt häufiger vor als öffentlich bekannt wird:
(Geheimhaltungsvereinbarungen der Beteiligten, Tritt erst nach einer gewissen Betriebszeit auf, Nachweis nimmt Zeit - langwierige Prozesse, bilaterale Lösungen)!
Spannungsmessungen an zwei verschiedenen Strängen in einer PV-Anlage
13
Moderat
Mild, mediteran
Tropisch, feucht
Heiß, Wüste
11/23/2015 PV Modulworkshop 2015
Die richtige Modulwahl maximiert den Ertrag
Bei einer korrekt angegebenen Nominalleistung wirdder Energieertrag im Wesentlichen beeinflusst durch:
- Temperaturverhalten
- Verhalten bei geringer Einstrahlung
- Spekrale Abhängigkeit
- Metastabilität
- Standortfaktoren (Einstrahlung, Verschmutzung)
13
Verschmutzungsprofil Thuwal/Saudi-ArabiaApr 2014 – Sep 2015,
23.11.201514 4th PV Performance Modelling and Monitoring Workshop22/23 October 2015, Cologne, Germany
Zum Vergleich Köln
Hohe Verschmutzungskonzentration � Mittlerer täglicher Verschmutzungs-faktor (SLF) beträgt = -0.5%, bei Sandsturm max = -7.7% am Tag!
Manuelle NassreinigungSandsturm
Täg
liche
rR
egen
in r
el. E
inhe
it
Täg
liche
rV
ersc
hmut
zung
sver
lust
fakt
or
11/23/2015 PV Modulworkshop 201514
1.30
9 1.4
31
1.45
7
1.47
0
1.47
7
1.48
3
1.48
3
1.53
2
1.53
7
1.55
4
1.55
8
1.56
0
1.60
4
1.64
4
1.65
3
1.08
1 1.16
7
1.11
9
1.17
6
1.18
6
1.17
4
1.17
3
1.18
4
1.15
6
1.19
0
1.19
2
1.21
6
1.23
0
1.19
1
1.22
1
959 1.04
0 1.13
4
1.09
6
1.08
2
1.10
9
1.09
9
1.13
8
1.15
1
1.17
1
1.18
2
1.15
2
1.21
0
1.25
1
1.16
3
796 86
3
0
863
864
852
853
851
831 87
6
887
881
863 91
0
920
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
Labe
l Nor
mal
ized
Ene
rgy
Yiel
d [W
h/W
p]
Label Normalized Energy Yield (1 year data)
Arizona Italy Indien KölnIndia GermanyItalyArizona
Die richtige Modulwahl maximiert den Ertrag
Variation von verschiedenenTechnologienund Produkten
Italien 12 %
Deutsch-land
13 %
Indien 23 %
Arizona 21 %
Saudi Arabien
Noch nichtverfügbar
Erhebliche Unterschiede beim Energieertrag während einer Messperiode von einem Jahr!
11/23/2015 PV Modulworkshop 201515
Ene
rgie
ertr
agW
h/W
p
Licht- induzierte Degradation (Anfangsdegradation)
11/23/2015 PV Modulworkshop 201516
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0,2 - 0,4 0,6 - 0,8 1,0 - 1,2 1,4 - 1,6 1,8 - 2,0 2,2 - 2,4
Pro
zent
uale
Häu
figke
it [%
]
LID [%]
Licht- induzierte Degradation ( Anfangsdegradation )
73 Module
28 Modultypen
• Entsprechend EN 50380 muss die Anfangsdegradation (nach 20kWh/m²) bei der Angabe der Nennleistung berücksichtigt sein
• Flasherlisten, die oft als Nachweis der Modulleistung verwendet werden, beinhalten keine Anfangsdegradation (d.h. tatsächliche Leistung im Feld ist um LID-% geringer als der Flashwert (Sofern dieser präzise ermittelt wurde))
!
PV Modulworkshop 201517
[1] Photovoltaic Degradation Rates — An Analytical Review Dirk C. Jordan et al., Journal Article NREL/JA-5200-51664 (2012)
Degradation von PV-Modulen
Abb.: 3000 - 4000 publizierte Degradationsraten fürverschiedene Modultechnologien1 for 2000 installiert, 2 nach 2000 installiert
11/23/2015
Es ist sehr schwierig genaue Degradationsaussagen bei PV-Modulen zu bekommen oder sienach wenigen Jahren nachzuweisen:
• Der Auslieferungszustand derModule ist oft unklar
• Sofern Flasherdaten vorliegen ist dieMessunsicherheit oft unklar
• Messunsicherheit bei der Nachmessungoft hoch (z.B. Mobiler flasher (4 - 5%))im Vergleich zu der zu erwartendenDegradation
• Ableitung der Degradation aus derAnlagenperformance schwierig, da
• Einstrahlungsmessung oft ungenau• Einstrahlungsbedingter Mehrertrag
überstrahlt eine ggf. vorhandeneDegradation
TÜV Rheinland erwartet bei kristal-linen Modulen hoher Qualität eineDegradation von < 0.3%/a.!
Warum gibt es selten Beschwerden zum Energieertrag?
11/23/2015 PV Modulworkshop 201518
� Ein 20-jähriger Mittelwert unterschätzt damit die reale Einstrahlung der letzten Jahre!
� Zusätzliche Betrachtung der letzten 10 Jahre ist zu empfehlen
.
Standard: Nutzung von möglichst langjährigen Messre ihen für Ertragsprognosen(10 - 30 J.)
Ist dies nach aktuellen Kenntnissen gerechtfertigt?
� In vielen Regionen weltweit ist ein Trend zu höheren Einstrahlungen der letzten 10 Jahre nachweisbar
Langfristige Globalstrahlungsänderung am Standort Potsdam, Deutschland (Quelle: DWD, Abbildung: Egler 2011
Warum gibt es selten Beschwerden zum Energieertrag?
11/23/2015 PV Modulworkshop 201519
Beispiel: Globalstrahlungsmessung, 7 PV-Anlagen in Spanien
Anlage 3Anlage 1 / 2
Einstrahlung wird oft zu niedrig gemessen !
Warum gibt es selten Beschwerden zum Energieertrag?
11/23/2015 PV Modulworkshop 201520
Quelle: Monitoring Workshop 2015
Mittlere gemessene Tageseinstrahlung an 28 Sommertagenbei ca. 600 Anlagen in Europa (Belgien, Italien, andere) im Vergleich zu Satellittendaten
Messfehler verursachtdurch:• Verschmutzung• Fehlende Kalibrierung• Orientierung• Verfügbarkeit• Degradation• Abschattung• Manipulation
!• Einstrahlungsmessensoriken (Pyranometer, Siliziumzellen, sonstige) bei PV-An-
lagen zeigen wesentlich zu geringe Ergebnisse im Vergleich zu Satellitendaten• Anlagenertrag in Relation zur Einstrahlung ist oft zu hoch bewertet
PV Modulworkshop 201521
Leistungsnachweis von PV-Modulen mit Sonnensimulatoren und unter Sonnenlicht
11/23/2015
PV Branchentag NRW 201521
� Laborsystem (Xenon-flasher)
� Mobile Systeme (LED oder Xenon basiert)
� Konstantlicht- Sonnensimulator
� Messungen unter Sonnenlicht
- Labor
- Feldmessungen
PV Modulworkshop 201522
Messunsicherheit und Rückführbarkeit von Leistungsmessungen an PV-Modulen� Labormessungen
Nutzung der Referenzmodulezur Flasherjustierung
Kalibrierung/ Messung von Referenzmodulen
± 1.8 - 2.5%
� LED basierte mobile Systeme/ Xenon - Flasher in der F ertigung
Kalibrierung oder Messung vonPV-Modulen im TÜV Rh Labor
Primär kalibrierteReferenzzelle
± 0,5 %
Mobile Systeme
Test LaborTÜV Rheinland
PTB 1)
Testlabor TÜV Rheinland
PTB 1)
1) "The Physikalisch-Technische Bundesanstalt (PTB)
Gesamtmessunsicherheit
Teil der Messunsicherheit
Gesamtmess-unsicherheit
Gesamtmess-unsicherheit
World PV Scale
World PV Scale
11/23/2015
� Außenmessungen (Sonnenlicht) Bei Nutzung von sekundär kalibrierten Referenzzellen
± 1,8-2,5%
± 4,0 -5,0%
± 6,0 -7,0%
Keine stabile Marktsituation, auch Tier-1Hersteller sind keine Garanten für
Bankability und Qualität, Mängelnachweisbei Garantieleistungen oft schwierig
Keine stabile Marktsituation, auch Tier-1Hersteller sind keine Garanten für
Bankability und Qualität, Mängelnachweisbei Garantieleistungen oft schwierig
Mängel werden durch die Produktionund durch Transport / Installation verursacht. Zuordnung ist oft schwierig. Betrieb und Reinigung hat Einfluß auf die Durchsetzung von Garantieleistungen.
Mängel werden durch die Produktionund durch Transport / Installation verursacht. Zuordnung ist oft schwierig. Betrieb und Reinigung hat Einfluß auf die Durchsetzung von Garantieleistungen.
Ursache von Produkt-fehlern im Feld unklarUrsache von Produkt-fehlern im Feld unklar
Herausforderungfür Investoren
Generelle Produktqualität ist oft nicht gegebenMarktsituation: hoher Wettbewerb,keine finanziellen Ressourcen, hohePersonalfluktuation, ungeeignete Materialen, BoM? Qualitätssicherung? Schwarze Schafe!
Modulleistung,- ertrag fraglichHohe Sonneneinstrahlung in den letzten
Jahren im Vergleich zum langjährigenMittel schönt die Anlagenerträge, ange-
wandte Einstrahlungsmessprinzipientäuschen hohe Erträge (PR’s)
vor, Feldmessungen mitzweifelhafter Aussagekraft
11/23/2015
Qualitätsschwächen bei PV-Modulen
Bankability der Modulproduzentenoft nicht gegeben
PV Modulworkshop 201523
Ableitungen, Zusammenfassung
11/23/2015 PV Modulworkshop 201524
Zusammenfassung eines Vortrages von Herrn Prof. Dr. Udo Rindelhardt
zu 1000-Dächeranlagen in Sachsen, 12.2013
• TÜV Studie: 70 % der Anlagen sindohne wesentliche Beanstandungen
• Dennoch bestehen erheblicheRisiken durch fehlerhafte PV-Module
• Kritische Bewertung/ Prüfungder Produktqualität ist notwendig
• Messergebnisse kritisch hinsichtlich der Messunsicherheiten, der möglichenFehler und der gewünschten Aussage hinterfragen
11/23/201525
Vielen Dank für Ihr Interesse!
PV Modulworkshop 2015