Detektion aus Betriebsdaten, Vor-Ort-Messungen, typische Ursachen, Abhilfemaßnahmen

1. Einleitung

Potential-induzierte Degradation (PID) beschreibt Degradationsmechanismen an PV-Modulen, die bevorzugt und abhängig von der Zelltechnologie unter hoher positiver oder negativer Spannung des Generators gegen Erde stattfinden. Das Phänomen ist in seinen Grundzügen seit 1975 bekannt.[1]
Durch eine kontinuierliche Erhöhung der Systemspannung an PV-Anlagen kam es jedoch erst ab ca. 2007 zu einer verstärkten Aufmerksamkeit gegenüber diesem Thema.[2]

Seitdem wurden sowohl potentielle Ursachen als auch Gegenmaßnahmen zu PID (Potential-induzierte Degradation) weitgehend erforscht und verstanden. Aus Sicht von Anlagenbetreibern und Betriebsführern existieren hinreichend viele Instrumente, um PID auf Anlagen- und Modulebene zu detektieren und Gegenmaßnahmen einzuleiten. Die vorliegende Ausarbeitung stellt Methoden und Mittel zur Detektion und zur Einleitung von Gegenmaßnahmen bei PID vor. Ziel ist es, Forschungsergebnisse anhand von Fallbeispielen zu belegen und Kostenindikationen für Identifikation und Behebung von PID zu nennen.
Es wird dargestellt wie anhand von Monitoringdaten eine Erstbewertung erfolgen kann. Jedoch werden auch Grenzen der Aussagekraft von Monitoringdaten aufgezeigt. Zur weiteren Nachweisführung werden Mittel zur Detektion von PID an installierten PV-Modulen vorgestellt. Hierbei werden insbesondere UI-Kennlinienmessungen, EL-Messungen und IR-Messungen thematisiert. Durch kombinierte Anwendung der Prüfmethoden ist ein eindeutiger Nachweis von PID möglich. Neben technischen Aspekten werden auch Kostengrößen dargelegt.
Anhand von Testergebnissen einer Vergleichsgruppe von 20 PV-Anlagen wird dargestellt wie sich PID im Zeitverlauf abhängig von klimatischen Bedingungen unterschiedlich äußert.
Abschließend werden verschiedene Verfahren der Modulregeneration auf Anlagenebene vorgestellt und deren Anwendungsgebiete und Limitierungen aufgezeigt.

Abgrenzung: Die vorliegende Ausarbeitung beschäftigt sich ausschließlich mit größtenteils reversibler PID an kristallinen PV-Modulen. Irreversible PID wie sie bspw. durch TCO-Korrosion an verschiedenen Dünnschichtmodultypen stattfinden kann, wird im vorliegenden Dokument nicht thematisiert.

2. Grundlagen

Unter dem Begriff PID werden Degradationsmechanismen zusammengefasst bei denen es durch Leckströme bei PV-Modulen mit kristallinen Silizium-Solarzellen zu einer lokalen Shunt-Bildung im p/n-Übergang durch Ansammlung von Metall-Ionen in der Silizium-Nitridschicht kommt. Hierdurch kommt es abhängig von der Ausprägung des Phänomens zu einer Beeinträchtigung der Strom- und Spannungsgrößen des Solarmoduls und daraus resultierend des Füllfaktors.[3]

Ursachen für PID sind sowohl auf Modul- und Zellebene als auch auf Anlagenebene und bedingt durch Umwelteinflüsse zu finden (siehe Tabelle 2-1).[4] Im Folgenden erfolgt eine Konzentration auf Einflussgrößen, die im täglichen Anlagenbetrieb identifiziert, bewertet und berücksichtigt werden können. Ursachen für PID auf Modul-/Zellebene werden daher nicht thematisiert.
 

 
3. Fallbeispiele

3.1 Detektion aus Betriebsdaten

Zur Bewertung des Einflusses von PID basierend auf Betriebsdaten lassen sich bei PV-Anlagen, die über einen Datenlogger Betriebsdaten aufzeichnen, in der Regel u.a. folgende messtechnische Größen unproblematisch auslesen:

  • Spezifische Erträge [kWh/kWp] in definierten Intervallen
  • Anlagenleistung [kW] im Zeitverlauf
  • Spannung und Strom des Generators unter Last (MPP-Werte)
  • Sofern vorhanden: Einstrahlungswerte von lokal installierten Datenloggern

 

Eine Erstbewertung allein auf Basis vorliegender Ertragsdaten ist in der Regel nicht zielführend. Eine Bewertung auf Basis der Performance Ratio ist anzustreben. Bei stark betroffenen PV-Anlagen kann darüber hinaus eine differenzierte Bewertung der Performance Ratio für unterschiedliche Einstrahlungsniveaus Aufschluss geben. Als Begründung hierfür ist zu nennen, dass sich PID bei Schwachlicht stärker äußert als unter STC-Bedingungen.[5]
Das folgende Fallbeispiel verdeutlicht die genannten Zusammenhänge.

Betrachtet wird folgende PV-Anlage:

  • Anlagengröße: ca. 300 kWp Aufdach
  • Inbetriebnahme: 12/2012
  • Stringspannung: Ca. 750V MPP
  • Negatives Potential gegen Erde: Ca. -600V
  • Wechselrichterkonzept: Stringwechselrichter, 15kVA, trafolosh
  • Umweltbedingungen: Moderat (Norddeutschland, keine Küstennähe)

 
Abbildung 3-1 zeigt den Verlauf der jährlichen spezifischen Anlagenerträge seit Inbetriebnahme. Eine deutliche Tendenz ist nicht zu erkennen. Der Prognosewert (Abbildung 3-1 linke Säule) wird nicht signifikant unterschritten.
Als Ergänzung zeigt Abbildung 3-2 den Verlauf der Performance Ratio seit Inbetriebnahme der PV-Anlage. Hier ist ein deutlicher Rückgang von ca. 84% im Jahr 2013 auf ca. 74% im Jahr 2015 zu sehen.

Zur weiteren Überprüfung des Fehlerbilds zeigt Abbildung 3-3 das Verhältnis der spezifischen Erträge aus einem von PID betroffenen Teilgenerator und einem nicht von PID betroffenen Teilgenerator, aufgetragen über die Einstrahlung. Bei stark betroffenen Teilgeneratoren ist festzustellen, dass die Beeinflussung der Ertragseigenschaften insbesondere im Teillastbereich ausgeprägt ist. Dieser Effekt ist im vorliegenden Fall bei einer um 10 Prozentpunkte verringerten Performance Ratio auf Anlagenebene nicht zu erkennen.
Ergänzend zeigt Abbildung 3-4 das Elektrolumineszenzbild eines betroffenen PV-Moduls. Das überprüfte PV-Modul zeigte bei dem abgebildeten Pattern eine STC-Leistung von 78,5 Wp bei einer Nennleistungsangabe von 195 Wp. Es wird deutlich, dass einzelne PV-Module massiv in ihrer Leistungsfähigkeit beeinträchtigt sein können, ohne dass dies auf Anlagenebene unmittelbar sichtbar wird.

Aufgrund der nicht vorhandenen Einstrahlungsmessung und des fehlenden PR-Monitorings sowie der wetterbedingt hohen Einstrahlung über den Untersuchungszeitraum wurde das Vorliegen von PID in der beschriebenen PV-Anlage erst bemerkt als bedingt durch ein Überspannungsereignis Thermographieaufnahmen durchgeführt wurden.

Schlussfolgerungen:

  • Die Analyse von Monitoringdaten von im Markt befindlichen Monitoringsystemen ist bedingt geeignet, um PID betroffene PV-Anlagen zu identifizieren.
  • Die alleinige Bewertung von spezifischen Anlagenerträgen gibt in der Regel nur eingeschränkt Aufschluss über das Vorliegen von PID.
  • Neben der jährlichen Schwankung der Globalstrahlungssummen in einer Größenordnung von +/-5% führt vor allem die Tatsache, dass Ertragsprognosen in der Regel auf langjährigen Mittelwerten der Globalstrahlung der Jahre 1980 – 2000 erstellt wurden dazu, dass ein Absinken der spezifischen Anlagenerträge verhältnismäßig spät erkannt wird. Grund hierfür ist, dass die langfristigen Durchschnittswerte der Globalstrahlung teilweise signifikant unterhalb der hohen Einstrahlungswerte der vergangenen 10 Jahre liegen.
  • Die Bewertung der Performance Ratio bietet die Möglichkeit, die Ertragsdaten im Verhältnis zur Einstrahlung zu bewerten. Hierdurch kann ein Ertragsverlust schneller sichtbar gemacht werden. Sofern kein Einstrahlungssensor vorhanden ist, ist die Verwendung von Satellitendaten unter Gesichtspunkten der Belastbarkeit ausreichend, um signifikante Veränderungen festzustellen.
  • Anzumerken ist, dass Rückgänge in der Performance Ratio auf viele Ursachen zurückgeführt werden können. Zu nennen ist hier u.a. flächige Verschmutzung wie sie in der Landwirtschaft häufig vorkommt. Der Einfluss der Verschmutzung auf den Anlagenertrag ist prinzipbedingt nur schwer von PID zu unterscheiden.
  • Wie das aufgeführte Beispiel zeigt, kann bei einem Absinken der Performance Ratio um ca. 10 Prozentpunkte bereits eine Beeinträchtigung der Einzelmodulleistung um 60% vorliegen.
  • Zur frühzeitigen Erkennung von PID empfiehlt sich daher die thermografische Überprüfung von PV-Anlagen im Rahmen der jährlichen Sicht- und Funktionsprüfung.

 
3.2 Detektion durch Vor-Ort-Messungen

Im Rahmen von Vor-Ort-Prüfungen lässt sich die Detektion von PID mit unterschiedlichen Prüfmitteln vornehmen. Tabelle 3-1 zeigt eine Übersicht üblicher Messverfahren.
Die aufgeführten Messverfahren Thermographie, Elektrolumineszenz und Kennlinienmessung sind komplementär anwendbar und lassen in Summe eine sichere Detektion von PID zu.

Zur kosteneffizienten Erstprüfung, bspw. im Rahmen von turnusmäßigen Inspektionsterminen, ist insbesondere die Durchführung von Thermografieaufnahmen geeignet. Abbildung 3-5 zeigt exemplarisch ein Thermografiebild von zwei Stringhälften mit negativem Potential gegen Erde. Deutlich zu erkennen ist das Patchworkmuster in den PV-Modulen am Minuspol des Generators (linker Bildrand). Mit abnehmendem Potential gegen Erde löst sich das diese Charakteristik auf. Das Patchworkmuster ergibt sich durch Erwärmung einzelner Zellen bei denen es durch PID zur Shuntbildung kommt. Hierdurch erwärmen sich die betroffenen Zellen leicht gegenüber den umliegenden Zellen.

Insbesondere bei geringer Beeinflussung durch PID und Prüfung bei hoher Einstrahlung besteht die Möglichkeit, dass die Detektion mittels Thermografiekamera nicht vollständig trennscharf ist. Hier führt die Durchführung von Elektrolumineszenzaufnahmen in der Regel zu eindeutigerem Bildmaterial, das leichter zu interpretieren ist (Abbildung 3-6). Abhängig vom Prüfumfang und insbesondere bei großen Stichproben oder vollumfänglichen Prüfungen ist die Durchführung von EL-Aufnahmen im Vergleich zu Thermografieaufnahmen in der Regel aufwändiger, der Nachweis von PID jedoch eindeutiger.

Zur Quantifizierung des Einflusses von PID auf die Leistungsfähigkeit von PV-Modulen können Kennlinienmessungen auf String-, Substring- und Modulebene durchgeführt werden.

 

 

Abbildung 3-7 zeigt exemplarisch den Einfluss von PID auf die UI-Kennlinie von PV-Modulen. Während die obere UI-Kennlinie ein nicht betroffenes Modul zeigt, zeigt die untere UI-Kennlinie ein Modul mit einer Minderleistung von ca. 50%. Deutlich zu erkennen ist der Einfluss von PID auf die Leerlaufspannung und den Füllfaktor. Zur Abgrenzung zeigt Abbildung 3-8 ein PV-Modul, das sowohl vor als auch nach Reinigung der Moduloberfläche überprüft wurde. Hier zeigt sich deutlich der Einfluss der Oberflächenverschmutzung auf den Kurzschlussstrom des PV-Moduls (verringerte Transmission des Frontglases durch Verunreinigung).

 

 

 

 

 

 

 

Schlussfolgerung:

    • PID lässt sich auf Anlagenebene einfach und sicher mit den aufgeführten Prüfmitteln detektieren.
    • Aufgrund des charakteristischen Fehlerbilds sind die Anforderungen an die Prüfmittel als gering einzustufen (Präzision / Auflösung).
    • Aufgrund der geringen Mehrkosten empfiehlt sich die Durchführung stichprobenartiger Thermographieaufnahmen im Rahmen der jährlichen Sicht- und Funktionsprüfung der PV-Anlage.

 
3.3 Typische Ursachen für PID

Als typische Einflussgrößen auf die Ausprägung von PID sind die unter Abschnitt 2 aufgeführten Punkte zu nennen. Im Rahmen von Feldtests sind Einflüsse auf Zell- und Modulebene als gegeben und nicht veränderbar anzunehmen. Im Feldtest nachvollziehbare Einflussgrößen sind daher auf Systemebene und über Umwelteinflüsse definiert. Insbesondere werden im Folgenden drei Kategorien analysiert:

  • Systemspannung / Potential gegen Erde
  • Temperatur / Luftfeuchtigkeit
  • Oberflächenverschmutzung / Salz

 

Zur Bewertung des Einflusses der drei genannten Parameter zeigt Abbildung 3-9 Zusammenhänge zwischen Umweltbedingungen und Detektionsdauer an einem Beispielportfolio von 20 überprüften PV-Anlagen.
Ergänzend zeigt Abbildung 3-10 die Verteilung der überprüften PV-Anlagen in unterschiedliche Systemspannungsebenen.

Deutlich zu erkennen ist der umgekehrt proportionale Zusammenhang zwischen PV-Anlagen bei denen PID detektiert wurde und der durchschnittlichen Anlagenlaufzeit bis Detektion, wenn die Grafik von der untersten Kategorie (südliches Europa Küste) bis zur obersten Kategorie (Mittel-/Nordeuropa Binnen) gelesen wird.

Mehr als 50% der überprüften PV-Anlagen befinden sich in sonnenreichen Gebieten mit relativ hohen Durchschnittstemperaturen, hoher Luftfeuchtigkeit und hohem Salzgehalt in der Luft / auf den Modulen (Küstennähe). Hier betrug die durchschnittliche Betriebsdauer bis zur Detektion ca. 6 Monate. Anzumerken ist, dass nicht in allen Fällen der exakte Zeitpunkt der Inbetriebnahme bekannt ist, so dass die genannte Betriebsdauer einen weitestgehend validierten Schätzwert darstellt.

Die durchschnittliche Betriebsdauer zwischen Inbetriebnahme und Detektion in der obersten Kategorie in Abbildung 3-9 beträgt > 24 Monate. Insgesamt sind dieser Kategorie 2 der 20 überprüften PV-Anlagen zuzuordnen, wovon eine Anlage einem ausgeprägt feuchtem Milieu zuzuordnen ist.

Die Häufigkeitsverteilung in Abbildung 3-10 spiegelt den Zusammenhang zwischen Höhe der Systemspannung und dem Auftreten von PID wieder. Dass im Bereich der Systemspannungen über 1.000 V keine Anlagen untersucht wurden ist aus Sicht des Verfassers zum Einen darauf zurückzuführen, dass bisher wenige solcher Anlagen realisiert wurden und dass bei Anlagen mit Systemspannungen über 1.000 V in der Regel polseitig geerdete Systeme verwendet werden.
 
Schlussfolgerung:

  • Umgebungsbedingungen und Systemspannung / (negatives) Potential gegen Erde haben einen signifikanten Einfluss auf das Auftreten von PID.
  • Die analysierte Stichprobe von 20 PV-Anlagen zeigt ein stark beschleunigtes Degradationsverhalten bei Anlagen in feucht-warmen Umgebungen. Darüber hinaus lässt die regionale Zuordnung der Anlagen den Schluss zu, dass die stark erhöhte Oberflächenleitfähigkeit der PV-Module bedingt durch Salzablagerungen einen starken Einfluss auf die Degradationsgeschwindigkeit hat.
  • Die Zunahme der Zeitspanne zwischen Inbetriebnahmezeitpunkt und Detektion von PID im Süd-Nord-Gefälle wirft die Frage auf, inwiefern nord-/mitteleuropäische PV-Anlagen erst in Zukunft verstärkt auffällig werden.

 
3.4 Abhilfemaßnahmen

PID an kristallinen PV-Modulen ist in der Regel weitestgehend reversibel. Tabelle 3-2 zeigt übliche Verfahren, die zur Heilung von PID eingesetzt werden.

Insbesondere die in Tabelle 3-2 aufgeführten Regenerationszeiten sind als Richtwerte zu verstehen. Die folgenden beiden Fallbeispiele verdeutlichen dies (siehe Tabelle 3-3).

Fall 1 zeigt eine PV-Anlage mit trafolosem Zentralwechselrichter, die über einen eigenen Mittelspannungstrafo in das örtliche Mittelspannungsnetz einspeist. Fall 2 zeigt eine PV-Anlage mit trafolosen Stringwechselrichtern, die ebenfalls über einen Trafo in das örtliche Mittelspannungsnetz einspeist. Beide PV-Anlagen sind hinsichtlich Konfiguration (inkl. Modultyp) und Umweltbedingungen in guter Näherung vergleichbar. Nach Feststellung des Vorliegens von PID wurde an PV-Anlage aus Fall 1 eine Erdung des Minuspols inkl. Umkehr der Modulreihenfolge im String durchgeführt. In Fall 2 wurden PID Boxen mit einer Gegenspannung von 1.000 V installiert.

In beiden Fällen war die Nennleistung der PV-Module am Minuspol des Generators um durchschnittlich > 50% beeinträchtigt. Während nach Durchführung der Instandsetzungsmaßnahme bei Fall 1 innerhalb eines Zeitraums von < 2 Monaten ein Anstieg der Nennleistung der betroffenen Module auf über 90% der Nennleistungsangabe erfolgte, war in Fall 2 nach 12 Monaten keine hinreichende Verbesserung festzustellen.

Begründung: Beide PV-Anlagen stehen in feuchtwarmen Umgebungen mit hohem Salzgehalt in der Luft. In beiden Fällen kommt es somit phasenweise zu einer sehr hohen Leitfähigkeit auf der Moduloberfläche bei gleichzeitig verhältnismäßig hohen Modultemperaturen.

In Fall 1 führt der durch die Erdung des Minuspols ausschließlich regenerativ wirkende Leckstrom zu einer Ausheilung des PID-Effekts. Weiter erhöht wird die Geschwindigkeit der Ausheilung durch Umkehrung der Modulreihenfolge im String, so dass die PV-Module mit der vorher höchsten negativen Spannung nun die größten Regenerationsleckströme erfahren.
In Fall 2 führen annähernd dieselben Umgebungsbedingungen dazu, dass die insbesondere in den frühen Morgenstunden nach Tagesanbruch auftretenden Leckströme verstärkt PID begünstigen. Die Leckstromleistung der PID Boxen ist in diesem Fall nicht ausreichend, um PID zu kompensieren.

 

 
 
 
Schlussfolgerung:

  • Es stehen abhängig vom Anlagenkonzept verschiedene Möglichkeiten zur Verfügung, die Symptome von PID auf Anlagenebene zu mindern oder zu eliminieren.
  • Bei trafolosen Stringwechselrichtern bietet sich die Installation von PID Boxen, die über Nacht ein Gegenpotential anlegen, das zu einem Leckstromfluss führt, der entgegen dem PID verursachenden Leckstrom wirkt, an. In der Regel lassen sich hierdurch zufriedenstellende Ergebnisse erzielen. Jedoch zeigt das aufgeführte Beispiel auch Grenzen auf, die allerdings nicht auf andere PID Boxen übertragbar sind.
  • Bei Trafogeräten und trafolosen Zentralwechselrichtern an Mittelspannungstransformatoren steht in der Regel durch Erdung eines Generatorpols eine günstige Methode zur Verfügung, PID entgegenzuwirken. Durch Aufgabe der Einfehlersicherheit sind hierbei jedoch technische und teilweise rechtliche Besonderheiten zu beachten.
  • Durch Umkehr der Modulreihenfolge im String lässt sich die Heilung weiter beschleunigen. Die Wirtschaftlichkeit dieser Maßnahme ist standortspezifisch zu bewerten.

 
4. Zusammenfassung & Ausblick

Es konnte gezeigt werden, dass sowohl zur Analyse von PID auf Anlagen- und Modulebene als auch zur Heilung von PID verschiedene Mittel und Methoden zur Verfügung stehen, die eine wirtschaftliche Durchführung der Maßnahmen ermöglichen. Ein wirtschaftlicher und technischer Totalschaden ist in der Regel bei Vorliegen von PID nicht zu erwarten.

Bezüglich der Häufigkeit und Auftretenswahrscheinlichkeit von PID gibt es bisher keine belastbaren Zahlen. Wie in Abschnitt 3.3 beschrieben, zeigt sich jedoch ein Süd-Nord-Gefälle, das für den deutschen Markt lange, teilweise mehrjährige Zeiträume zwischen Inbetriebnahme einer PV-Anlage und Detektion von PID ausweist. Die Wahrscheinlichkeit, dass im deutschen Markt zukünftig verstärkt Fälle von PID auftauchen, ist daher gegeben. Unterstützt wird diese Annahme durch die Tatsache, dass Ertragsprognosen in der Vergangenheit oftmals zu konservativ waren, so dass PID bei Anlagen die über kein PR-Monitoring verfügen erst sehr spät auffällt (siehe auch Fallbeispiel, Abschnitt 3-1).

Vor dem Hintergrund, dass bei PV-Anlagen im Kraftwerksmaßstab zunehmend Systemspannungen von 1.500V und tlw. darüber umgesetzt werden, ist hier eine polseitige Erdung bei PV-Anlagen mit Zentralwechselrichtern als Präventivmaßnahme zu empfehlen.
Inwiefern andere Degradationsmechanismen durch sehr hohe positive Potentiale gegen Erde auftreten, ist zu beobachten.
 
5. Literatur

[1] T. Tanahashi, PID-Testing, 3rd International PV Module Quality Assurance Forum, 2012
[2] I. Rutschmann, Photon Magazin, Ausgabe 1/2008
[3] P. Hacke et al., 37th IEEE Photovoltaic Specialists Conference 2011
[4] J. Bergholad, PID and correlation with field experiences, 3rd International PV module QA forum, Tokyo, 2012
[5] Peter Lechner et al., PID: Korrelation von Labor- und Feldmessungen, 29. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Bad Staffelstein, 2014

Fachaufsatz als PDF runterladen