Felderfahrungen mit PV-Modulen - TÜV Rheinland · Sicherheitsproblematiken) oder eine extreme Fehlerhäufigkeit > 50 % der Fehler waren Installationsfehler Systematische Qualitätssicherung

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


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


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


“FMEA Fehler-Rating”


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)


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


Max.Min.

1%

2%

3%

4%

5%

>30%

0%

Beispiele von Verlustfaktoren bei PV-Modulen


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


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


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!


Ene

rgie

ertr

agW

h/W

p

Licht- induzierte Degradation (Anfangsdegradation)


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?


� 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



Beispiel: Globalstrahlungsmessung, 7 PV-Anlagen in Spanien

Anlage 3Anlage 1 / 2

Einstrahlung wird oft zu niedrig gemessen !



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


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


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


Ableitungen, Zusammenfassung


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!


Documents

Felderfahrungen mit PV-Modulen - TÜV Rheinland · Sicherheitsproblematiken) oder eine extreme Fehlerhäufigkeit > 50 % der Fehler waren Installationsfehler Systematische Qualitätssicherung