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Timestamp: 2017-01-20 18:16:18+00:00

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⭐Langzeiterfahrungen in der Photovoltaik
Langzeiterfahrungen in der Photovoltaik
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1 Entwicklung und Zuverlässigkeit bei Wechselrichtern, Langzeit- und Verschmutzungsprobleme Langzeiterfahrungen in der Photovoltaik Seit mehr als 10 Jahren werden netzgekoppelte Photovoltaikanlagen in der Schweiz über Langzeitmessungen sorgfältig überwacht und bezüglich ihrer Leistungsdaten ausgemessen. Klarer Trend: die Ausbeute hat sich erhöht und korreliert somit mit dem wärmeren Klima. Wie steht es mit der Technikentwicklung, der Anlagenzuverlässigkeit und wo zeigen sich Langzeitprobleme? Prof. Dr. Heinrich Häberlin 1. Einleitung Neben Wechselrichtertests führt die Berner Fachhochschule BFH-TI (vormals HTI, HTA resp. ISB) auch seit 1992 Langzeitmessungen an vielen netzgekoppelten Photovoltaikanlagen (PV) durch. Gegenwärtig werden PV-Anlagen mit 64 Wechselrichtern ausgemessen. Die meisten Anlagen befinden sich in Burgdorf, es werden aber seit 1992 resp auch Daten von zwei hochalpinen Anlagen auf 3454m und 2670m erfasst. Seit 01 wird auch die Anlage Mont-Soleil (560 kwp, 1270m) und seit 05 die Anlage Stade de Suisse ausgemessen. Der Zweck dieser Langzeitmessungen ist die Erfassung aller langfristig relevanten Einflüsse auf den Energieertrag und die Lebensdauer von Photovoltaikanlagen. Auf Grund dieser teilweise nun bis zu 15 Jahren dauernden Messungen scheint es, dass der Klimawandel nicht nur eine Erhöhung der mittleren Temperaturen zur Folge hat, sondern auch einen Anstieg der in die Horizontalebene und in die Generatorebene eingestrahlten Sonnenenergie. Dies konnte mehr oder weniger deutlich an allen von uns detailliert ausgemessenen Standorten festgestellt werden. Am Standort Burgdorf zeigt die gemessene Strahlung sowohl in der Horizontalebene als auch in die geneigte Ebene nicht nur einen steigenden Trend, sondern ist auch höher als die mit dem Programm Meteonorm 5 berechneten Werte, die auf älteren Daten beruhen (Bild 1). Man könnte nun erwarten, dass der mittlere spezifische Energieertrag der Photovoltaikanlagen in der Schweiz etwa entsprechend Bild 1 ansteigt. Wie Bild 2 zeigt, ist dies jedoch nicht der Fall. Nur in Deutschland, wo die mittlere Einstrahlung einige Prozent tiefer liegt 1 Bild 1 Jahreswerte der Einstrahlung H in die Horizontalebene und der Einstrahlung H G45 in eine um 45 geneigte, genau südorientierte Ebene bei der zentralen Meteo-Messstation der BFH in Burgdorf in den Jahren Zudem sind auch noch die Mittelwerte von H und H G45 gemäss dem Programm Meteonorm 5 angegeben, das die Berechnung der Einstrahlung in beliebig orientierte Flächen ermöglicht [1]. 2 Bild 2 Mittlerer spezifischer Energieertrag netzgekoppelter PV-Anlagen in den Jahren in Deutschland und der Schweiz. In den ersten Jahren ist der CH-Ertrag entsprechend den besseren Strahlungsverhältnissen etwas grösser (Grafik aus [1], aufdatiert mit neuesten Werten für 06 aus den gleichen Datenquellen). H in kwh/m 2 pro Jahr Energieertrag in kwh/kwp Spezifischer Energieertrag von PV-Anlagen in CH und D Jahreseinstrahlung H und H G45 in Burgdorf Mittelwert HG45 nach MN 5 als an vergleichbaren Orten in der Schweiz, steigt der mittlere Ertrag seit etwa 01 deutlich an und übertrifft seither sogar den mittleren spezifischen Energieertrag der Anlagen in der Schweiz [1]. Der Grund ist natürlich, dass in Deutschland dank dem seit April 00 in Kraft stehenden Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) laufend sehr viele Anlagen neuerer Technologie zugebaut werden, sodass im Bestand der PV-Anlagen diese neueren Anlagen dominieren. Es ist sehr bedauerlich, dass die Schweiz, die während vieler Jahre bezüglich der pro Kopf installierten Leis- Heinrich Häberlin, BFH-TI, Photovoltaiklabor Jahr CH D H G45 H Mittelwert H nach MN 5 Trendlinie von H G45 H. Häberlin, BFH, TI, PV-Labor Jahr Trendlinie von H Elektrische Anlagen Rubriken Elektrotechnik 4/08 512 tung weit an der Spitze lag und auch technologisch an vorderer Front mitwirkte, durch das Fehlen einer entsprechenden kostendeckenden Vergütung derart offensichtlich ins Hintertreffen geraten ist (Bild 3). Die kürzlich beschlossene kostendeckende Einspeisevergütung gemäss EnV ist zwar ein Anfang, vermag aber wegen des tiefen Deckels keine mit Deutschland vergleichbare Entwicklung auszulösen. 2. Technische Entwicklung bei Wechselrichtern Umwandlungs-Wirkungsgrad η Der Spitzenwirkungsgrad von Netzverbund-Wechselrichtern ist seit dem Ende der 80er-Jahre um etwa acht Prozent gestiegen, der strahlungsgewichtete «Europäische Wirkungsgrad» wegen der deutlichen Verbesserung der Teillastwirkungsgrade sogar noch etwas mehr (Bilder 4 und 5). Wenn auch das Maximum-Power- Point-Tracking der Geräte stimmt, sollten auch die Energieerträge neuer Anlagen entsprechend steigen. Noch besser als der blosse Umwandlungswirkungsgrad eignet sich für den Vergleich von Wechselrichtern der totale Wirkungsgrad η tot, der das Produkt von Umwandlungswirkungsgrad η und MPP-Tracking-Wirkungsgrad η MPPT darstellt und deshalb beide wichtigen Eigenschaften in einer Grösse enthält [1], [3], [4]. Wechselrichterzuverlässigkeit Die bezüglich Zuverlässigkeit kritischste Komponente bei netzgekoppelten Photovoltaikanlagen ist der Wechselrichter. Das PV-Labor der BFH führt bereits seit 1992 eine Ausfallstatistik über eine bisher stetig steigende Anzahl von Netzwechselrichtern [4], [5], [6]. Zurzeit werden 64 Wechselrichter überwacht. In den Jahren lag die Anzahl Wechselrichter-Defekte pro Betriebsjahr noch im Bereich 0,7 bis 1, sank dann in den folgenden Jahren kontinuierlich ab und stabilisierte sich in den Jahren 1997 bis 06 im Bereich 0,07 bis 0,21 (Bild 6). Im Jahre 01 erreichte dieser Wert in dieser Periode ein relatives Maximum von 0,21, bedingt durch den Ausfall von zumeist älteren Geräten. Im Jahre 02, in dem keine schweren Gewitter beobachtet wurden, sank er dagegen wieder auf einen Rekordtiefstand von 0,07. Seither bewegt er sich im Bereich 3 PV-Spitzenleistung in Wp Installierte PV-Spitzenleistung pro Kopf in D, A, CH und JA CH D A JA Schweiz Einführung EEG in D Deutschland Japan Österreich Jahr Bild 3 In Deutschland, Österreich, der Schweiz und Japan jeweils per Ende Jahr installierte totale PV-Spitzenleistung pro Kopf der Bevölkerung in den Jahren 1992 bis 06 im Vergleich (Grafik aus [1], aufdatiert mit neuesten Werten aus [2]). 4 Wirkungsgrad η in % Wirkungsgrad von EGIR10, PV-WR-1500 und PV-WR-1800 EGIR10 PV-WR-1500 PV-WR-1800 EGIR10 PVWR1800 PVWR P DC /P DCn in % Bild 4 Umwandlungs-Wirkungsgrad η von Wechselrichtern (mit Trafo) um 1990 [1]. 5 Wirkungsgrad η [%] SunnyBoy 3800: Wirkungsgrad η = f(p DC/P DCn) UMPP = 280 V UMPP = 0 V UMPP = 350 V Normierte DC-Leistung P DC / P DCn (P DCn = 4000 W) Bild 5 Umwandlungs-Wirkungsgrad η eines modernen Wechselrichters mit galvanischer Trennung. Der Wirkungsgrad ist nicht nur von der Leistung, sondern auch von der DC-Spannung abhängig [1]. Trafolose Geräte erreichen noch etwa 2% höhere Werte. 0,07 bis 0,13 Ausfälle pro Wechselrichter-Betriebsjahr. Allgemein kann gesagt werden, dass im Mittel die Wechselrichter mit einer galvanischen Trennung weniger Ausfälle erleiden (Bild 7). Sie scheinen gegen netzseitige Störungen oder in Bezug auf bei nahen Blitzeinschlägen zwischen Solargenerator- und Netzanschlussleitungen auftretende Spannungsdifferenzen robuster zu sein. Bei dieser Folgerung muss aber beachtet werden, dass praktisch alle überwachten trafolosen Wechselrichter vom selben Hersteller stammen. Die grösseren dreiphasigen Wechselrichter des gleichen Herstellers erwiesen sich dagegen bisher als sehr zuverlässig. 52 Elektrotechnik 4/083 6 WR-Defekte pro WR-Betriebsjahr Wechselrichter-Defekte (gesamt) WR-Defekte WR-Anzahl Durchschnittliches WR-Alter Betriebsjahr Auswirkung von Wechselrichterdefekten auf die Energieproduktion Ein Wechselrichter-Defekt wirkt sich je nach dem Zeitpunkt und der Grösse des Gerätes energetisch natürlich sehr verschieden aus. Bei den betroffenen Anlagen kann der Energieverlust in einzelnen Jahren durchaus im Bereich von 10% liegen (Bild 8 und 9). Der mittlere Ertragsausfall auf Grund von Wechselrichter-Defekten liegt dagegen deutlich tiefer und beträgt im mehrjährigen Mittel etwa 1,1%. Bild 10 zeigt den auf Grund dieser Defekte resultierenden mittleren Ertragsausfall bei den PV-Anlagen in Burgdorf in den Jahren Entwicklung des Energieertrags im Verlauf der Zeit Um verschiedene Anlagen in einfacher Weise miteinander vergleichen 100 zu können, wird der Energieertrag der Anlagen am besten in Kilowattstunden pro Kilowatt peak (kwh/kwp) angegeben. Damit spielt die Grösse der Anlage keine Rolle mehr, der Energieertrag wird bei jeder Anlage auf 1kWp (1kW Spitzenleistung bei STC) umgerechnet [1], [7]. Um den Einfluss der von Jahr zu Jahr etwas schwankenden Einstrahlung zu eliminieren, wurden die Energieerträge der einzelnen Anlagen zudem auf ein strahlungsmässiges Normaljahr umgerechnet. Bild 11 zeigt die sich so ergebenden spezifischen Energieerträge. Neben dem Mittelwert aller Anlagen ist auch der Mittelwert der Anlagen mit trafolosen Wechselrichtern, der Maximalwert (stammt von regelmässig gereinigten Anlagen) sowie der Minimalwert (stammt von einer im Sommer durch Gebäudeteile Durchschn. WR-Alter (in Monaten) und Anzahl überwachter WR Bild 6 Wechselrichter-Defekte pro Wechselrichter-Betriebsjahr und durchschnittliche Anzahl vom PV-Labor der BFH in Burgdorf überwachter Wechselrichter. Die Ausfallrate hat im Jahr 06 mit 0,07 Defekten pro WR-Betriebsjahr erneut einen Rekordtiefstand erreicht. Die Anzahl überwachter WR ist immer noch am Steigen (Ende 06: 61 Geräte). Das durchschnittliche Alter der Wechselrichter beträgt etwa 8 Jahre. 7 WR-Defekte pro WR-Betriebsjahr Wechselrichter-Defekte (aufgeteilt) WR-Defekte (ohne galv. Trennung) WR-Defekte (mit galv. Trennung) Anzahl WR (ohne galv. Trennung) Anzahl WR (mit galv. Trennung) mit galvanischer Trennung Betriebsjahr ohne galvanische Trennung Bild 7 Wechselrichter-Defekte pro Wechselrichter-Betriebsjahr aufgeteilt nach Geräten mit und ohne galvanische Trennung. Die Wechselrichter ohne galvanische Trennung haben tendenziell eine höhere Ausfallrate. Allerdings stammen praktisch alle überwachten Wechselrichter ohne galvanische Trennung vom gleichen Hersteller. Deshalb ist diese Betrachtung nur bedingt repräsentativ Durchschnittliche Anzahl überwachter WR teilbeschatteten, suboptimalen Fassadenanlage mit Anstellwinkel β = 60 und γ = ) angegeben. Die meisten anderen Anlagen haben Anstellwinkel β zwischen 30 und 35. Fast alle PV-Anlagen in Burgdorf haben gerahmte Module. Es fällt auf, dass alle Kurven in Bild 11 einen langfristig leicht sinkenden Trend zeigen. Dies dürfte eine Folge der zunehmenden mittleren Verschmutzung der Anlagen und der Alterung sein. Bei einzelnen Anlagen sinkt der Ertrag auch wegen einer zunehmenden Beschattung durch wachsende Bäume in der Umgebung. Es fällt auch auf, dass die Unterschiede zwischen gut gewarteten Anlagen und eher vernachlässigten Anlagen tendenziell zunehmen. Im Laufe der Zeit verlieren offensichtlich einige Besitzer das Interesse an ihren Anlagen. Besonders nach Eigentümerwechseln werden die Anlagen durch die neuen Besitzer oft vernachlässigt. 4. Langzeit-Probleme auf der DC-Seite Nach der starken Verbesserung der Wechselrichterqualität gewinnt für einen langfristig hohen Energieertrag auch das Langzeitverhalten der DC-Seite an Bedeutung. Zur Schaffung einer optimalen Ausgangslage für die unvermeidliche Langzeit-Degeneration ist die Verwendung möglichst eng tolerierter Module sehr wichtig (z. B. mit Minustoleranz 0% oder mit +/ 3% statt wie früher bis +/ 10% (und in der Praxis oft sogar etwas mehr). Bei kleinen Leistungstoleranzen sind auch die Mismatch-Verluste im Solargenerator deutlich geringer, was sich ebenfalls positiv auf den Ertrag auswirkt [1]. Wichtigste Langzeit-Probleme auf der DC-Seite: Verschmutzung der Module (besonders an den Rändern von gerahmten Modulen) Zunehmende Teilbeschattung durch wachsende Bäume (bei einzelnen Anlagen) Alterung Ausfall einzelner Stränge (z.b. Defekte von Strangdioden oder Strangsicherungen) Defekte in Modulen und Generatoranschlusskästen Schneebedeckung (evtl. auch mechanische Schäden durch Schneedruck) Elektrotechnik 4/08 534 5 12 13 Generator-Korrekturfaktor k G = Ya / YT PV-Anlage Tiergarten West, BFH-TI, Burgdorf: Verlauf des Generator-Korrekturfaktors im Sommer (April-September) Einstrahlung mit Pyranometer gemessen Längere Schneebedeckungen (> 7 Tage) 1.Reinigung Jahr 2.Reinigung Periode 1 Periode 2 Periode 3 Periode 4 3. Reinigung Bild 12 Detailansicht der Verschmutzung des PV-Generators der BFH in Burgdorf nach einer längeren Trockenperiode kurz vor der Reinigung. Bild 13 Gemessener Generator-Korrekturfaktor k G bei der Teilanlage West der PV-Testanlage der BFH Burgdorf mit Angabe der Reinigungen (Strahlungsmessung mit Pyranometer). Die Anlage hat gerahmte Siemens M55-Module mit β = 30 (horizontal liegend), liegt nahe bei einer Bahnlinie und neigt somit zu relativ starker Verschmutzung [8]. Der relativ tiefe Wert des Anfangswerts von k G ist teilweise auf die gegenüber einer normalen PV- Anlage etwas höheren DC-Verluste der Testanlage zurückzuführen. wesentlich schneller entwickeln. Bild 14 zeigt einen Ausschnitt aus dem Solargenerator der PV-Anlage McDonalds in Burgdorf, auf dem jeweils relativ rasch nach einer Reinigung eine sehr starke und relativ gleichmässige Verschmutzung auf der ganzen Solargeneratorfläche auftritt. Bild 15 zeigt die auf STC umgerechnete I-U-Kennlinie des Solargenerators vor und nach einer Reinigung dieser Anlage. Verschattung durch wachsende Bäume An verschiedenen Anlagen entsteht im Laufe der Jahre eine zunehmende Beschattung durch zunächst kleine und nicht störende Bäume (manchmal auch in Nachbars Garten!), die aber im Laufe der Jahre immer grösser werden und die Anlage im Winterhalbjahr zunehmend verschatten (Bild 16). Teilbeschattungen eines Solargenerators reduzieren bekanntlich den Energieertrag überproportional [1]. Verdankungen 14 In Bild 13 ist zu erkennen, dass k G und somit der Energieertrag des Solargenerators zunächst langsam, nach einigen Jahren aber immer schneller absinkt. Auch hier zeigt es sich, dass längere Schneebedeckungen im Winter den Abfall von k G offenbar verlangsamen. 1998, 02 und 06 wurden Reinigungen mit einem starken Reinigungsmittel (Transsolv) durchgeführt, die den grössten Teil der gemessenen Ertragsabnahme rückgängig machen konnten. Gegenüber dem jeweiligen Anfangszustand betrug die Ertragsverminderung infolge Verschmutzung vor der Reinigung in den Jahren 1998 etwa 10%, im Jahre 02 etwa 12% und im Jahre 06 etwa 8%. Bei den Messungen im Sommer 02 wurde im PV-Generator der Teilanlage Bild 14 Sehr starke Verschmutzung auf ganzer Modulfläche der PV-Anlage Mc Donalds in Burgdorf [1], [4]. Die Anlage liegt in unmittelbarer Nähe eines Kreisels, einer Nebenbahnlinie, einer Sägerei und neben dem Abzugkamin der fettigen Küchenabluft. West ein defektes Modul ersetzt, das für etwa 1% der beobachteten k G -Reduktion verantwortlich war. Durch die Reinigung konnten 1998 und 06 weitere 8% und 02 weitere 10% eliminiert werden. Ein Teil der Ertragsabnahme (in 12 Jahren: etwa 3%) scheint aber irreversibel zu sein. Da relativ rasch nach der Reinigung eine erneute leichte Verschmutzung eintritt, ist anzunehmen, dass daran Veränderungen der Glasoberfläche an der Verschmutzungskante beteiligt sind. Möglich sind aber auch interne Veränderungen im Modulinnern (Zellen, Folien). Verschmutzung bei Anlage Mc Donald in Burgdorf An sehr ungünstig gelegenen Orten kann sich die Verschmutzung noch Die beschriebenen Langzeitmessungen bis Mai 1995 erfolgten im Rahmen eines vom BFE und vom WEA des Kantons Bern finanzierten Messprojektes. Die weiteren Messungen ab Oktober 1996 bis August 03 wurden im Rahmen von zwei weiteren Monitoring- Projekten (Finanzierung: BFE, PSEL, Localnet AG Burgdorf, Gesellschaft Mont Soleil und Elektra Baselland) durchgeführt. Seit 03 erfolgen diese Langzeitmessungen als Teilprojekt im den BFE-Rahmenprojekten «Photovoltaik-Systemtechnik 03 06» und «Photovoltaik-Systemtechnik 07 10», die von BFE, Localnet AG Burgdorf, Gesellschaft Mont Soleil und Elektra Baselland finanziert werden. All diesen Institutionen sei an dieser Stelle für ihre wertvolle Unterstützung herzlich gedankt. Ich danke auch meinen ehemaligen Assistenten, Herr Ch. Beutler, der diese Langzeitmessungen von 1992 bis 1997 betreute, und Herrn S. Oberli, der neben Herr Beutler wesentlich bei der Realisierung und dem Ausbau der Auswertesoftware mitwirkte. Ebenso danke ich ihren Nachfolgern, Herrn Ch. Renken, der diese Messungen seit Herbst 1997 bis 04 weiter betreute und Herrn Ch. Geissbühler, der diese Aufgabe von 04 bis Anfang 07 übernahm. Seit Frühling 07 wird dieses Langzeit-Messprojekt von Herr M.Kämpfer fortgeführt. Ich danke auch meinen übrigen Assistenten, die zeitweise ebenfalls an der Betreuung der Anlagen mitgewirkt haben. Elektrotechnik 4/08 556 15 35 Kennlinien (bei STC) vor und nach Reinigung 16 Strom I in Ampère Vor der Reinigung Nach der Reinigung P MPP = 3025 W P MPP = 2154 W Spannung U in Volt Bild 15 Auf STC umgerechnete I-U-Kennlinie der PV-Anlage Mc Donalds mit einer Nennleistung von 3,3 kwp vor und nach der Reinigung [1], [4]. (Leistungsverlust 28,8% vor Reinigung)! Bild 16 An verschiedenen Anlagen entsteht im Laufe der Jahre eine zunehmende Beschattung durch Bäume. Bild 17 Grosse Flechte bei einem gerahmten Modul. Bild 18 Auf dem Schmutzrand auf der Unterseite eines gerahmten Moduls wachsendes Moos. 56 Elektrotechnik 4/08 Lokale Zellenbeschattung durch Flechten auf Modulen Im Laufe der Jahre entstehen an Modulrahmen oft Flechten und Moose, welche die Leistung des betroffenen Moduls deutlich reduzieren (Bild 17, 18). Schäden an Modulen Oxidierte Anschlussstellen oder Anschlüsse, die infolge schlecht kontaktierter Drähte überhitzen, zeigen Bild 19 und. Überhitzte Stellen in Modulen Module selbst können lokal stark überhitzen, wenn z.b. ein Kontaktstreifen einen zu hohen Übergangswiderstand hat. Ursache dafür kann ein Produktionsfehler oder eine Langzeitoxidation sein (Bild 21 Ansicht von vorne, Bild 22 Ansicht von hinten). Mechanische Schäden an Modulen der PV-Anlage Mt Soleil Vor allem stark exponierte Anlagen, wie diese auf dem Mt Soleil, sind mitunter grossen mechanischen Kräften durch Schneemassen ausgesetzt. Dabei können Module einfach abgeknicken (Bild 23). Schäden in Generatoranschlusskästen Bei einem beobachteten Schadenfall war die Ursache vermutlich eine Lötstelle, deren Widerstand sich im Laufe der Zeit allmählich erhöte und die schliesslich nach 11 Jahren während einer Strahlungsspitze unter Lichtbogenbildung durchschmolz (Bild 24 und 25). Weiterer, noch schlimmerer Brandfall Durch Serielichtbögen können ganze Leiterbahnen auf Printplatten verkohlen. Bild 26 zeigt einen Generatoranschlusskasten beim ersten Öffnen des Schranks mit kw Leistung (U MPP ca. 500 V). Diese erste Schranköffnung ermöglichte eine Luftzufuhr, was dann einen starken Lichtbogen zwischen Plus und Minus provozierte und einen richtigen Brand im Schrank auslöste (Bild 27). Der Lichtbogen war so heftig, dass sogar ein Loch in die Rückwand des Metallschranks geschmolzen wurde. Auch bei einer älteren 3- kw-anlage traten Schäden im Generator-Anschlusskasten auf (Unterbruch durch verschmorten Brückenstecker auf linker Seite, danach Betrieb nur mit halber Leistung, wie die thermografische Aufnahme zeigt (Bild 28). Da U MPP hier nur ca. 100 V betrug, traten keine schwereren Schäden auf, da die Brennspannung des Lichtbogens relativ klein war. 5. Zusammenfassung und Ausblick Der Wirkungsgrad neuer Wechselrichter ist heute deutlich besser als um 1990 (nur noch wenige Prozent unter 100%). Es sind auch Module mit viel engeren Leistungstoleranzen als früher erhältlich. Zudem steigt die mittlere jährliche Einstrahlung in den letzten Jahren tendenziell etwas an. Deshalb sollten gut geplante Neuanlagen mit modernen Komponenten in der Schweiz auch im Flachland in der Regel einen mittleren Jahresertrag von 1000 kwh/kwp und mehr erreichen. Wechselrichter sind heute sehr zuverlässig, der mittlere Ertragsverlust infolge Wechselrichterausfällen dürfte7 19 Bild 19 Geschmolzene Anschlussdose: Schon bei geschlossener Anschlussdose konnte am Punkt E01 (siehe thermografische Aufnahme rechts) eine Temperatur von über 80 C gemessen werden. Der Deckel ist durchgeschmolzen. Bild Grund für Temperaturerhöhung: Links: Lockere Schraube der Klemme. Rechts: Litzen des Anschlusskabels teilweise abgebrochen. 21 Bild 21 Stark erhitzter Kontaktstreifenübergang: Bei diesem Modul ist schon optisch feststellbar, dass der Übergangswiderstand der Kontaktstreifen zu gross ist und sich die Stelle stark erwärmt. 22 Bild 22 Auf der Rückseite ist auch die Folie durchgeschmolzen. Die Stelle erwärmt sich massiv (> 86 C!). Bei manchen älteren Anlagen sind auf thermografischen Aufnahmen des Solargenerators etliche solche heisse Stellen zu finden, die längerfristig zu Schäden führen dürften. bei etwas über 1% liegen. Allerdings scheint vor allem bei kleinen Wechselrichtern ein Ersatz etwa alle 10 15Jahre erforderlich zu sein, da nach langer Zeit ein befriedigender Service oft nicht mehr gewährleistet ist. Im Flachland tritt bei PV-Anlagen mit gerahmten Modulen, die an der unteren Kante einen geringen Abstand zwischen Rahmen und Zellen aufweisen, im Laufe der Jahre oft eine deutliche Ertragseinbusse auf (nach einigen Jahren bis etwa 10%). Ein grosser Teil davon ist auf die sich trotz der Reinigungswirkung des Regens allmählich entwickelnde permanente Verschmutzung zurückzuführen, ein kleinerer Teil auf irreversible Veränderungen der Module. Bei hochalpinen Anlagen sind diese Probleme wesentlich kleiner. Auch Beschattungen durch wachsende Bäume können bei einzelnen Anlagen den Energieertrag allmählich beeinträchtigen. Erfreulicherweise scheint die alterungsbedingte Degradation bei kristallinen Zellen relativ bescheiden zu sein. Bei der PV-Testanlage der BFH-TI in Burgdorf, die über 13 Jahre im Betrieb ist, liegt diese Degradation über einen Zeitraum von 12 Jahren etwa im Bereich von 3% (Bild 13). Es hat sich aber gezeigt, dass je nach Lage, Anstellwinkel und Modultyp bei vielen Anlagen eine periodische Reinigung des Solargenerators zur Aufrechterhaltung eines hohen Energieertrags ratsam ist. Unter diesen Voraussetzungen scheint die Annahme berechtigt, dass der Solargenerator eine Lebensdauer von 30 Jahren erreichen wird. Neben Verschmutzungsproblemen wurden auf der Seite des Solargenerators aber auch einige andere Probleme Elektrotechnik 4/08 578 Bild 23 Durch Schneedruck beschädigte rahmenlose Module bei der PV-Anlage Mt. Soleil. Bei einer abgeknickten Zelle konnte eine Erwärmung gemessen werden. Bild 24 Schwelbrand im Generatoranschlusskasten einer 11 Jahre alten PV- Anlage von 15kW mit U MPP ca. 500V. Bild 25 Detailaufnahme des Brandherdes. Bild 26 Vor dem Öffnen des Schranks war die Leistung wegen verkohlten Leiterbahnen bereits stark reduziert. (Bild EBL) Bild 27 Schrank nach dem katastrophalen Lichtbogen nach dem Öffnen, der zum Ausbrennen des Schranks führte. (Bild EBL) Bild 28 Schaden durch verschmorten Kontakt bei einer kleineren Anlage mit relativ tiefer Betriebsspannung als Folge von Kontaktproblemen eines Brücksteckers Elektrotechnik 4/08 beobachtet, die langfristig den Energieertrag und die Betriebskosten beeinflussen und im Extremfall sogar die Sicherheit eines Gebäudes und dessen Bewohner gefährden können. Deshalb muss unbedingt auf eine sehr hohe Qualität (Material und Ausführung!) aller auf der Gleichstromseite eingesetzten Komponenten geachtet werden. Zur Vermeidung von Schwelbränden in der gleichstromseitigen Verkabelung (in Modulen, der Verdrahtung und in Generator-Anschlusskästen), wie sie in den letzten Jahren nach längerem Betrieb manchmal auftraten, wäre es möglicherweise sinnvoll, in neuen Wechselrichtern als zusätzliche Sicherheitseinrichtung einen Lichtbogendetektor einzubauen, der solche gefährlichen Lichtbögen bereits in der Entstehungsphase detektieren und abschalten könnte. Weitere Informationen über die Systemtechnik von Photovoltaikanlagen sind in [1] oder im soeben erschienenen Schlussbericht des Projektes «Photovoltaik-Systemtechnik (PVSY- STE)» enthalten [4]. ET 04 Berner Fachhochschule, Technik und Informatik (BFH-TI) Photovoltaik-Labor 3400 Burgdorf Tel Literatur [1] H. Häberlin: «Photovoltaik Strom aus Sonnenlicht für Verbundnetz und Inselanlagen». AZ-Verlag, CH-5001 Aarau und VDE-Verlag, Berlin, 07, ISBN und [2] Report IEA-PVPS Task 1-16:07: Trends in Photovoltaic Applications Survey Report of Selected IEA Countries between 1992 and 06. [3] H. Häberlin: «Wirkungsgrade von Photovoltaik-Wechselrichtern Bessere Charakterisierung von Netzverbund-Wechselrichtern mit den neuen Grössen «Totaler Wirkungsgrad und Dynamischer MPPT- Wirkungsgrad». Elektrotechnik 2/05. [4] L. Borgna, Ch. Geissbühler, H. Häberlin, M. Kämpfer, U. Zwahlen: «Photovoltaik-Systemtechnik (PVSYSTE)». Schlussbericht BFE-Projekt Nr /151395, 03 06/März 07. [5] Ch. Renken und H. Häberlin: «Langzeitverhalten von netzgekoppelten Photovoltaikanlagen 2». Schlussbericht BFE-Projekt DIS 39949/79765, Sept. 03. [6] Ch. Renken und H. Häberlin: «Langzeitverhalten von netzgekoppelten Photovoltaikanlagen». Schlussbericht PSEL-Projekt 113/BFE-Projekt DIS 19490/59074, ENET , Aug [7] H. Häberlin und Ch. Beutler: «Analyse des Betriebsverhaltens von Photovoltaikanlagen durch normierte Darstellung von Energieertrag und Leistung». SEV/VSE- Bulletin 4/1995. [8] H. Häberlin und Ch. Renken: «Allmähliche Reduktion des Energieertrags netzgekoppelter PV-Anlagen durch permanente Verschmutzung und Degradation». SEV/ VSE-Bulletin 10/1999. Ähnliche Dokumente
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