Monat: November 2016

Am Montag/Dienstag 28. Und 29. November hat in Köln der 13. Workshop Photovoltaik Modultechnik stattgefunden. Dieser Workshop wird vom TÜV Rheinland organisiert und bietet jedes Mal wertvolle Anregungen über den Stand der Entwicklung der Solarmodultechnik. Eines der Stichworte war Big Data im Modulfeld. Nachdem sich seit längerem die Strangstromüberwachung als Standard etabliert hat, gibt es Anstrengungen, jedes einzelne Modul messtechnisch zu erfassen. Dass grosse Datenmengen anfallen ist klar, wenn man von Solarparks mit 10‘000 und mehr Modulen spricht. Die sinnvolle Auswertung ist dann nur mit „Big Data“ machbar. Keine Chance dieser Datenflut händisch mit Excel beizukommen. Dafür kann jedes Modulfehlverhalten “real time“ und mit modulgenauer Lokalisierung erkannt werden.
Das Thema der immer besseren Messung und Prüfung von Anlagen und Modulen entwickelt sich. Schon die Elektrolumineszenz kann bereits mit einer Drohne erfolgen. Schlechte Zeiten für Modulhersteller, jeder Fehler wird entdeckt werden.

Mehr Intelligenz in den Modulen ist auch am Kommen. Die Fachleute sind optimistisch, dass die Elektronik die Verhältnisse in einem Modul auf Dauer aushalten wird. Die Verhältnisse seien nicht so anders wie in einem Auto, die auch schon reichlich mit Elektronik bestückt sind, wird von Halbleiterfachleuten betont.
Wie viel Sicherheit ist nötig und sinnvoll? In den USA soll ab 2019 vorgeschrieben werden, dass Anlagen auf Gebäuden im Störungsfall eine Spannung von höchstens 80 Volt haben dürfen. Das bedingt eine Art von Freischalter. Ein erster Versuch in Australien hat mit mehreren von diesen Freischaltern ausgelösten Bränden geendet. Zudem spricht man von Kosten von € 20 pro Einheit, das bei Modulkosten von bald € 100 pro Stück die Photovoltaik wieder verteuert. Wir können nur hoffen, dass dieser kontraproduktive Sicherheitswahnsinn den Rest der Welt verschont.

Leichte Entwarnung wurde bezüglich Mikrorissen gegeben. Anscheinend ist die Degradation zwar vorhanden, aber nicht so dramatisch und innerhalb der Leistungsgarantie der Modulhersteller. Das Thema entschärft sich mit den zusätzlichen Busbar oder der Drahtverbindungstechnologie. Gute Nachrichten gibt es von den Wirkungsgraden. PERC, Heterojunction und Bifazialität werden demnächst im grossen Stil im Markt erscheinen und für einen deutlichen Wirkungsgradschritt sorgen.

Potential Induzierte Degradation ist wohl eines der am meisten unentdeckten Gründe für eine Minderperformance von Photovoltaikanlagen. Ertragsverluste von 5%-20% sind ohne weiteres möglich. Das Phänomen lässt sich relativ einfach rückgängig machen, aber lohnt sich das? Nehmen wir als Beispiel eine Anlage mit 500 kW installierter Leistung.

– Jahresproduktion 500’000 kWh
– Wert der Jahresproduktion CHF 75’000
– Verlust durch PID 10% oder CHF 7’500
– Kosten der Untersuchung der Anlage rund CHF 5’000
– Kosten für die PID-Regeneration (sofern nicht als Garantiefall vom Modulhersteller getragen): ca. CHF 15’000

Das ergibt ein Payback von 2.7 Jahren. Der Preis der Energie kann sogar noch tiefer sein, die Investition in die PID-Regeneration ist immer wirtschaftlich.

Man könnte meinen, das sei eine dumme Frage. Nicht aber, wenn man in Spanien eine Anlage betreibt. Dort wurden nicht nur die Einspeisetarife um rund einen Drittel reduziert. Das System wurde auch noch so umgestellt, dass es mehr oder weniger egal ist, ob die Anlage gut produziert oder nicht. Die Vergütung besteht im Wesentlichen aus einer leistungsabhängigen Komponente. Die variable, von der tatsächlichen Produktion abhängige Komponente ist sehr gering. Das führt dann zu solchen Bildern:

Es lohnt sich nicht mehr, in dieser einachsig nachgeführten Anlage den Nachführmechanismus zu reparieren wenn etwas kaputt geht. Wenn man also ein System haben will, welches dazu führen soll, dass möglichst wenig Solarstrom produziert wird, dann kann man von Spanien lernen.

Diese Anlage hat mehrere Modulschäden, die Thermographie half mit, einen Garantieersatz zu erhalten.

Die anerkannte Regel für Thermographien ist es, erst ab einer Einstrahlung von mehr als 600 W/m² zu arbeiten. Was nun, wenn man das Pech hat, dass ausgerechnet am Tag wo man arbeiten wollte sich die Sonne hinter Wolken versteckt?

Wir haben diese Erfahrung machen müssen und sind auf überraschende Ergebnisse gekommen. Wir hatten eine Einstrahlung von 100 – 150 W/m2 und hätten die Übung abbrechen können. Wir sind trotzdem mit der Thermographiedrohne geflogen und und haben trotz der geringen Einstrahlung die üblichen Fehler feststellen können:

Man findet die üblichen Symptome:

• Module mit Ausfall von 1/3
• Hotspots
• Ausgefallene Stränge
• Sogar Indizien für PID (zu bestätigen bei höherer Einstrahlung)

Das einzige, was anders ist sind die Anschlussdosen: Anstelle dass sie wegen des Wärmestau wärmer sind als die Umgebung, zeichnen sie sich wegen der Trägheit als kühlere Punkte ab. Die Modultemperatur betrug rund 13°C, die Lufttemperatur rund 10°C.

Das heisst dass man mit einer guten Ausrüstung auch bei schlechteren Bedingungen thermographieren kann. Garantieansprüche kann man damit aber noch nicht anmelden, die Modulhersteller verlangen deutlich höhere Einstrahlungen für den Nachweis von Garantieforderungen.

Thermographie aus der Luft ist sehr populär, seit Drohnen Thermographiekameras tragen können. So ernsthaft das Thema ist, ab und zu sind die Bilder witzig:

Das ist ein Gartenschlauch auf den Modulen

Das hier ist der Schatten eines Krans:

Und das hier ist ein Strang im Kurzschlussmodus:

Aber im Normalfall sind die Bilder nützlich und hilfreich im Finden von Fehlern.