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BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und Photovoltaik2 EinleitungDie ständig steigende Verknappung fossiler Brennstoffe sowie die schädliche Wirkung des bei ihrerVerbrennung emittierten Kohlendioxides auf das globale Klima macht die Umstellung der Erzeugungelektrischer Energie auf regenerative unumgänglich. So hat sich z.B. Bayern das Ziel gesetzt, bis zumJahr 2021 50% der elektrischen Energieversorgung aus erneuerbaren Energieformen zu generieren.Unter den regenerativen Energien nimmt die Photovoltaik einen wichtigen Platz ein, da hier direktaus Sonnenlicht ohne Verbrauch von Treibstoff Elektrizität gewonnen wird.Damit die photovoltaische Stromerzeugung zu einem adäquaten Ersatz der konventionellenEnergieerzeugung werden kann, gilt es, den Preis pro erzeugter Energiemenge stetig zu senken.Dieser Preis pro erzeugter Energie (ct/kWh) wird durch die durchschnittliche Sonneneinstrahlung amInstallationsort, die Lebensdauer und den Kaufpreis des PV-Moduls bestimmt. Bei der Reduzierungdes Solarmodulkaufpreises hat die Dünnschichttechnologie großes Potenzial, da hierbei dieeigentlichen stromerzeugenden Bestandteile, also die Zellen, direkt auf das Trägermaterialaufgebracht werden können. Neben dem geringeren Bedarf an Rohstoffen steht hier auch noch derWegfall einiger Prozesszwischenschritte, die bei einem Solarmodul auf kristalliner Basis nötig sind,wie der Herstellung von kristallinem Ausgangsmaterial, Herstellung einzelner Zellen und dieVerlötung.Solarmodule kommen ohne Treibstoff aus, deshalb ist der Faktor ct/kWh direkt von der Lebensdauerdes Moduls abhängig. Da die Dünnschichttechnologie deutlich jünger ist als die heute üblicheGarantiezeit von 20 Jahren, besteht noch ein großer Forschungsbedarf über das Alterungsverhaltenvon Dünnschichtmodulen. Künstliche Alterung in Klimakammern u. ä. ist ein wichtiger Punkt in derLebensdauerforschung, eine tatsächliche Aussage über das Alterungsverhalten kann jedoch nurgemacht werden, wenn die Solarmodule so betrieben werden, wie es zur tatsächlichenStromgewinnung notwendig ist: ganzjährig draußen mit optimaler Ausrichtung zur Sonne, sowie imLastbetrieb. Bisher werden solche Außenteststände hauptsächlich von den Herstellern betrieben, sodass die Endkunden auf die selektive Datenauswahl des Herstellers angewiesen sind.Ziel des Projektes war es, ein tieferes Verständnis über die leistungsbeeinflussendenDegradationsmechanismen in den verschiedenen Dünnschichttechnologien unter realenBetriebsumständen zu erhalten und die Daten unabhängig vom Markt bzw. Hersteller zur Verfügungzu stellen. Wesentlicher Inhalt des Projekts ist es, zu untersuchen, ob im Laufe der Lebensdauer einesPV-Moduls das Fortschreiten diverser Defekte über EL und IR zu erkennen ist und ob bzw. wie diesemit einer Leistungsminderung korrelieren.Das Projekt „Vergleich des Langzeitverhaltens verschiedener e die Aufständerung von Solarmodulen aller gängigen Dünnschichttechnologien und ihrenBetrieb unter realen Bedingungen, wobei alle wichtigen Betriebsparameter kontinuierlichaufgezeichnet werden sollten. Darüber hinaus wurden in regelmäßigen Abständen bei allen Modulendie Kennlinie gemessen sowie Elektrolumineszenz und IR-thermographische Untersuchungendurchgeführt.Die Messwerte, die erfasst wurden sollen, sind:Seite 7 von 23

BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und Photovoltaik-PV-Modul-Parameter: Strom, Spannung, Modultemperatur-Meteorologische Daten: Einstrahlung, Lufttemperatur, LuftfeuchtigkeitDie Auswertung der Daten sollte im Hinblick auf zwei Aspekte erfolgen:1. der tatsächliche Einfluss dünnschichtspezifischer Eigenarten wie ffizient,Schwachlichtverhaltenu. a.aufdenJahresenergieertrag.2. Alterung der Module unter normalen Betriebsbedingungen.Hierbei liegt ein besonderes Augenmerk darauf, ob sich mit den bildgebendenDefektanalyseverfahren Elektrolumineszenz und IR-Thermographie die Ausbreitung vonDefekten verfolgen lassen und eine Korrelation mit der Modulleistung hergestellt werdenkann.Diese Untersuchungen würden nicht nur dazu dienen, ein tieferes Verständnis über dieDegradationsmechanismen zu erlangen, sie könnten in Zukunft dazu verwendet werden,schon im Voraus (während der Fertigung, bzw. vor der Auslieferung) kritische Defekte zuerkennen.Es gibt deutschland- und europaweit schon ähnliche Projekte, die die Analyse von PhotovoltaikBetriebsdaten beinhalten. Die Verbindung aus regelmäßiger Untersuchung mit Elektrolumineszenzund IR-Thermographie mit der speziellen Fokussierung auf aktuelle Dünnschichttechnologien istjedoch noch in keinem dieser Projekte vorhanden.Seite 8 von 23

BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und Photovoltaik3 Ergebnisse und Diskussion3.1 Phase 1: ErstellungNach eingehender Planungsphase wurde die Universität Erlangen (Lehrstuhl I-MEET, FakultätMaterialwissenschaften) als Partner gefunden, um auf dem Flachdach des Lehrstuhlgebäudes denTeststand zu errichten. Für repräsentative und vergleichbare Messungen wurden pro Modultypjeweils ca. 550W aufgeständert und über einen jeweils separaten Wechselrichter ans Netzangeschlossen. Dadurch wurde sichergestellt, dass die Module realitätsgerecht im Punkt maximalerLeistung (MPP) gehalten werden. Evtl. Abweichungen, die durch den Wechselrichter hervorgerufenwerden, sollten sich auf den Vergleich nicht auswirken, da jeweils der gleiche Wechselrichterverwendet wird. Die Module wurden mittels eines Gestells mit 30 Neigung direkt nach Südenausgerichtet.Als repräsentative Modultypen für die am Markt erhältlichen Dünnschicht-Technologien wurde CIGSModule (Solibro), a-Si als Einfachübergangszellen (Kaneka) und als Dreifachübergangszellen (UniSolar) ausgewählt. Als stabile Referenz dienen Module aus monokristallinen Silicium-Solarzellen(Sunset Engergietechnik). Der Teststand wurde nach ca. 1 Jahr um Module aus Tandemzellenerweitert, bei denen die untere Zelle aus mikrokristallinem Silicium und die obere aus amorphemSilizium besteht (Sontor).Abbildung 1: Die installierten Module auf dem Dach der Universität Erlangen. Im Vordergrund sind die Dreifachzellen,dahinter a-Si, dahinter a-Si-µc-Si zu erkennen. Die kristallinen Module befinden sich im mittleren Teil, währen rechts hintendie CIGS-Module zu erkennen sind.Zusätzlich zu den aufzuständernden Modulen wurde je Typ ein weiteres Modul beschafft, das keinenUmwelteinflüssen ausgesetzt wird und so als Referenz für die Folgemessungen dient.Vor der Installation auf dem Universitätsdach wurden alle Module einer umfassendenCharakterisierung unterzogen. Diese beinhaltete die Hellkennlinienmessung bei StandardSeite 9 von 23

BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und PhotovoltaikBedingungen (1000W/m² Einstrahlung) und bei Schwachlichtbedingungen (200W/m²). DieMessungen wurden mit einem gepulsten Sonnensimulator Klasse AAA bei Raumtemperaturdurchgeführt. Als Referenz zur Justierung der Einstrahlungsintensität diente eine Referenzzelle auskristallinem Silicium, die regelmäßig durch ein DKD-Kalibrierlabor kalibriert wird. Aufgrund des gut andie Sonne angepassten Spektrums des Simulators sowie der Tatsache, dass nur relative Messungenvon Interesse sind, wurde keine Referenzzelle mit optischem Filter verwendet. Auch aufEinbeziehung spektraler Missmatchfaktoren wurde verzichtet, da keine Daten zur spektralenEmpfindlichkeit der einzelnen Module vorlagen.Außerdem wurden Elektrolumineszenzmessungen bei zwei unterschiedlichen Stromstärkendurchgeführt. Bei der Elektrolumineszenzmessung (EL) wird in der Solarzelle die Rekombination vonElektronen und Löchern mittels einer von außen angelegten Spannung stimuliert. Der Anteil, derdabei strahlend stattfindet, wird mit einer speziellen Kamera ortsaufgelöst gemessen. Die Messungfindet hier in einer speziell abgedunkelten Umgebung statt, da das EL-Signal äußerst schwach ist undbereits von geringen Störquellen beeinträchtigt wird. Zusätzlich wird die Aufnahme des EL-Signalsnoch mit einer Subtraktion mit einem Dunkelbild, also dem Bild mit exakt gleichen Einstellungen aberohne angelegte Spannung, beaufschlagt, so dass auch geringe Umgebungseinflüsse eliminiertwerden.Die Wellenlänge des EL-Signals ist vom Halbleitermaterial der Solarzelle abhängig. Die Stärke desSignals wiederum wird von der am pn-Übergang anliegenden Spannung, sowie derLadungsträgerlebensdauer beeinflusst. Somit sind differenzierte Aussagen über die Zellen möglich.Im Bereich der kristallinen Si-Solarmodule werden mittels der EL-Technik Defekte wie Risse, Brücheund Kristalldefekte detektiert, während bei Dünnschichtmodulen kaum Auswertealgorithmen zurVerfügung stehen.Als weitere Ausgangscharakterisierung wurden Thermographiemessungen durchgeführt. Bei dieserMessung werden Wärmequellen bzw. die Wärmeausbreitung in den Solarmodulen mit Hilfe vonhochauflösenden Infrarot-Kameras ortsaufgelöst abgebildet. Zur Wärmeanregung stehengrundsätzlich zwei Methoden zur Auswahl, die Anregung über eine externe Spannungsquelle oderdie Anregung mit Licht. Im Labor wird meist die Anregung über Spannungsquellen vorgenommen. DieModule des Projekts wurden mit einer Spannung beaufschlagt und das entstehende Wärmebild miteiner Infrarot-Kamera aufgenommen. Dabei wurde, zur Bereinigung der Umgebungseinflüsse, dasBild des nicht-angeregten Ausgangszustandes von einem Bild nach ca. 30 Sekunden Anregungabgezogen.Die Thermographiemessungen erlauben Aussagen über den Stromfluss im Modul, sie sind darüberhinaus dazu geeignet, Shunts, also Bereiche erniedrigten Parallelwiderstandes, zu erkennen.Die installierten Module wurden mit einer umfassenden Messdatenerfassung ausgestattet. Da dieverwendeten Wechselrichter keine Datenschnittstelle zur Verfügung stellen und damit überdieskeine Messung an kleineren Modulverbunden möglich ist, wurden für jeden Modulstrang separateShuntwiderstände angebracht, um eine Strommessung zu ermöglichen. Über Spannungsteiler wurdedie Spannungsmessung verwirklicht, so dass zusammen mit der Strommessung die Ermittlung derLeistung möglich wurde. Zusätzlich wurde für jedes einzelne Modul ein Temperatursensor(Thermoelement Typ K) unter Verwendung von Wärmeleitpaste an die Modulrückseite angebracht.Seite 10 von 23

BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und PhotovoltaikFür die Messtechnik wurden direkt an den Modulen mehrere Schaltschränke installiert, die die A/DWandler, die Stromshunts, die Spannungswandler sowie die Spannungsversorgung der Messtechnikenthalten.Die Messwerte werden über A/D-Wandler digitalisiert und über einen RS-485-Bus an denMessrechner übertragen. Die Verwendung des RS-485-Buses wurde aufgrund der relativ langenDistanzen (20-50m) zwischen Messrechner und Solarmodulen erforderlich. Die Messsignale werdenauf eine USB-Schnittstelle gewandelt und so auf den Messrechner übertragen, wo sie auf derFestplatte gespeichert werden.Zur Erfassung der Wetterdaten wurde eine Meteostation beschafft, die über Funk die Daten direktauf den Messrechner überträgt. Erfasst werden hier Windgeschwindigkeit und –richtung,Lufttemperatur, -feuchte und –druck sowie die Niederschlagsmenge. Die Wetterstation wurde nebenden Solarmodulen auf ca. 1,5 m Höhe angebracht. Die Wetterstation wurde mit einem Pyranometerzur Erfassung der Sonneneinstrahlung komplettiert.Die Erfassung der Modulmessdaten und der Einstrahlung erfolgt im Minutentakt, die Erfassung derübrigen Wetterdaten im Takt von 5 Minuten.3.2 Phase 2: Mess- und AuswertephaseNach der Installation wurden die Module zweimal deinstalliert und im Labor einer eingehendenUntersuchung unterzogen. Dabei wurden wiederum Hellkennlinienmessungen bei zweiverschiedenen Einstrahlungsintensitäten durchgeführt sowie Elektrolumineszenzmessungen. Zurgenaueren Analyse wurden vereinzelt auch Thermographiemessungen gemacht. In Abbildung 1 sinddie Mittelwerte der gemessenen Leistungen der einzelnen Modultypen dargestellt.Seite 11 von 23

BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und PhotovoltaikAbbildung 2: Veränderung der Mittelwerte von Füllfaktor, Spitzenleistung und dazugehöriger Strom- und Spannungswerteder jeweiligen Modultechnologien, bezogen auf das Installationsjahr.3.2.1 a-Si – EinfachübergangWie zu erwarten war, zeigen die Module aus amorphem Silicium eine deutliche Anfangsdegradation.Diese stammt vom sog. Stäbler-Wronski-Effekt, bei dem Wasserstoff-Silicium-Bindungen unter demEinfluss von Licht im amorphen Zellmaterial aufbrechen und zu einer Leistungsdegradation führen.Die auf den Typenschildern angegebenen Leistungswerte beziehen sich stets auf den stabilisiertenZustand am Ende, wenn die Anfangsdegradation vollendet ist. Somit weisen die Module im erstenBetriebsjahr und vor allem zu Beginn eine deutliche höhere Leistung auf als auf dem Typenschildangegeben. Dies bestätigte sich auch in den Initialmessungen, wo deutlich höhere Leistungengemessen wurden. Die Hellkennlinienmessungen zeigen dann jedoch Leistungseinbrüche von über30% nach zwei Jahren Betrieb, so dass die Leistung sogar unter den Wert des Typenschildes fällt. DieStreuung der Leistungswerte bei den verschiedenen Modulen ist relativ klein, so dass dieDegradation anscheinend bei diesem Modultyp typisch ist.Die Auswertung der EL-Bilder (Beispielhaft in Abbildung 3) lässt keine eindeutige Lokalisierung derLeistungsdegradation im Modul erkennen. Weder vermehrten sich die Shunts (rote Markierung), diean dunklen Punkten mit übermäßig hellerer Umgebung erkennbar sind, noch prägten sich einzelneGebiete mit stärkerer oder schwächerer EL-Aktivität aus. Es sind dennoch deutliche VeränderungenSeite 12 von 23

BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und Photovoltaikder EL-Aufnahmen im Laufe der Alterung erkennbar: So zeigen sich vermehrt linienartige Effekte, diejedoch nicht auf die Aufständerung o.ä. zurückzuführen sind. Die Effekte könnten jedoch auf denBeschichtungsprozess zurückzuführen sein.Abbildung 3: Elektrolumineszenzaufnahme eines a-Si-Moduls nach zwei Jahren Betrieb. Rot eingekreist ist ein sichausweitender Shunt, blau markiert sind linienartige Effekte, die erst im Laufe der Alterung sichtbar wurden.3.2.2 a-Si/µ-c-Si TandemzelleDa auch in diesen Tandemzellen amorphes Silicium enthalten ist, findet auch hier, in abgeschwächterForm, der Stäbler-Wronski-Effekt statt. Auch bei diesem Modultyp ergab die Initialmessung einedeutlich erhöhte Leistung um ca. 9% gegenüber dem Typenschildwert. Da diese Module ein Jahrspäter installiert wurden, liegen weniger Daten vor. Die Anfangsdegradation ist wie bei den reinen aSi-Modulen deutlich sichtbar, wenn auch in geringerer Ausprägung. Ebenso ist die Streuung derLeistungswerte der einzelnen Module relativ gering. Aber auch hier führte die Degradation schon zuWerten, die unterhalb der Typenschildwerte liegen (3,7%).Die EL-Aufnahmen (Abbildung 4) lassen keine eindeutige Lokalisierung der Leistungseinbußen zu.Entgegen der Erwartung sind sogar Ausheilungseffekte sichtbar. So ist bei drei der vier Module zubeobachten, dass einige Shunts, die in den Initialmessungen auftreten, bei derWiederholungsmessung nach ca. einem Jahr nicht mehr zu erkennen, also ausgeheilt sind.Seite 13 von 23

BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und PhotovoltaikAbbildung 4: Bei der Elektrolumineszenz-Aufnahme eines Tandemmodules im Jahr 2012 sind drei der fünf sichtbarenKurzschlüsse verschwunden.Ein weiterer Effekt, der in den EL-Bildern zu sehen ist, ist das Auftreten von dunkleren Streifen, diegenau mit den Stellen korrelieren, wo das Modul auf der Aufständerung aufliegt. Da die ELMessungen jedoch ohne Aufständerung durchgeführt wurden, können geänderte Reflexionen nichtder Grund für die Auffälligkeiten sein. Der Effekt könnte mit der stärkeren Erwärmung der Zellteiledirekt oberhalb der Auflagefläche zu tun haben, da hier keine Wärme nach unten abgeführt werdenkann. Eine genauere Erklärung kann jedoch erst im Laufe der Zeit gefunden werden.Ein weiterer Effekt, der sich in den EL-Aufnahmen zeigt, sind deutlich stärker strahlendelinienförmige Stellen am Randbereich. Möglicherweise weist die Beschichtungsmaschine derModulfertigung im Randbereich die größten Inhomogenitäten auf.3.2.3 a-Si DreifachzelleBei Mehrfachzellen aus amorphem Silizium werden dünnere intrinsische Schichten in den p/i/nÜbergängen verwendet als bei Ausführungen mit nur einer Zelle. Dies soll eine schwächereDegradation durch Licht in den ersten Monaten zur Folge haben. Die Veränderung der Leistung inAbbildung 5 bestätigt dies. Die Degradation beträgt nach dem ersten Jahr 15%, was der Hälfte desWerts der Module entspricht, die nur eine Schicht aus amorphem Silizium verwenden. Die Leistungbleibt außerdem nach dem ersten Jahr annähernd stabil. Die starke Degradation durch Licht ist alsoabgeschlossen, nur ein leichter Rückgang der Leistung von etwas über einem Prozent erfolgt von2011 auf 2012.Seite 14 von 23

BAYERISCHES ZENTRUM FÜRANGEWANDTE ENERGIEFORSCHUNG E. V.Abteilung Thermosensorik und PhotovoltaikAbbildung 5: Messkurven eines Moduls der Dreifachzellentechnologie. Die Stabilisierung nach dem Staebler-Wronski-Effektist klar zu erkennenGenau wie bei den anderen beiden Technologien die dem Staebler-Wronski-Effekt unterliegen, fälltdie Leistung schon nach einem Jahr Nutzung weit unter den vom Hersteller als stabilisiertangenommenen Wert. Die gemessene Dreifachzelle liegt im Jahr 2011 7% unter derHerstellerangabe,

Das Projekt „Vergleich des Langzeitverhaltens verschiedener Photovoltaik-Dünnschichttechnologien“ beinhaltete die Aufständerung von Solarmodulen aller gängigen Dünnschichttechnologien und ihren Betrieb unter realen Bedingungen, wobei alle wichtigen Betri