Potenzialinduzierte Degradation an Photovoltaikmodulen PID

Ein Problem, das inzwischen bei vielen Solarstromanlagen auftritt ist die sogenannte potenzialinduzierte Degradation von Solarmodulen. Ein Effekt, bei dem die Leistung der Module mit der Zeit immer stärker nachlässt. Es gibt dabei Formen von PID, die reversibel sind und solche die irreversibel sind, das heißt solche, die die betroffenen Module dauerhaft schädigen. Dieser Artikel beschreibt, warum es zu PID kommt, wie man PID feststellen kann und wie man PID verhindern kann.

Der wohl bekannteste Fall von PID ist der sogenannte Polarisationseffekt, von dem die ersten Chargen der Hochleistungsmodule vom amerikanischen Hersteller Sunpower betroffen waren. Die Module verloren unter bestimmten Umständen innerhalb sehr kurzer Zeit bis zu 30% ihrer Wp Leistung. Es stellte sich schnell heraus, dass dieser Effekt mit dem Potenzial der Solarmodule gegen Erde zu tun hatte und dass man das Auftreten des Problems bei Sunpower durch eine Erdung des Pluspols des Solargenerators verhindern konnte. Bei solchen Anlagen, bei denen der PID Effekt bereits eingetreten war, konnte er sogar zum größten Teil wieder rückgängig gemacht werden.

Elektrolumineszenzaufnahme Solarmodulstrang mit PID

Doch was ist das eigentlich, das Potenzial der Module gegen Erde ?
In jedem Solargenerator werden einzelne Solarmodule in Reihe geschaltet. Dadurch werden alle Module vom gleichen Strom durchflossen und die Spannung erhöht sich mit jedem weiteren Modul, das in diese Kette eingebaut wird. Spannungen sind in der Elektrotechnik definiert als die Differenzen verschiedener elektrischer Potenziale. Um diesen Sachverhalt auch technischen Laien verständlich zu machen, ersetzt man im Gedankenmodel oft die elektrostatische Kraft (die Coulomb Kraft) durch die Gravitation. Dann könnte man die elektrische Spannung in diesem Bild mit einem Höhenunterschied an einem Berg vergleichen.  Ein Wanderer auf der 1500m hoch gelegenen Berghütte hat ein höheres (Gravitations-)Potenzial ein zweiter Wanderer auf einem Wanderweg in 1000m Höhe. Anders ausgedrückt: Der Wanderer auf 1500m Höhe hat eine größere potenzielle Energie, als derjenige auf 1000m Höhe. Der Unterschied der beiden Energien von Wanderer 1 zu Wanderer 2 ist von der absoluten Höhe unabhängig. So wäre die Energiedifferenz zwischen den beiden Wanderern gleich groß, wenn sich der eine auf 1000m und der andere auf 500m Höhe befände. Die Potenzialdifferenz wird nur durch den Höhenunterschied beschrieben.
Zurück zur Coulomb Kraft und damit zur Elektrotechnik. Hier gilt das gleiche Prinzip. Die Spannung, also die Potenzialdifferenz, sagt noch nichts über die absolute Höhe des Potenzials aus. Wenn man also weiß, dass an einem Solargenerator eine Spannung von 600V zwischen Plus und Minus anliegt, weiß man noch nicht ob der Pluspol auf +300V und der Minus auf –300V liegt, ob der Plus auf 600V und der Minus auf 0V liegt oder ob der Plus auf 900V und der Minus auf 300V liegt. Wobei noch zu erwähnen wäre, dass das Erdpotenzial in der Regel als Bezugspotenzial mit 0V definiert wird.

Im praktischen Beispiel eines Solargenerators hängt die Beantwortung der Frage welches absolute Potenzial (gegen Erde) denn nun am Pluspol, am Minuspol oder irgendwo dazwischen tatsächlich anliegt, sehr stark von der Topologie des Wechselrichters ab. Außerdem verharrt das absolute Potenzial des Solargenerators nicht zwangsläufig auf einem Niveau, sondern kann sich während des Betriebes eines Solargenerators permanent verändern.  Auch das hängt sehr stark vom Wechselrichtertyp und dessen internem Schaltungskonzept ab. Grundsätzlich gilt hierbei die Regel, dass man das Potenzial des Solargenerators nur dann frei bestimmen kann, wenn man einen Wechselrichter mit einem Transformator einsetzt. Am Niederspannungsnetz liegt in der Regel der Sternpunkt des Ortsnetz-Transformators auf Erde. Der N-Leiter führt also Erdpotenzial. Setzt man nun einen trafolosen Wechselrichter ein, werden – grob vereinfacht gesagt – abwechselnd die verschiedenen Netzphasen mit dem Plus- oder dem Minus des Solargenerators verbunden. Das Plus- und das Minuspotenzial gegen Erde verändert sich daher permanent. Würde man bei einem trafolosen Wechselrichter den Minuspol oder den Pluspol des Solargenerators erden, würde man in bestimmten Schaltzuständen die Endstufe des Wechselrichters kurzschließen.

Verlauf der Eingangsgleichspannung gegen Erde SMA SB 4000TL-25

Aus dem oben gesagten resultiert, dass bei trafolosen Wechselrichtern meist Teile des Solargenerators positives und andere Teile negatives Potenzial gegen Erde führen. Das bedeutet, dass es neben den Spannungen zwischen Plus und Minus des Solargenerators immer auch Spannungen zwischen den einzelnen Solarzellen und Erde gibt. Wenn die Unterkonstruktion des Solargenerators vorschriftsmäßig geerdet ist, liegen diese Spannungen dann direkt zwischen den Zellen und den Modulrahmen oder den Modulhalteklammern an. Im Oszillogramm oben sieht man den Spannungsverlauf des Solargenerator-Plus und des Solargenerator-Minus an einem Wechselrichter vom Typ SMA SB 5000TL-21. Man erkennt, dass die Gleichspannung bei diesem Wechselrichtertyp mit einer Frequenz von 50Hz um das 0V Erd-Potenzial schwingt. (Die Gleichspannung vom Solargenerator ist die Differenz zwischen der roten und der gelben Kurve). Man erkennt außerdem, dass bei diesem Wechselrichtertyp eine leichte Unsymmetrie herrscht.  Man könnte es so ausdrücken, dass von der Gesamtzahl aller Solarzellen in einem Modulstrang, der an diesen Wechselrichter angeschlossen ist, die Mehrzahl der Zellen im Mittel eine negative Spannung gegen Erde erfährt, während eine geringere Zahl an Zellen im Mittel eine positive Spannung gegen Erde sieht.

Die Potenziale des Rahmens und die der verschiedenen Zellen sind durch Isolatoren voneinander getrennt, also von Materialien, die den elektrischen Strom nicht leiten. Besser müsste man allerdings sagen: “Materialien die den elektrischen Strom nur sehr schlecht leiten”. Hier kommen jetzt Materialeigenschaften zum tragen, die in anderen Technologiebereichen durchaus bekannt sind, nämlich das Verhalten von Isolatoren, wenn diese dauerhaft mit einer Gleichspannung beansprucht werden. Fragt man z.B. die Hersteller von Kondensatoren, so ist diesen durchaus bekannt, dass auch durch das Isolationsmaterial zwischen den beiden Kondensatorplatten winzige Leckströme fließen. Das sind zum Teil auch Ströme, die in Form einer dielektrischen Polarisation das Material selbst verändern.  Schließt man z.B. einen Kondensator, der für längere Zeit aufgeladen war kurz, entlädt ihn also, öffnet dann den Kurzschluss, so kann man schon kurz darauf wieder eine “Restspannung” messen. Diese resultiert aus einer Ausrichtung der Moleküle des Isolationsmaterials im elektrischen Feld. Diese Restspannung hängt sehr stark vom verwendeten Isoliermaterial ab und sollte in der Regel möglichst klein sein. Auch im Bereich der Isolationsmaterialien für Starkstromkabel kennt man solche Effekte und unterscheidet verschiedene Arten von Fehlerströmen, nämlich den dielektrischen Absorbtionsstrom, den eigentlichen Leckstrom und eventuell noch einen kapazitiven Ladestrom.

Bei der Photovoltaik kann es abhängig von der Wahl der Isolationsmaterialien offenbar auch zu winzigen Leckströmen kommen, die sich einen Weg bahnen, von den Modulrahmen und der Unterkonstruktion zu den Zellen oder in umgekehrter Richtung, von den Zellen zu den Modulrahmen. Diese Ströme sind abhängig von den jeweiligen Potenzialen der Zellen gegen Erde und damit auch abhängig von den eingesetzten Wechselrichtertopologien. In bestimmten Fällen führen diese winzigen Ströme dazu, dass sich im Laufe der Zeit elektrische Felder ausbilden, die die Felder innerhalb der Solarzellen schwächen, bzw. dass sich Ionen in das Siliziumkristallgitter der Zelle einlagern, die dort lokale Kurzschlüsse vom Zell-Plus zum Zell-Minus verursachen. Die Folge sind dann sinkende Spannungen an den Solarzellen und damit einhergehender Wirkungsgradverlust.

Beim oben erwähnten Solarmodulhersteller Sunpower wurde recht schnell erkannt, wie man diesem Problem Herr werden kann. Der Solargenerator muss galvanisch vom Netz getrennt werden und der Pluspol des Solargenerators muss geerdet werden. Es wurde daher für die erste Generation der Sunpowermodule eine technische Regel formuliert, die Wechselrichter mit Transformator vorschrieb und die eben beschriebene Plus-Erdung. Dadurch wird gewährleistet, dass alle Solarzellen des Generators immer eine negative Spannung gegen Erde führen und dass damit Elektronen immer von den Zellen in Richtung Modulrahmen wandern können, niemals aber umgekehrt Elektronen vom Modulrahmen zu den Zellen gelangen können.

Im Laufe der Zeit wurde erkannt, dass dieses Problem nicht nur bei den rückseitig kontaktierten Solarzellen von Sunpower, sondern auch bei anderen Solarzellen mit konventioneller Frontkontaktierung zu beobachten war. Bei der Frage, wie dem Problem begegnet werden kann spielt allerdings noch eine weitere Eigenschaft der Solarzellen eine Rolle, die bisher nicht erwähnt wurde. Sunpowerzellen werden aus einem Wafer hergestellt, der bereits N-dotiert ist. Anschließend wird eine P-Dotierung aufgebracht. Die meisten Standardmodule verwenden derzeit allerdings noch Wafer, die mit Bor P-dotiert sind und die N-Dotierung wird auf der Frontseite nachträglich aufgebracht. Das interne Elektrische Feld hat bei den Standardzellen also die genau umgekehrte Richtung als bei den Sunpowerzellen. Daher kann der PID Effekt hier auch durch die genau umgekehrte Maßnahme verhindert werden. Bei PID gefährdeten Modulen muss man in diesen Fällen (mit p-dotierten Wafern) den Minuspol des Solargenerators Erden, so dass alle Zellen eine positive Vorspannung gegen Erde haben. Auch bei diesen Modulen mit p-dotierten Zellen kann der PID Effekt in aller Regel wieder fast vollständig rückgängig gemacht werden. Wenn die “Heilung” des PID Effektes beschleunigt werden soll, empfiehlt es sich, den jeweiligen Pol nicht zu erden sondern Plus und Minus Kurzzuschließen (also auf ein Potenzial zu bringen) und anschließend mit einer externen Spannungsquelle 1000V gegen Erde anzulegen. Bei Modulen mit N-dotierten Wafern muss man –1000V anlegen und bei Modulen mit P-dotierten Wafern muss man +1000V anlegen. Nach einiger Zeit ist der Effekt dann wieder verschwunden.

Elektrolumineszenzaufnahme Solarmodulstrang mit PID-

Inzwischen gibt es viele Modulhersteller (auch Sunpower) die PID im Griff haben und durch die Wahl geeigneter Einbettungsmaterialien den Effekt verhindern. Dadurch konnte für viele Modultypen, die in der Vergangenheit nur mit Trafowechselrichtern und der Erdung eines Pols der DC Seite betrieben werden durften, inzwischen auch der Betrieb an trafolosen Wechselrichtern wieder freigegeben werden.

Wie erkennt man PID
Ein Modulstrang mit PID weist eine deutlich geringere Leerlaufspannung auf, als ein Strang ohne PID. Mit der hier beschriebenen vergleichenden Messung der Leerlaufspannungen verschiedener Stränge lassen sich also bereits erste Hinweise auf PID finden. Typisch für PID ist es, dass der Effekt nur an einem Strangende auftritt. Bei Modulen mit N-dotierten Zellen am positiven Strangende und bei Modulen mit p-dotierten Zellen am negativen Strangende. Wenn man also dazu in der Lage ist bei einzelnen Modulen eines Stranges jeweils die Leerlaufspannung zu messen und diese zum Strangende hin immer mehr abnimmt, kann dies bereits ein Hinweis auf PID sein. Oft sind die Module jedoch nicht zugänglich und es bleibt nur die Methode der Outdoor Elektrolumineszenz – wie auf den beiden Aufnahmen in diesem Artikel gezeigt – um PID festzustellen.

Nicht reversible PID
Im Bereich der Dünnschichttechnik ist auch eine Form der nicht reversiblen potenzialinduzierten Degradation bekannt. Hierbei handelt es sich um eine Form von elektrochemischer Korrosion. Die sogenannte TCO Korrosion. TCO steht hierbei für Transparent Conductiv Oxide und beschreibt die dünne leitfähig transparente Schicht auf der Frontseite der Dünnschichtmodule. Durch die TCO Korrosion wird diese Schicht im Bereich der Modulklammern und vor allem am negativen Strangende des Solarmodulstranges allmählich abgetragen. Dadurch verliert die Zelle immer mehr die Fähigkeit Ladungsträger abzutransportieren und wird dadurch mit der Zeit zerstört.

TCO Korrosion an Dünnschichtmodul

Zum Schluss sei noch erwähnt, dass der PID Effekt insbesondere durch hohe Temperaturen und ein feuchtes Klima begünstigt wird.

Hier noch ein Link zu einem Beitrag im pv magazine zum Thema PID

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1 Kommentar zu “Potenzialinduzierte Degradation an Photovoltaikmodulen PID

  1. noch eine Ergänzung:
    neben der kristallinen PID, die sich meist vollständig und schnell regenerieren lässt, und der TCO-Korrosion, die völlig irreversibel ist, gibt es noch die CIGS-PID bei CIS/CIGS-Modulen (siehe auch Link).
    Dabei wandern Na-Ionen vom Rückseitenglas (Substrat) in die aktive Schicht, deshalb schreiben die meisten Hersteller inzwischen negative Erdung vor. Die einzige Ausnahme scheint SolarFrontier zu sein, aber dort ist das Substrat nach hinten durch eine zusätzliche Rückseitenfolie isoliert.

    Die Regeneration ist bei CIGS-PID teilweise möglich (und in Labor-Versuchen wohl recht einfach und schnell), erfordert in der Praxis aber erheblich mehr Zeit und ggf. höhere Spannungen oder die direkte Erdung der Modulrückseite z.B. durch Alufolie. Während man bei cSi-Modulen mit typischen 1000V-Offset-Boxen nach einem Monat oft schon ein sichtbares Ergebnis erreicht, erzielt man bei CIGS-PID erst nach vielen Monaten überhaupt messbare Ergebnisse, und eine vollständige Regeneration ist bislang nicht bekannt. Dazu wären wie gesagt wahrscheinlich höhere Spannungen oder eine gründliche Erdung des Substratglases nötig, oder eben mehrere Jahre Regenerationszeit, auch tagsüber.

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