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Die Photovoltaikindustrie (PV) hat nach dem Jahr 2000 aufgrund außergewöhnlicher technologischer Durchbrüche von der Materialebene bis zur Herstellung von Großmodulen einen unglaublich schnellen Wandel erlebt.
Angesichts des erwarteten stetigen Wachstums der PV-Branche in den kommenden Jahren ziehen zwei Hauptfragen die Aufmerksamkeit der Marktteilnehmer auf sich:
1. Was macht ein Modul von „guter Qualität“ aus?
2. Wie „zuverlässig“ wird es vor Ort sein?
Beide bleiben vorerst umfassend unbeantwortet.
Die in diesem Artikel beschriebenen Leistungs-PV-Standards, nämlich IEC 61215 (Ed. 2 - 2005) und IEC 61646
(Ed.2 - 2008), legen Sie spezifische Testsequenzen, Bedingungen und Anforderungen für die Konstruktionsqualifizierung eines PV-Moduls fest.
Die Konstruktionsqualifikation repräsentiert die Leistungsfähigkeit des PV-Moduls bei längerer Exposition gegenüber Standardklima (definiert in IEC 60721-2-1). Darüber hinaus gibt es mehrere andere Normen (IEC 61730-1, IEC 61730-2
und UL1703), die sich mit den Sicherheitsqualifikationen für ein Modul befassen, aber dieser Bereich wird in einem zukünftigen Artikel behandelt.
Im Zertifizierungsbereich basiert die Entwurfsqualifizierung auf Typprüfungen gemäß IEC, EN oder anderen nationalen Normen.
Es sei darauf hingewiesen, dass Begriffe wie „IEC-Zertifizierung“ oder „IEC-Zertifizierung“ unangemessen sind und dass Werbung mit dem IEC-Logo anstelle des Logos der Zertifizierungsstelle, die die Zertifizierung veröffentlicht hat, verwendet wird. IEC ist keine Zertifizierungsstelle. Es ist die Abkürzung für International Electrotechnical Committee, eine internationale Normungsorganisation.
Wenn die Typprüfung mit regelmäßigen Werksinspektionen durch eine Zertifizierungsstelle kombiniert wird, bildet dies die Grundlage für die von dieser Zertifizierungsstelle ausgestellten Zertifikate (mit ihrem jeweiligen Zeichen / Logo).
Dies kann bis zu einem gewissen Grad ein Standardkriterium für die „Grundqualität“ sein. Der Begriff „Qualität“ ist jedoch zu allgemein und wird häufig missbraucht, wenn er nur auf der IEC-Konformität basiert.
Eine weitere sensible Facette von „Qualität“ ist die „Zuverlässigkeit“ des Moduls - ein wichtiges Anliegen für PV-Auftragnehmer / Investoren.
Die Zuverlässigkeit wird durch die bestehenden IEC-Normen weder definiert noch abgedeckt. Das Fehlen von Zuverlässigkeitsstandards ist teilweise darauf zurückzuführen, dass bis heute nicht genügend statistische Daten aus den PV-Feldern gesammelt wurden (selbst die „ältesten“ PV-Anlagen müssen laut Garantie noch ihre Lebensdauer von 20/25 Jahren erreichen). .
Sowohl in IEC 61215 als auch in IEC 61646 wird jedoch eindeutig angegeben, dass die Zuverlässigkeit darin nicht angesprochen wird. Daher impliziert die Konstruktionsqualifizierung nach diesen Normen nicht die Zuverlässigkeit des PV-Moduls. Daher kommen Experten von Herstellern, Prüfhäusern und Normungsgremien zusammen, um die Grundlage für einen PV-Zuverlässigkeitsstandard zu erarbeiten. Ein erster Entwurf ist zu erwarten, hoffentlich in naher Zukunft.
Die Garantie ist ebenfalls ein erwähnenswertes Thema. Auf dem Markt ist es üblich, PV-Module mit einer Garantie von 20+ Jahren zu verkaufen / kaufen. Die Garantie soll einen sicheren Betrieb (keine elektrischen, thermischen, mechanischen und Brandgefahren) und ein akzeptables Leistungsniveau abdecken, dh eine begrenzte Verschlechterung der Leistungsabgabe (die meisten geben einen Pmax-Verlust von 1% pro Jahr an).
Nachdem der allgemeine Anwendungsbereich und die Einschränkungen hinsichtlich der Qualität der IEC 61215/61646 geklärt wurden, werden im Folgenden die Tests allgemein beschrieben, wobei diejenigen hervorgehoben werden, die für kristallines Silizium (c-Si) und Dünnschicht-Photovoltaikmodule von großer Bedeutung sind. Während die IEC 61215 auf soliden Kenntnissen der wichtigsten vorhandenen Technologien für kristallines Silizium basiert, basierte die IEC 61646 hauptsächlich auf der Technologie für amorphes Silizium (a-Si). Daher erfordern relativ neue Technologien wie CIGS, CdTe usw., die ein bestimmtes Verhalten und eine besondere Empfindlichkeit gegenüber Belichtung und thermischen Effekten aufweisen, besondere Sorgfalt und Überlegungen während des Tests.
Unterschiede in den beiden Standards werden in kursiv geschriebenem Text hervorgehoben.
Beide Normen verlangen, dass Proben zum Testen nach dem Zufallsprinzip aus einer Produktionscharge gemäß IEC 60410 entnommen werden.
Module müssen aus bestimmten Materialien und Komponenten hergestellt und den Qualitätssicherungsprozessen des Herstellers unterzogen werden. Alle Muster müssen bis ins kleinste Detail vollständig sein und mit den Montage- / Installationsanweisungen des Herstellers geliefert werden.
Abbildung 1 beschreibt die Art der Tests.
Der allgemeine Ansatz beider Standards kann wie folgt zusammengefasst werden:
Definieren "größere visuelle Mängel.”
Definieren "bestanden / nicht bestandenKriterien.
Machenerste Testsauf allen Proben.
Gruppenprobenzu durchlaufenTestsequenzen.
MachenPost-Tests nach einzelnen Tests, undTestsequenzen(IEC 61215).
Führen Sie nach einzelnen Tests Nachprüfungen durch, undabschließendes leichtes Einweichen nach Testsequenzen(IEC 61646).
Suchen Sie nach „größeren visuellen Fehlern“" undAktivieren Sie "Bestanden / Nicht Bestanden".Kriterien.
Abbildung 1
Verschiedene Proben durchlaufen parallel verschiedene Testsequenzen, wie in den 2 und 3 gezeigt.
Abbildung 2: Qualifikationstestsequenz (IEC 61215)
Abbildung 3: Testsequenz (IEC 61646)
In IEC 61215 sind fünf „Hauptvisualfehler“ definiert, in IEC 61646 sechs(kursiv sind die Unterschiede in IEC 61646):
a) gebrochene, rissige oder zerrissene Außenflächen, einschließlich Superstrate, Substrate, Rahmen und Anschlusskästen;
b) verbogene oder falsch ausgerichtete Außenflächen, einschließlich Superstrate, Substrate, Rahmen und Anschlusskästen, soweit die Installation und / oder der Betrieb des Moduls beeinträchtigt würden;
c) einen Riss in einer Zelle, dessen Ausbreitung mehr als 10% der Fläche dieser Zelle aus dem Stromkreis des Moduls entfernen könnte;
c) Hohlräume oder sichtbare Korrosion einer der Dünnfilmschichten der aktiven Schaltung des Moduls, die sich über mehr als 10% einer Zelle erstrecken; (IEC 61646)
d) Blasen oder Delaminationen, die einen kontinuierlichen Weg zwischen einem beliebigen Teil des Stromkreises und der Kante des Moduls bilden;
e) Verlust der mechanischen Integrität in dem Maße, in dem die Installation und / oder der Betrieb des Moduls beeinträchtigt würden;
f) Modulmarkierungen (Etikett) sind nicht mehr angebracht oder die Informationen sind nicht lesbar. (IEC 61646)
Zusammen mit 6 betrieblichen „Bestanden / Nicht Bestanden“ -Kriterien:
a) Die Verschlechterung der maximalen Ausgangsleistung überschreitet nach jedem Test weder die vorgeschriebene Grenze noch 8% nach jeder Testsequenz.
a) Nach dem endgültigen Einweichen des Lichts beträgt die maximale Ausgangsleistung bei STC nicht weniger als 90% des vom Hersteller angegebenen Mindestwerts. (IEC 61646)
b) keine Probe hat während der Tests einen offenen Stromkreis gezeigt;
c) es gibt keine visuellen Hinweise auf größere Mängel;
d) die Anforderungen an die Isolationsprüfung werden nach den Prüfungen erfüllt;
e) die Anforderungen an die Prüfung des nassen Leckstroms werden zu Beginn und am Ende jeder Sequenz und nach der Prüfung der feuchten Wärme erfüllt;
f) Die spezifischen Anforderungen der einzelnen Tests werden erfüllt.
Wenn zwei oder mehr Proben eines dieser Testkriterien nicht erfüllen, wird davon ausgegangen, dass das Design die Qualifikation nicht besteht. Sollte eine Probe einen Test nicht bestehen, müssen zwei weitere Proben von Anfang an die gesamte relevante Testsequenz durchlaufen. Wenn eines oder beide dieser neuen Muster ebenfalls versagen, wird davon ausgegangen, dass das Design die Qualifikationsanforderungen nicht erfüllt. Wenn beide Proben die Testsequenz bestehen, wird davon ausgegangen, dass das Design die Qualifikationsanforderungen erfüllt.
Hinweis:Bestimmte Fehler, auch wenn sie sich auf eine einzelne Stichprobe beziehen, können ein Indikator für schwerwiegende Entwurfsprobleme sein, die eine Fehleranalyse und eine Entwurfsprüfung erfordern, um Rückgaben aus dem Feld zu vermeiden (Zuverlässigkeitsproblem). In solchen Fällen sollte das Labor die Testsequenz stoppen und den Hersteller auffordern, eine detaillierte Fehleranalyse durchzuführen, die Grundursache zu identifizieren und die erforderlichen Korrekturmaßnahmen zu ergreifen, bevor die geänderten Proben zur erneuten Prüfung eingereicht werden.
Der Unterschied in Punkt a) zwischen IEC 61215 und IEC 61646 in Bezug auf die Pmax-Verschlechterung ist erwähnenswert.
In IEC 61215 darf der Pmax-Abbau nicht mehr als 5% des zu Beginn jedes einzelnen Tests gemessenen anfänglichen Pmax und nicht mehr als 8% nach jeder Testsequenz betragen.
In IEC 61646 gibt es zwei entscheidende Elemente:
1. Definition des minimalen Pmax (abgeleitet von dem auf dem Bewertungsetikett angegebenen Pmax ± t (%), wobei t (%) die Produktionstoleranz angibt).
2. Alle Proben müssen leicht eingeweicht werden und einen endgültigen Pmax ≥ 0,9 x (Pmax - t (%)) aufweisen.
Mit anderen Worten, die IEC 61646 gibt das Kriterium der Verschlechterung von Pmax nach den in IEC 61215 verwendeten Einzeltests (-5%) und Testsequenzen (-8%) auf und stützt sich stattdessen auf die Überprüfung der Pmax-Verschlechterung in Bezug auf die Nennleistung danach Alle Tests wurden abgeschlossen und die Proben leicht eingeweicht.
Ein weiterer Unterschied besteht darin, dass nach IEC 61215 alle Proben „vorkonditioniert“ werden müssen, indem sie (im offenen Kreislauf) insgesamt 5,5 kWh / m ausgesetzt werden2.
In IEC 61646 gibt es keine Anforderung, um die spezifischen Auswirkungen der Vorkonditionierung auf verschiedene Dünnschichttechnologien zu vermeiden. Einige Dünnschichttechnologien reagieren empfindlicher auf lichtinduzierten Abbau, während andere empfindlicher auf dunkle Wärmeeffekte reagieren. Daher wären die Initial-Post-Tests ein inhomogener Ansatz zur Bewertung der Änderungen durch die Testsequenzen. Stattdessen fordert die IEC 61646, dass alle Proben nach den Umgebungssequenzen und die Kontrollprobe endgültig mit Licht durchtränkt werden und die endgültige Pmax gemessen wird, um zu beurteilen, ob eine Verschlechterung in Bezug auf den Nenn-Mindestwert von Pmax akzeptabel ist.
Hier folgt eine kurze Beschreibung der Tests.(Unterschiede in IEC 61646 werden kursiv dargestellt.)
Sichtprüfung: ist in der Regel eine Diagnoseprüfung.
Der Zweck besteht darin, einen der oben definierten „größeren visuellen Fehler“ zu erkennen, indem das Modul in einem gut beleuchteten Bereich (1000 Lux) überprüft wird.
Es wird in allen Testsequenzen mehrmals wiederholt und mehr als jeder andere Test durchgeführt.
Maximale Leistung (Pmax): ist normalerweise ein Leistungsparameter.
Es wird auch mehrmals vor und nach den verschiedenen Umwelttests durchgeführt. Es kann entweder mit einem Sonnensimulator oder im Freien durchgeführt werden.
Obwohl der Standard die Möglichkeit bietet, den Test für einen Bereich von Zelltemperaturen (25 ° C bis 50 ° C) und Bestrahlungsstärken (700 W / m2 bis 1.100 W / m2) durchzuführen, ist es in PV-Labors üblich, ihn durchzuführen bei den sogenannten Standard Test Conditions (STC). Per Definition entspricht STC: 1000 W / m2, 25 ° C Zelltemperatur, mit einer solaren spektralen Referenzbestrahlungsstärke namens Air Mass 1.5 (AM1.5), wie in IEC 60904-3 definiert.
Die meisten Labors verwenden Indoor-Tests mit Solarsimulatoren, deren Spektrum dem AM1.5 so nahe wie möglich kommt. Die Eigenschaften und Abweichungen des Solarsimulators von der Norm AM1.5 können gemäß IEC 60904-9 klassifiziert werden. Viele Anbieter von Solarsimulatoren bieten Systeme mit der höchstmöglichen Bewertung an: AAA, wobei der erste Buchstabe die Spektrumqualität angibt, der zweite Buchstabe; die Gleichmäßigkeit der Bestrahlungsstärke auf dem Testgebiet und dem dritten Buchstaben; die zeitliche Stabilität der Bestrahlungsstärke. Die Klassifizierung von Sonnensimulatoren findet sich in IEC 60904-9: 2007.
Hinweis:Selbsterklärungen von Lieferanten sind nicht unbedingt ein Beweis für die Rückverfolgbarkeit der Messung auf die
Welt PV-Skala.
Eine korrekte und rückverfolgbare Pmax-Messung auf die World PV Scale ist von entscheidender Bedeutung. Dies ist nicht nur eines der Bestanden / Nicht Bestanden-Kriterien, sondern die gemessenen Werte können auch von den Endbenutzern als Leistungsindikator für Leistungsertragsbewertungen verwendet werden.
Beide Standards stellen verschiedene Genauigkeitsanforderungen für die Messung von Temperatur, Spannung, Strom und Bestrahlungsstärke.
Es ist wichtig zu beachten, dass die erforderliche Wiederholbarkeit für die Leistungsmessung in IEC 61215 lediglich ± 1% beträgt.
Eine solche Anforderung wird in IEC 61646 nicht erwähnt, wahrscheinlich aufgrund der bekannten Probleme der verschiedenen Dünnschichttechnologien mit „Instabilität“ und „Wiederholbarkeit“. Stattdessen enthält die IEC 61646 eine allgemeine Empfehlung:
"Es sollten alle Anstrengungen unternommen werden, um sicherzustellen, dass Spitzenleistungsmessungen unter ähnlichen Betriebsbedingungen durchgeführt werden, dh um die Größe der Korrektur zu minimieren, indem alle Spitzenleistungsmessungen an einem bestimmten Modul bei ungefähr derselben Temperatur und Bestrahlungsstärke durchgeführt werden."
Ein weiterer wichtiger Faktor, der zur Genauigkeit der Pmax-Messung beiträgt, insbesondere für Dünnfilme, ist die spektrale Fehlanpassung zwischen den vom Labor verwendeten Referenzzellen und der zu testenden spezifischen Technologie.
Isolationswiderstand: ist ein elektrischer Sicherheitstest.
Der Zweck besteht darin, festzustellen, ob ein Modul eine ausreichende elektrische Isolierung zwischen seinen stromführenden Teilen und dem Rahmen (oder der Außenwelt) aufweist. Mit einem Spannungsprüfer wird eine Gleichspannungsquelle von bis zu 1000 V plus der doppelten maximalen Systemspannung angelegt. Nach der Prüfung darf es weder zu einer Panne noch zu einer Oberflächenverfolgung kommen. Für Module mit einer Fläche von mehr als 0,1 m2Der Widerstand darf nicht weniger als 40 MΩ pro Quadratmeter betragen.
Nassleckstromtest: ist auch ein elektrischer Sicherheitstest.
Ziel ist es, die Isolierung des Moduls gegen das Eindringen von Feuchtigkeit unter nassen Betriebsbedingungen (Regen, Nebel, Tau, geschmolzener Schnee) zu bewerten, um Korrosion, Erdschluss und damit Stromschlaggefahr zu vermeiden.
Das Modul wird in einen flachen Tank bis zu einer Tiefe eingetaucht, die alle Oberflächen mit Ausnahme der Kabeleinführungen von Anschlusskästen abdeckt, die nicht zum Eintauchen vorgesehen sind (niedriger als IPX7). Eine Prüfspannung wird zwischen den kurzgeschlossenen Ausgangsanschlüssen und der Wasserbadlösung bis zur maximalen Systemspannung des Moduls für 2 Minuten angelegt.
Der Isolationswiderstand muss bei Modulen mit einer Fläche von mehr als 0,1 m pro Quadratmeter mindestens 40 MΩ betragen2.
Es ist wichtig zu wissen, dass die passenden Steckverbinder während des Tests in die Lösung eingetaucht werden müssen. Hier kann ein fehlerhaftes Steckverbinderdesign die Ursache für ein wichtiges FAIL-Ergebnis sein.
Hinweis:Das Versagen der Prüfung des nassen Leckstroms aufgrund fehlerhafter Steckverbinder ist kein seltenes Ereignis und stellt daher definitiv eine echte Gefahr für die Bediener vor Ort dar. Es gibt keine IEC-Norm für PV-Steckverbinder, aber eine harmonisierte europäische Norm (EN 50521). Zertifizierte Steckverbinder nach EN 50521 wurden strengen Tests unterzogen, einschließlich Wärmezyklen (200) und feuchter Hitze (1000 Stunden). Sie können als Kriterium für die Auswahl von Lieferanten verwendet werden. Der Test mit dem Modul hat jedoch das letzte Wort. Für die Hersteller von PV-Modulen ist es eine heikle Aufgabe, die mit den Anschlusskästen gelieferten Steckverbinder im Auge zu behalten. Ein „einfacher“ Wechsel der Steckverbinderlieferanten mit unterschiedlichem Design kann ein großes Risiko für die Prüfung des Nassleckstroms darstellen.
Der Nassleckstromtest wird als einer der am häufigsten auftretenden Fehler während der PV-Qualifizierung in den Prüflabors eingestuft. Wenn der Fehler nicht auf ein Steckverbinderproblem zurückzuführen ist (wie oben erwähnt), tritt der Fehler höchstwahrscheinlich nach dem Feuchtwärmetest und / oder dem Feuchtigkeitsgefriertest für Module auf, die Probleme mit Laminierungs- und Randversiegelungsprozessen während der Produktion haben.
Temperaturkoeffizienten: ist ein Leistungsparameter.
Der Zweck besteht darin, die Temperaturkoeffizienten des Kurzschlussstroms Isc (α) und der Leerlaufspannung Voc (β) zu bestimmen.
und maximale Leistung (Pmax) (δ) aus Modulmessungen. Die so bestimmten Koeffizienten gelten nur bei der Bestrahlungsstärke, bei der die Messungen durchgeführt wurden (dh bei 1000 W / m2für die meisten Labors, die den Solarsimulator verwenden).
Für Module mit bekannter Linearität über einen bestimmten Bestrahlungsstärkebereich gemäß IEC 60891 können die berechneten Koeffizienten als über diesen Bestrahlungsstärkebereich gültig angesehen werden.
Die IEC 61646 ist „vorsichtiger“ und macht einen zusätzlichen Hinweis zu Dünnschichtmodulen, deren Temperaturkoeffizienten von der Bestrahlung und der thermischen Vorgeschichte des Moduls abhängen können erste linke Testsequenz (Abb. 3). Die „Bestrahlungs- und Wärmeverlaufsgeschichte“ dieser Probe besteht einfach aus der „Fahrt“ zum Labor, den Umgebungsbedingungen, unter denen sie gelagert wurde, den ersten Tests und schließlich dem Expositionstest im Freien (60 kWh) / m2).
Für die Messung mit Sonnensimulatoren werden zwei Methoden verwendet:
1. während des Aufheizens des Moduls oder
2. Abkühlen des Moduls;
über einen Zeitraum von 30 ° C (z.25 ° C - 55 ° C) und alle 5 ° C Intervalle führt der Sonnensimulator eine IV-Messung durch (Isc, Voc, Pmax werden nicht reflektiert, sondern während des IV-Sweeps gemessen), einschließlich Isc, Voc und Pmax.
Die Werte von Isc, Voc und Pmax sind als Funktionen der Temperatur für jeden Datensatz aufgetragen. Die Koeffizienten α, β und δ werden aus den Steigungen der Geraden mit der Anpassung der kleinsten Quadrate für die drei aufgetragenen Funktionen berechnet
Bei einem bestimmten Bestrahlungsstärkeniveau ist zu beachten, dass β (für Voc) und δ (für Pmax) die beiden empfindlichsten gegenüber Temperaturänderungen sind. Beide haben das Vorzeichen „-“, was bedeutet, dass Voc und Pmax mit zunehmender Temperatur abnehmen, während α (für Isc) das Vorzeichen „+“ hat, obwohl der Wert viel kleiner als β und δ ist. Alle drei Koeffizienten können als relative Prozentsätze ausgedrückt werden, indem die berechneten α, β und δ durch die Werte von Isc, Voc und Pmax bei 25 ° C (1000 W / m2) dividiert werden.
Temperaturkoeffizienten sind Leistungsparameter, die häufig von Endbenutzern verwendet werden, um die Energieerträge der Module in heißen Klimazonen zu simulieren. Man muss bedenken, dass sie bei 1000 W / m gültig sind2Im Labor verwendete Bestrahlungsstärke, es sei denn, die Linearität des Moduls bei verschiedenen Bestrahlungsstärken wurde nachgewiesen.
Nominale Betriebszellentemperatur (NOCT): ist ein Leistungsparameter.
NOCT ist für ein Open-Rack-Modul in der folgenden Standardreferenzumgebung definiert:
Neigungswinkel: 45 ° von der Horizontalen
Gesamtbestrahlungsstärke: 800 W / m2
Umgebungstemperatur: 20 ° C.
Windgeschwindigkeit: 1 m / s
keine elektrische Last: offener Stromkreis
NOCT kann vom Systemdesigner als Leitfaden für die Temperatur verwendet werden, bei der ein Modul vor Ort betrieben wird, und ist daher ein nützlicher Parameter beim Vergleich der Leistung verschiedener Moduldesigns. Die
Die tatsächliche Betriebstemperatur hängt direkt von der Montagestruktur, der Bestrahlungsstärke, der Windgeschwindigkeit, der Umgebungstemperatur, den Reflexionen und Emissionen des Bodens und von Objekten in der Nähe usw. ab.
Die sogenannte „Primärmethode“ zur Bestimmung des NOCT ist eine Messmethode für den Außenbereich, die sowohl von IEC 61215 als auch von IEC 61646 verwendet wird und universell auf alle PV-Module anwendbar ist. Bei Modulen, die nicht für die Montage im offenen Rack ausgelegt sind, kann die primäre Methode zur Bestimmung der mittleren Gleichgewichtstemperatur der Solarzellenverbindung verwendet werden, wobei das Modul wie vom Hersteller empfohlen montiert wird.
Der Testaufbau erfordert Datenerfassung und Auswahl für Bestrahlungsstärke (Pyronameter), Umgebungstemperatur (Temperatursensoren), Zelltemperatur (Thermoelemente auf der Rückseite des Moduls entsprechend den beiden zentralen Zellen), Windgeschwindigkeit (Geschwindigkeitssensor) und Windrichtung (Richtungssensor). Alle diese Mengen müssen innerhalb bestimmter Intervalle liegen, um für die Berechnung des NOCT akzeptabel zu sein.
Für die Berechnung des endgültigen NOCT wird ein Mindestsatz von 10 akzeptablen Datenpunkten verwendet, die sowohl vor als auch nach dem Sonnenmittag erfasst wurden.
Exposition im Freien: ist ein Bestrahlungstest.
Der Zweck ist eine vorläufige Bewertung der Fähigkeit des Moduls, der Exposition gegenüber Außenbedingungen standzuhalten. Es handelt sich jedoch nur um eine Exposition von insgesamt 60 kWh / m2Dies ist eine relativ kurze Zeitspanne, um über die Lebensdauer des Moduls zu urteilen.
Andererseits kann dieser Test ein nützlicher Indikator für mögliche Probleme sein, die von den anderen Labortests möglicherweise nicht erkannt werden.
Nach IEC 61215 muss die maximale Leistung (Pmax) 5% des Anfangswertes nicht überschreiten.
Gemäß IEC 61646 darf die maximale Leistung (Pmax) nicht niedriger sein als die mit „Pmax - t%“ gekennzeichnete Leistung.
Während vorkonditionierte c-Si-Module nach IEC 61215 (5,5 kWh / m2) zeigen bei diesem Test keine Kritikalität, bei bestimmten Dünnschichttechnologien können weitere Probleme auftreten. Der Grund kann damit erklärt werden, dass in IEC 61646 der gemessene Pmax nach 60 kWh / m2 Exposition höher sein muss als der vom Hersteller angegebene „Pmax - t%“. Diese eine Probe befindet sich in der ersten Testsequenz, wobei die einzige „Vorgeschichte“ die ersten Tests und die Exposition im Freien für insgesamt 60 kWh / m2 unter verschiedenen klimatischen Bedingungen über 24 Stunden sind, abhängig vom Standort des Labors. Eine solide Kenntnis der vom Hersteller zu testenden Technologie in Bezug auf lichtinduzierte Verschlechterung, Empfindlichkeit gegenüber Hitze, Feuchtigkeit usw. ist unerlässlich, um die Nenn-Pmax korrekt zu bestimmen und den Test zu bestehen.
Hot-Spot-Ausdauer: ist ein thermischer / diagnostischer Test.
Der Zweck besteht darin, die Fähigkeit des Moduls zu bestimmen, lokaler Erwärmung zu widerstehen, die durch gerissene, nicht übereinstimmende Zellen, Verbindungsfehler, teilweise Abschattung oder Verschmutzung verursacht wird.
Eine Hot-Spot-Erwärmung tritt auf, wenn der Betriebsstrom des Moduls den reduzierten Kurzschlussstrom einer fehlerhaften (oder abgeschatteten) Zelle (n) überschreitet. Dies zwingt die Zelle (n) in einen umgekehrten Vorspannungszustand, wenn sie zu einer Last wird, die Wärme abführt. Schwerwiegende Hot-Spot-Phänomene können so dramatisch sein wie völlige Verbrennungen aller Schichten, Risse oder sogar Bruch des Glases. Es ist wichtig zu beachten, dass selbst unter weniger strengen Hot-Spot-Bedingungen mit dem Eingreifen der Bypass-Diode ein Teil (auch als String bezeichnet) des Moduls ausgeschlossen wird, was zu einem spürbaren Leistungsabfall des Moduls führt.
Der Ansatz zur Simulation realistischer Hot-Spot-Bedingungen der entsprechenden Klausel 10.9 in IEC 61215 wird ständig diskutiert.
Die wichtigsten Testlabors sind sich darüber im Klaren, dass die aktuelle Version der Hot-Spot-Methode weder eine echte Hot-Spot-Situation darstellt noch in der Lage ist, diese darzustellen. Eine verbesserte Hot-Spot-Methode wurde in TC82 der IEC entworfen und wird voraussichtlich mit der 3 normativrdAusgabe von IEC 61215 im Jahr 2010. Einige Prüflabore haben beschlossen, die verbesserte Methode bereits anzuwenden.
Weitere Einblicke und Details werden in einem zukünftigen Artikel bereitgestellt.
Obwohl sich die Ausfallratenstatistiken in verschiedenen Labors unterscheiden können, scheint der Hot-Spot immer noch zu den 5 häufigsten Ausfällen sowohl für c-Si- als auch für Dünnschichtmodule zu gehören.
Bypass-Diode: ist ein thermischer Test.
Die Bypass-Diode ist ein sehr wichtiger Aspekt des Moduldesigns. Es ist eine kritische Komponente, die das Wärmeverhalten des Moduls unter Hot-Spot-Bedingungen bestimmt und daher auch die Zuverlässigkeit im Feld direkt beeinflusst.
Die Testmethode erfordert das Anbringen eines Thermoelements am Diodenkörper, das Erhitzen des Moduls auf 75 ° C ± 5 ° C und das Anlegen eines Stroms, der dem bei STC gemessenen Kurzschlussstrom Isc für 1 Stunde entspricht.
Die Temperatur jedes Bypass-Diodenkörpers wird gemessen (Tcase) und die Sperrschichttemperatur (Tj) berechnet
unter Verwendung einer Formel unter Verwendung der vom Diodenhersteller angegebenen Spezifikationen (RTHjc=vom Diodenhersteller bereitgestellte Konstante, die Tj mit Tcase in Beziehung setzt, typischerweise ein Entwurfsparameter, und UD=Diodenspannung, ID=Diodenstrom).
Dann wird der Strom auf das 1,25-fache des Kurzschlussstroms des Moduls Isc erhöht, gemessen bei STC für eine weitere Stunde, während die Modultemperatur auf der gleichen Temperatur gehalten wird.
Die Diode muss noch betriebsbereit sein.
Fehler bei Bypass-Diodentests treten immer noch mit einer bestimmten Frequenz auf, die entweder durch eine Überbewertung durch den Diodenhersteller oder durch eine falsche elektrische Konfiguration in Bezug auf den Isc des Moduls durch den Modulhersteller verursacht wird.
In den meisten Fällen werden die Bypass-Dioden als integrierte Komponenten in der Anschlussdose der gesamten Unterbaugruppe (Anschlussdose + Kabelanschluss +) geliefert. Daher ist es von entscheidender Bedeutung, dass diese kleine Komponente während der Wareneingangskontrolle durch den Modulhersteller genau geprüft wird.
UV-Vorkonditionierung: ist ein Bestrahlungstest.
Der Zweck besteht darin, Materialien zu identifizieren, die für einen ultravioletten (UV) Abbau anfällig sind, bevor die Tests des thermischen Zyklus und des Feuchtigkeitsgefrierens durchgeführt werden.
Nach IEC 61215 muss das Modul einer UV-Gesamtbestrahlung von 15 kWh / m ausgesetzt werden2in den Regionen (UVA + UVB)
(280 nm - 400 nm) mit mindestens 5 kWh / m2dh 33% im UVB-Bereich (280 nm - 320 nm), während das Modul bei 60 ° C ± 5 ° C gehalten wird.
(IEC 61646 erfordert einen UVB-Anteil von 3% bis 10% der gesamten UV-Bestrahlung). Diese Anforderung wurde nun auch für IEC 61215 durch ein CTL-Entscheidungsblatt Nr. 1 harmonisiert. 733 innerhalb des IECEE CB-Schemas.
Ein kritischer Aspekt beim Aufbau der UV-Kammern sind kalibrierte UVA- und UVB-Sensoren, die die Rückverfolgbarkeit auch bei Betriebstemperaturen von 60 ° C ± 5 ° C gewährleisten, während sie während der langen Belichtungszeiten in den heißen UV-Kammern immer noch korrekt funktionieren.
Die sehr niedrige Ausfallrate des UV-Expositionstests in PV-Labors kann mit der im Vergleich zu tatsächlichen Expositionen während der Lebensdauer des Moduls relativ geringen UV-Bestrahlung erklärt werden.
Wärmezyklus TC200 (200 Zyklen): ist ein Umwelttest.
Dieser Test hat den Zweck, thermische Beanspruchungen von Materialien infolge extremer Temperaturänderungen zu simulieren. Am häufigsten werden Lötverbindungen innerhalb des Laminats aufgrund der unterschiedlichen Wärmeausdehnungskoeffizienten der verschiedenen eingekapselten Materialien herausgefordert. Dies kann zu einem Ausfall schwerwiegender Defekte, einer Pmax-Verschlechterung, einer Unterbrechung der elektrischen Schaltung oder eines Isolationstests führen.
Nach IEC 61215 muss ein Strom innerhalb von ± 2% des bei Spitzenleistung (Imp) gemessenen Stroms eingespeist werden, wenn die Modultemperatur über 25 ° C liegt.
Es gibt keine Strominjektion für IEC 61646, jedoch muss die Kontinuität des Stromkreises überwacht werden (eine kleine ohmsche Last würde ausreichen).
Das Modul unterliegt den Zyklustemperaturgrenzen von –40 ° C ± 2 ° C und +85 ° C ± 2 ° C mit dem Profil in Abbildung 4.
Die Ausfallraten für TC200 können bis zu 30-40% betragen. In Kombination mit feuchter Wärme können in einigen Labors beide mehr als 70% der Gesamtausfälle bei c-Si-Modulen ausmachen.
Die TC200-Ausfallrate ist bei Dünnfilmen niedriger, aber dennoch die Aufmerksamkeit der Hersteller wert.
Feuchtigkeitsgefrieren: ist ein Umwelttest.
Ziel ist es, die Fähigkeit des Moduls zu bestimmen, den Auswirkungen hoher Temperaturen in Kombination mit Luftfeuchtigkeit, gefolgt von extrem niedrigen Temperaturen, standzuhalten.
Das Modul wird 10 vollständigen Zyklen gemäß dem harmonisierten Profil in 5 (IEC 61646) unterzogen.
Der Bedarf an relativer Luftfeuchtigkeit RH=85% ± 5% gilt nur bei 85 ° C.
Nach diesem Test darf das Modul 2 bis 4 Stunden vor der Sichtprüfung ruhen. Die maximale Ausgangsleistung und der Isolationswiderstand werden gemessen.
Die Ausfallraten dieses Tests liegen weiterhin im Bereich von 10 bis 20%.
Robustheit der Abschlüsse: ist ein mechanischer Test.
Um die Robustheit der Modulanschlüsse zu bestimmen, bei denen es sich um Drähte, fliegende Kabel, Schrauben oder in den meisten Fällen um PV-Steckverbinder (Typ C) handeln kann. Die Anschlüsse werden einem Stresstest unterzogen, der die normale Montage und Handhabung über verschiedene Zyklen und Zugfestigkeits- sowie Biege- und Drehmomenttests simuliert, wie in einer anderen Norm, IEC 60068-2-21, angegeben.
Feuchte Hitze DH1000 (1000 Stunden): ist ein Umwelttest.
Der Zweck besteht darin, die Fähigkeit des Moduls zu bestimmen, einer langfristigen Exposition gegenüber dem Eindringen von Feuchtigkeit zu widerstehen, indem 1000 Stunden lang 85 ° C ± 2 ° C mit einer relativen Luftfeuchtigkeit von 85% ± 5% angewendet werden.
DH1000 ist das „bösartigste“ und steht in einigen Labors auf der Top-Liste der Ausfallraten. Es macht bis zu 40-50% der Gesamtausfälle bei c-Si-Modulen aus. Ähnliche Ausfallraten können für DH1000 auch bei Dünnschichten beobachtet werden.
Die Schwere dieses Tests stellt insbesondere den Laminierungsprozess und die Randversiegelung gegen Feuchtigkeit in Frage. Durch das Eindringen von Feuchtigkeit können wichtige Delaminationen und Korrosion von Zellteilen beobachtet werden. Selbst wenn nach DH1000 keine größeren Defekte festgestellt wurden, wurde das Modul so stark beansprucht, dass es für den anschließenden mechanischen Belastungstest „zerbrechlich“ wird.
Mechanischer Belastungstest
Mit diesem Belastungstest soll untersucht werden, ob das Modul Wind-, Schnee-, statischen oder Eislasten standhält.
Die mechanische Belastung erfolgt nach feuchter Hitze und wird daher an einer Probe durchgeführt, die einer starken Umweltbelastung ausgesetzt war.
Der kritischste Aspekt dieses Tests bezieht sich auf die Montage des Moduls gemäß den Montageanweisungen des Herstellers, dh die Verwendung der vorgesehenen Befestigungspunkte des Moduls auf der Montagestruktur mit dem beabsichtigten Abstand zwischen diesen Punkten und die Verwendung des entsprechenden Montagezubehörs , falls vorhanden (Mutter, Schrauben, Klemmen usw.).
Bestimmte Fälle von großflächigen und rahmenlosen Dünnschichtmodulen sind im Hinblick auf die obigen Bedingungen von kritischer Bedeutung.
Wenn bei der ordnungsgemäßen Montage nicht sorgfältig vorgegangen wird, bleibt die Frage offen, ob der Fehler auf strukturelle Probleme oder auf eine ungeeignete Montagetechnik zurückzuführen ist.
Ein weiterer zu berücksichtigender Aspekt ist die Gleichmäßigkeit der auf die Oberfläche des Moduls ausgeübten Last. Die Normen verlangen, dass die Last „schrittweise und gleichmäßig“ aufgebracht wird, ohne anzugeben, wie die Gleichmäßigkeit überprüft werden soll.
Auf jeder Seite des Moduls werden 1 Stunde lang 2.400 Pa aufgebracht (was einem Winddruck von 130 km / h entspricht).
Wenn das Modul für starke Schnee- und Eisansammlungen qualifiziert sein soll, wird die während des letzten Zyklus dieses Tests auf die Vorderseite des Moduls ausgeübte Last von 2.400 Pa auf 5.400 Pa erhöht.
Am Ende dürfen keine größeren optischen Mängel auftreten und während der Prüfung kein intermittierender Leerlauf festgestellt werden. Auch Pmax (nur für IEC 61215) und Isolationswiderstand werden nach diesem Test überprüft.
Hagelschlag: ist ein mechanischer Test.
Um zu überprüfen, ob das Modul den Auswirkungen von Hagelkörnern mit einer Temperatur von ~ –4 ° C standhält. Die Testausrüstung ist ein einzigartiger Werfer, der in der Lage ist, verschiedene Gewichte von Eisbällen mit den angegebenen Geschwindigkeiten anzutreiben, um das Modul an 11 angegebenen Aufprallstellen + / - 10 mm Abstand zu treffen. (Tabelle 1)
Die Zeit zwischen dem Entfernen des Eisballs aus dem Kühlraumbehälter und dem Aufprall auf das Modul darf 60 s nicht überschreiten.
Es ist durchaus üblich, Eisbälle mit 25 mm / 7,53 g zu verwenden.
Nach dem Test sollte erneut geprüft werden, ob durch die Hagelkörner größere Mängel vorliegen, und es werden auch Pmax (nur für IEC 61215) und der Isolationswiderstand geprüft.
Laborstatistiken zeigen sehr niedrige Ausfallraten für diesen Test.
Lichteinweichen: Bestrahlungsstärke(gilt nur für Dünnschicht-IEC 61646)
Dies ist eine wichtige Passage für das endgültige Pass / Fail-Urteil von Dünnschichtmodulen. Ziel ist es, die elektrischen Eigenschaften von Dünnschichtmodulen durch längere Bestrahlungsstärke zu stabilisieren, nachdem alle Tests abgeschlossen wurden, bevor Pmax mit dem vom Hersteller angegebenen Mindestwert verglichen wird.
Der Test kann unter natürlichem Sonnenlicht oder unter einem stationären Sonnensimulator durchgeführt werden.
Die Module werden unter einer ohmschen Lastbedingung einer Bestrahlungsstärke zwischen 600 und 1000 W / m2 in einem Temperaturbereich von 50 ° C ± 10 ° C ausgesetzt, bis eine Stabilisierung auftritt, wenn die Messungen von Pmax aus zwei aufeinanderfolgenden Expositionsperioden von erfolgen mindestens 43 kWh / m2jeder erfüllte die Bedingung (Pmax - Pmin) / P (Durchschnitt)<>
Zum Schluss noch ein Hinweis zur IECEE Retest Guideline. Interessanterweise ist nicht genau definiert, was als „Veränderung der Zelltechnologie“ für Dünnfilme angesehen werden kann, sodass in Fällen, in denen eine „Verbesserung von Technologie und Effizienz“, „Stabilisierung“, angegeben werden könnte, eine große Grauzone unterschiedlicher Interpretationen und Ansätze verbleibt Verbesserung “oder„ Leistungssteigerung “. Handelt es sich um „Veränderungen in der Zelltechnologie“ und wenn ja, in welchem Umfang und welche Tests müssen wiederholt werden? Wie heute gelesen, hinterlässt die Retest-Richtlinie einen Weg zur Erweiterung früherer Zertifizierungen, die an Leistung zunehmen (GG gt; 10%), indem einfach der Hot-Spot-Test wiederholt wird.
Anmerkung 2 der Retest-Richtlinie zitiert „… Der Test zum endgültigen Einweichen von Licht 10.19 ist für alle Testproben obligatorisch“. In der Praxis wird er jedoch von den Testlabors häufig ignoriert, was zu einer Erweiterung der spürbar erhöhten Leistung führt, ohne den Hauptaspekt von Dünn zu testen -Filmtechnologie: Leistungsstabilisierung.
Zusammenfassend wurde die in diesem Artikel beschriebene Prüfung von der IEC als Mindestanforderung für die Leistungsprüfung festgelegt. Wie eingangs erwähnt, müssen jedoch auch die Sicherheitsanforderungen und Prüfanforderungen in eingehalten werden
IEC 61730-1 und IEC 61730-2. Da die Hersteller bestrebt sind, auf dem Markt wettbewerbsfähiger zu sein, arbeiten die meisten mit einer Zertifizierungsstelle zusammen, um zu beweisen, dass ihr Modul einem unparteiischen, unvoreingenommenen Testprogramm unterzogen wurde. Wenn während der Neugestaltung oder ihrer Produktionsprozesse Änderungen auftreten, verwenden die Zertifizierungsstellen die „harmonisierte“ IECEE CB-Schema-Wiederholungsrichtlinie, um zu bestimmen, welche Tests vor der Verlängerung früherer Zertifizierungen wiederholt werden müssen. In Bezug auf die Zuverlässigkeit gehen einige sogar so weit, eine Verlängerung der kombinierten Zuverlässigkeitstestprogramme für Innen- und Außenbereiche um mehr als ein Jahr durchzuführen.
Herr Regan Arndt ist der nordamerikanische Manager und technische Zertifizierer für das Photovoltaik-Team von TÜV SÜDs in Fremont, CA. Er absolvierte ein Studium der Elektrotechnik am Southern Alberta Institute of Technology (SAIT) in Calgary, Alberta, Kanada und verfügt über mehr als 15 Jahre Erfahrung in der Prüfung und Zertifizierung in den Bereichen Photovoltaik, Informationstechnologieausrüstung, Telekommunikation und elektrische Ausrüstung für Messung, Steuerung und Labornutzung. Regan erhielt eine formelle Ausbildung für Photovoltaik-Design und -Tests an der Abteilung für erneuerbare Energien der Chinesischen Akademie der Wissenschaften in Peking. Er kann unter rarndt @ tuvam.com erreicht werden.
Dr. Ing. Robert Puto ist der Global Director von Photovoltacs beim TÜV SUD. Er hat einen Doktortitel in Elektrotechnik von der Politecnico di Torino (Polytechnische Universität Turin), Italien, und ein Master-Diplom in International Business Management von CEIBS - Shanghai, China. Er verfügt über 15 Jahre Erfahrung in der Prüfung und Zertifizierung einer Vielzahl von elektrischen Produkten, einschließlich Photovoltaik. Er fungiert auch als PV Senior Product Specialist innerhalb der TÜV SÜD Gruppe, hat den Status eines technischen Zertifizierers für PV und ist autorisierter Auditor für Laborbewertungen nach ISO IEC 17025.