ENERGIES RENOUVELABLES
sol(ID)aires

Langzeitverhalten Von Photovoltaikanlagen
    Neben Wechselrichtertests führt die HTA Burgdort (vormals ISB) auch seit 1992 Langzeitmessungen an vielen netzgekoppelten Photovoltaikanlagen durch. Gegenwärtig werden 42 PV-Anlagen mit zurzeit 55 Wechselrichtern ausgemessen. Die meisten Anlagen befinden sich in Burgdort, es werden aber seit 1992 bzw. 1993 auch Daten von zwei hochalpinen Anlagen auf 3454m und 2670m erfasst. 1992 bis 1996 wurde auch ein Anlage in Interlaken und seit Dezember 1996 ein Anlage in Liestal gemessen. Im Juni 2001 wurden die Anlage Mont-Soleil (560 kwp 1270m) und im Dezember 2001 drei Anlagen mit Dünnschichtzellen (CIS, a-Si-Tandem und a-Si-Tripel) ins Messprogramm integriert. Der Zweck dieser Langzeitmessungen ist die Erfassung aller langfristig relevanten Einflüsse auf den Energieertrag und die Lebensdauer von Photovoltaikanlagen, welche in den bei neuen Anlagen meist nur relativ kurzzeitig (ein bis zwei Jahre) dauernden Messkampagnen nicht erfasst werden können.
Comportement à long terme des installations photovoltaïques
Outre les tests d╠onduleurs, la HES de Berthoud (auparavant ISB) effectue aussi depuis 1992 des mesures ä long terme sur de nombreuses installations photovoltaïques branchées sur le réseau. A l╠heure actuelle, 42 installations avec 55 onduleurs sont mesurées. La plupart des installations se trouvent ä Berthoud. Depuis 1992 et 1993, des données sont également saisies sur deux installations alpines placées ä 3454m et à 2670m d╠altitude. De 1992 à 1996, des mesures ont aussi été faites sur une installation à Interlaken et depuis décembre 1996, une installation à Listetal fait aussi l╠objet de mesures. En juin 2001, l╠installation du Mont-Soleil (560kWp, 1270m) et en décembre 2001, trois installations 1a base de cellules à couche mince (CIS, a-Si-Tandem et a-Si-Tripel) ont été intégrées dans le programme de mesure. Ces mesures à long terme ont pour but de saisir tous les éléments significatifs à long terme qui influencent le rendement énergétique et la durée de vie des installations, éléments qui ne peuvent pas être enregistrés lors des campagnes de mesure effectuées à court terme (1 à 2 ans) sur les nouvelles installations photovoltaïques.

Heinrich Häberlin und Christian Renken

Wechselrichterzuverlässigkeit
    Die bezüglich Zuverlässigkeit kritischste Komponente bei netzgekoppelten Photovoltaikanlagen ist der Wechselrichter. Die HTA Burgdorf führt bereits seit 1992 ein Ausfallstatistik über ein bisher stetig steigende Anzahl von Netzwechselrichtern (Tabelle 1).


Tabelle 1 Ausfallstatistik der Wechselrichter aller von der HTA Burdorf untersuchen PV-Anlagen

    Zurzeit werden 55 Wechselrichter überwacht. In den Jahren 1992 bis 1994 lag die Anzahl Wechselrichterdefekte 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 2002 im Bereich 0,07 bis 0,21 (Bild 1).


Bild 1 Wechselrichterdefekte pro Wechselrichter Betriebsjahr und durchschnittliche Anzahl von der HTA Burdorf überwachter Wechselrichter.

     Im Jabre 2001 erreichte dieser Wert in dieser Periode ein relatives Maximum von 0,21, bedingt durch den Ausfall von zumeist älteren Geräten. Im Jahre 2002, in dem keine schweren Gewitter beobachtet wurden, sank er dagegen wieder auf einen Rekordtiefstand von 0,07. Ein Wechselnchter-Defekt wirkt sich je nach dem Zeitpunkt und der Gerätegrösse energetisch natürlich sehr verschieden aus. Bild 2 zeigt den auf Grund dieser Defekte resultierenden Ertragsausfall.


Bild 2 Energie ertragsverluste in Prozent auf Grund von Wechselrichterdefekten bei  den überwachen Anlagen. Der Mittelwert liegt bei 1,09%

    Die drei ältesten im Test befindlichen Sputnik Solarmax S hatten nach knapp über sechs Betriebsjahren kurz aufeinander die ersten Hardwaredefekte. Bei zwei weiteren Geräten traten bereits Defekte nach knapp fünf Betriebsjahren auf. In den letzten drei Jahren wurden auch wieder Defekte bei drei Solcon 3400 RE registriert. Da der Hersteller das Produkt nicht mehr vertreibt, ist auch der Reparaturservice hierfür eingeschrënkt worden. Die HTA Burgdorf hatte ihren Solcon 3400 HE dreimal ohne langfristigen Erfolg reparieren lassen und entschied darauf, das Gerät nicht wieder in Betrieb zu nehmen. Nach vier und 7,5 Betriebsjahren traten auch bei zwei ASP Top Class Defekte auf. Die mittlere Ausfallrate dieser Geräte ist jedoch noch relativ niedrig, da die HTA Burgdorf ein grosse Anzahl Wechselrichter dieses Herstellers (18 Stück) überwacht.
    Einige ältere Geräte, bei denen der Reparaturservice nicht mehr befriedigend funktionierte, wurden nach Betriebszeiten zwischen etwa 4,5 und 10 Jahren in den letzten Jahren durch andere Produkte ersetzt. Bei den Ausfällen im Jabre 2001 war bei drei Geräten möglicherweise ein Vorschädigung durch ein blitzbedingte Überspannung mitbeteiligt, da sie kurz hintereinander am gleichen Ort erfolgten. Ob sich die Entwicklung fortsetzt, dass Hardwaredefekte bereits nach vier bis sechs Betriebsjahren auftreten, oder ob es sich dabei um Ausnahmen handelt, wird in diesem Projekt weiter untersucht.

Entwicklung des Energieertrags im Verlauf der Zeit
Auf Normjahr bezogene spezifische Energieerträge der Anlagen in Burgdorf
    Um verschiedene Anlagen in einfacher Weise miteinander vergleichen 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 1 kWp (1 kW Spitzenleistung bei STC) umgerechnet [1]. 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 3 zeigt die sich so ergebenden spezifischen Energieertrage. 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 Cebäudeteile teilbeschatteten, suboptimalen Fassadenanlage mit Anstellwinkel beta = 60o und gamma = 20o) angegeben. Die meisten anderen Anlagen haben Anstellwinkel beta zwischen 30o und 35o Fast alle PV-Anlagen in Burgdorf haben gerahmte Module. Es fällt auf dass alle Kurven in Bild 3 einen langfristig leicht sinkenden Trend zeigen. Zudem nehmen die Unterschiede zwischen gut gewarteten Anlagen und eher vernachlässigten Anlagen zu. Die deutliche Abnahme beim Mittelwert aller Anlagen in den Jahren 2000 bis 2002 ist primär auf ein 1999 in Betrieb genommene  grössere  Anlage  (mit  Solardachziegeln mit geringem beta und Trafo-Wechselrichtern) mit relativ geringem Ertrag zurückzuführen.

Bild 3 Spezifische Jahresenergieproduktion aller PV-Anlagen mit Wechselrichtern in Burgdorf. Um den Einfluss der von Jahr zu Jahr etwas schwankenden Einstrahlung zu eliminieren, wurden die Energieerträge der einzelnen Anlagen auf ein strahlungsmässiges Normaljahr mit H  1163 kWh/m2 umgerechnet (Details siehe [3]). DieKurven zeigen sämtliche Einflüsse (Wechselrichterausfälle, Alterung, verschmutzung, Beschattung durch wachsende Bäume usw.). Der Anstieg des Maximums 2002 ist auf die neu in Betrieb genommene Dünnschichtzellen-Anlage Newtech zurückzuführen.

Auf Normaljahr bezogene spezifische Energieerträge älterer PV-Anlagen in Burgdorf unter Elimination des Einflusses der Wechselrichterausfälle
    Um das Langzeitverhalten der Solargeneratoren zu zeigen, muss der Einfluss der Inverterausfälle auf die Ertragsentwicklung eliminiert werden. Zu diesem Zweck wurde bei den von Ausfällen betroffenen Anlagen die verlorene Energie hochgerechnet. Die in Bild 4 dargestellten Werte zeigen deshalb vorwiegend die Auswirkungen anderer Einflüsse (Verschmutzung, Alterang und (bei einzelnen Anlagen) Ausfall einzelner Stränge des Solargenerators  (z.B. Defekte  von Strangdioden oder Strangsicherungen), Schneebedeckung, teilweise auch zunehmende Teilbeschattung durch wachsende Bäume).

Bild 4 Spezifische Jahresenergieproduktion der vor 1998 gebauten PV-Anlagen mit Wechselrichtern. Der allfällig durch Wechselrichterausfälle verlorene Energieertrag wurde hochgerechnet Danach wurde der Energieertrag auf ein strahlungsmässiges Normaljahr mit H  = 1163 kWh/m2 umgerechnet (wie in BiId 3). Diese Kurven zeigen primär den Einfluss des Solargenerators auf  die Entwicklung des Energieertrags (Alterung, Verschmutzung, Strangausfälle, Schnee, Beschattung durch wachsende Bäume usw.)

    Alle Kurven zeigen einen langfristig leicht sinkenden Trend. Aufällig ist der Einbruch in den Jahren 1998 und vor allem 1999 und der leichte Wiederanstieg in den Jahren 2000 und 2001 bei den Kurven der trafolosen Anlagen (praktisch alle mit Siemens M55, horizontal liegend montiert). Von 1996 bis 2002 hat der Mittelwert, aber auch der von gelegentlich gereinigten Anlagen stammende Maximalwert um etwa 5% abgenommen. Bereits vor einigen Jahren wurde von einer sich bei einigen Anlagen im Laufe der Jahre entwickelnden permanenten Verschmutzung berichtet [2] Die Empfindlichkeit  auf  Verschmutzung  ist allerdings stark vom Standort und Modultyp abhängig. Gerahmte Module, besonders solche mit kleinem Abstand zwischen Rahmen und Zellen (z.B. M55), neigen zu stärkerer Verschmutzung und sind diesbezüglich langfristig weniger günstig. Anscheinend ist bei solchen Modulen oft auch ein gewisse alterungsbedingte Ertragsabnahme zu verzeichnen. Erstaunlicherweise ist aber der Mittelwent aller Anlagen von dieser Ertragsabnahme weit weniger betroffen. In diesem Mittelwert sind natürlich auch viele Anlagen mit anderen Modulen und die Anlage der RTA Burgdorf enthalten, die ab und zu gereinigt wird.
    Es scheint, dass starke und lang dauernde Schneebedeckungen sich günstig auf den Energieertrag im Folgejahr auswirken. Solche Schneebedeckungen bewirken zwar unmittelbar ein gewisse Ertragsreduktion, haben aber beim Abschmelzen offensichtlich ein gewisse Reinigungswirkung und beseitigen einen Teil der ettragsmindernden Verschmutzung.

Verschmutzungs- und alterungsbedingte Ertragsabnahme beim Solargenerator der Photovoltaik-Testanlage der HTA Burgdorf
    Seit Fruhling 1994 betreibt das Photovoltaiklabor der HTA Burgdorf ein Testzentrum für Photovoltaikanlagen mit einem Solargenerator (60 kWp, Anstellwinkel beta = 30o) auf dem Dach des Neubaus der Abteilung Elektrotechnik. Im Laufe der Zeit wurde die Entwicklung permanenter Verschmutzungsstreifen am unteren Rand der verwendeten (gerahmten) Solarmodule beobachtet, die ein allmähliche Reduktion des Energieertrags der Anlage bewirkten [2]. Da die Anlage intensiv vermessen wird, liegen seit dieser Zeit Ertragsdaten vor. Seit 1996 ist es mit einem an der Schule entwickelten Kennlinienmessgerät zudem möglich, Kennlinien der Anlage aufzunehmen und auf STC umzurechnen.
    Für einen ersten überblick über die Energieproduktion und allfällig aufgetretene betriebliche Probleme bei Photovoltaikanlagen  eignen  sich  normierte Monatsstatistiken sehr gut. Bei dieser Darstellung werden die normierten Grössen Yr (Strahlungsertrag in Generatorebene in (kWh/m2/d)/(1kW/m2)), Yr (Temperaturkorrigierter Strahlungsertrag in Generatorebene),  Ya (Generatorertrag auf der DC-Seite in kWh/kWp/d) und Yf(Endertrag auf der AC-Seite in kWh/kWp/d) sowie die Performance Ratio PR =Yf / Yr als durchschnittliche Tageswerte für jeden Monat angegeben [1].
    Für die Beurteilung des Ertrags eines relativ flach angestellten Solargenerators ist es zweckmässig, den Generator-Korrekturfaktor kG = Ya / YT [1] in den nicht durch Schnee oder Schattenwurf beeinträchtigten Monaten April - September zu untersuchen, sofern in diesen Monaten keine ausserordentlichen  Ereignisse (Wechselrichterausfälle,  Reinigungen, Umbauarbeiten) stattgefunden haben. Da
der Temperatureinfluss bereits in YT berücksichtigt ist, sollte kG im Idealfall möglichst nahe bei 1 liegen und nicht zeitabhängig sein. Bild 5 zeigt den Verlauf des Generator-Korrekturfaktors in den Sommermonaten in den Jahren 1994 - 2002 beirn am längsten gemessenen Teil der PV-Testaniage.

Bild 5 Gemessener Generator-Korrekturfaktor kG bei Teilanlage West der PV-Testanlage der HTA Burgdorf mit Angabe der Reinigungen (Strahlungsmessun g mit Pyranometer). Die Anlage hat gerahmte Siemens M55-Module mit beta=30o (horizontal liegend), liegt nahe bei einer Bahnlinie und neigt somit zu relativ starker Verschmutzung [2]. Der relativ tiefe Wert des Anfangswerts von kG ist teilweise auf die gegenuber einer normalen PV-Anlage etwas höheren DC-Verluste der Testanlage zurückzuführen.

    In Bild 5 ist zu erkennen, dass kG 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 kG offenbar veriangsamen. 1998 und 2002 wurden Reinigungen mit einem starken Reinigungsmittel  (Transsolv) durchgeführt, die den grössten Teil der gemessenen Ertragsabnahme rückgängig machen konnten.  Gegenüber dem Anfangszustand betrug die Ertragsverminderung infolge Verschmutzung vor der Reinigung im Jahre 1998 etwa 9% und im Jahre 2002 etwa 11%. Bei den Messungen im Sommer 2002 wurde im PV-Generator der Teilanlage West ein defektes Modul ersetzt, das für etwa 1% der beobachteten kG-Reduktion verantwortljch war. Durch die Reinigung konnten 1998 weitere 7% und 2002 weitere 9% eliminiert werden. Ein Teil der Ertragsabnahme (in 8 Jahren: etwa 3,3%) scheint aber irreversibel zu sein. Da relativ rasch nach der Reinigung ein 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). Bild 6 zeigt die I-U- und P-U-Kennlinien eines Teils des Solargenerators vor und nach der 2. Reinigung im August 2002. Die bei dieser Messung bestimmte Leistungsreduktion stimmt gut mit dem aus kG des Gesamtgenerators bestimmten Wert überein. Ähnliche Leistungsreduktionen infolge Verschmutzung nach mehreren Betriebsjahren wurden auch an Solargeneratoren aus rahmenlosen Modulen mit geringer Neigung (beta < 5o) gemessen.


Bild 6 Auf  STC umgerechnete I-U-und P-U-Kennlinien sowie MPP-Leistungen eins 6-er Arrays der Teilanlage West vor und nach der 2. Reinigung im August 2002. Die Leistung des verschmutzten Arrays ist um 9,3% reduziert. Die STC-Nennleistung des Arrays beträgt 1310 Wp (24 Module zu 55 Wp minus rund 10W Strangdiodenverluste). Der vom Hersteller garantierte Minimalwert (-10%) ist also noch eingehalten.

Verlauf des Generator-Korrekturfaktors bei hochalpinen Anlagen
    Die gleiche Untersuchung von kG wurde auch für die beiden hochalpinen Anlagen Birg und Jungfraujoch durchgeführt. Da es sich dabei um Fassadenanlagen mit beta = 90o handelt, ist ein Untersuchung des kG-Verlaufs im Winterhalbjahr sinnvoll, da im Sommer der Einfluss der Glasreflexionsverluste infolge der stell stehenden Sonne die Ergebnisse verfälscht. Dabei muss natürlich der Einfluss  temporärer Schneebedeckungen und von Wechselrichterstörungen eliminiert werden. Bild 7 zeigt den Verlauf des Generator - Korrekturfaktors in den Wintermonaten in den Jahren 1993 - 2002 bei den beiden Anlagen. Bei der Anlage Birg liegen wegen anlanglicher Wechselrichterprobleme für diese Untersuchung erst ab 1995 brauchbare Daten vor.

Bild 7 Gemessener Generator-Korrekturfaktor kG bei den hochalpinen PV-Anlagen (in Fassaden, beta =  90o) Birg (2670 m) und Jungfraujoch (3454m) mit Siemens Modulen M55 bzw. M50. Bei Jungfraujoch sind die Pyranometer beheizt. Wegen des spektralen Mismatchs ist kG wie üblich einige Prozent höher, wenn er aus der mit der Referenzzelle gemessenen Einstrahlung erechnet wird.

    Wie Bild 7 zeigt, ist kG bei der Anlage Jungfraujoch im Rahmen der Messgenauigkeit etwa konstant. Auch bei der Anlage Birg ist nur ein gelinge Abnahme (-2,4% in 7 Jahren) zu verzeichnen. Sicher ist die Luftverschmutzung und die biologische Aktivität, die wesentlich zur Verschmutzung der Module beitragen [2], in diesen Höhen gering oder kaum mehr vorhanden. Wegen der vertikalen Montage kann sich auch keine Verschmutzungskante bilden. Besonders bei der Anlage Jungfraujoch treten zudem jedes Jahr temporäre Schneebedeckungen durch Flugschnee auf, die jewells bald wieder abgleiten und sicher ein sehr gute Reinigungswirkung haben. Möglicherweise verlangsamt auch die dort oben herrschende geringere Luftfeuchtigkeit mögliche innere Degradationseffekte in den Modulen.

Fazit
    Zwischen 1996 - 2002 ging durch wechselrichterausfälle etwa 1,1% Energie verloren. 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 ein deutliche Ertragseinbusse auf. Ein grosser Teil davon ist auf die sich trotz der Reinigungswirkung des Regens allmählich entwickelnde permanente Verschmutzung zurückzufüren, ein kiemerer Teil auf irreversible Veränderungen der Module. Bei hochalpinen Anlagen sind diese Probleme wesentlich kleiner.
    Bei gut dimensionierten und gewarteten Anlagen, die zwischen fünf und elf Jahren im Betrieb stehen, war der auf ein Normaljahr umgerechnete Energieertrag zwischen 1996 und 2002 erfreulich stabil, der Unterschied zwischen dem Maximal- und Minimalwert betrug nur etwa 3%. Es hat sich aber gezeigt, dass je nach Lage, Anstellwinkel und Modultyp ein periodische Reinigung des Solargenerators zur Aufrechterhaltung eins hohen Energieertrags ratsam ist. Unter diesen Voraussetzungen scheint die Annahme berechtigt, dass der Solargenerator ein Lebensdauer von 20 bis 30 Jahren erreichen wird. Allerdings scheint vor allem bei kleinen Wechselrichtern ein Ersatz etwa alle 10 bis 15 Jahre erforderlich zu sein, da nach langer Zeit ein befriedigender Service oft nicht mehr gewährleistet ist.

Verdankungen
    Die in diesem Beitrag beschriebenen Messungen wurden vom BFE Bern, der Localnet AG Burgdorf, der Gesellschaft Mont Soleil und der Elektra Baselland finanziert.

Literatur
[7] H. Häberhn und Ch. Beutler: Analyse des Betriebsverhaltens von Photovoltaikanlagen durch normierte Darstellung von Energieertrag und Leistung. Bulletin SEV/VSE 4/1995.
[2] H. Häberlin und Ch. Renken: Allmähliche Reduktion des Energieertrags netzgekoppelter PV-Anlagen durch permanente Verschmutzung und Degradation. Bulletin SEV/VSE 10/1999.
[3] Ch. Renken und H. Häberlin: Langzeitverhalten von netzgekoppelten Photovoltaikanlagen. Schlussbericht PSEL-Projekt 113/ BFE-Projekt DIS 19490/59074, ENET 194957, Augustl999. Erhältlich bei ENET, Egnacherstr. 69, CH-9320 Arbon.

Informationen über weitere Aktivitäten des Photovoltaik.Labors der HTA Burgdorf und weitere Publikationen (teilweise online) sind unter http://www.pvtest.ch zu finden.


Bulletin des ╗lectriciens