Das Isolierverhalten von PV-Modulen ist entscheidend für die Anwendung und für die Personensicherheit. Trotz der internationalen Standards zur Widerstandsfähigkeit bei Trocken-Isolationswiderstands-Tests passieren Fehler im Feld immer noch häufig. Zum Verständnis: Unter Isolationswiderstand versteht man den ohmschen Widerstandsanteil zwischen elektrischen Leitern untereinander beziehungsweise gegenüber dem Erdpotenzial. Da es keinen idealen Isolator gibt, bildet jede Isolierung auch einen ohmschen Widerstand. Für einige Zeit wurden PV-Modulhersteller und Kunden vor allem mit einem Problem konfrontiert: Warum arbeiten PV-Module manchmal untypisch im Feld, während sie wieder ganz normal funktionieren, wenn sie in kontrollierter Laborumgebung sind.
Abschaltung am Morgen
Im Feld, wo die Bedingungen weit entfernt sind von der kontrollierten Laborumgebung, schalten Wechselrichter am frühen Morgen oder an Regentagen wegen großer Verlustströme ab. Die Fälle legen eine niedrige Widerstandsfähigkeit von PV-Modulen in feuchter Isoliersituation nahe. Wenn die Module dann ins Labor zurückgebracht und nach internationalen Standards getestet werden, erfüllen sie aber meistens die Spezifikationsvorgaben.
Die Widerstandsfähigkeitstests für Isoliersysteme bei kristallinen Silizium-PV-Modulen umfassen momentan drei internationale Standards: IEC61215ED2 10.3 Isoliertest, IEC61730-2 mst16 Dielektrischer Widerstandstest und UL1703 26 Dielektrische Spannungsprüfung. Die Serientests finden bei Raumtemperatur mit einer relativen Luftfeuchtigkeit von über 75 Prozent ohne Beleuchtung statt. In einer aktuellen Studie von Suntech haben Wissenschaftler festgestellt, dass diese Testsituation die Ursache dafür ist, warum Laborsituationen nicht die Realität im Feld widerspiegeln. Das Qualitätssicherungsteam des Unternehmens hat diese Erkenntnis gewonnen, indem es die Unterschiede zwischen den internationalen Standardisoliertests und der tatsächlichen Feldsituation untersucht hat, um die Wurzel des Problems zu finden. Suntech-Module haben eine niedrige Feldfehlerquote von 0,04 Prozent. Mit 30 Millionen weltweit installierten Modulen verfügt das Unternehmen über eine umfangreiche Datenbasis, die auch einige Feldfehler durch Isoliereinsatz beinhaltet. Typischerweise am frühen Morgen oder an regnerischen Tagen zeigten die betroffenen Module schlechte Isolierergebnisse, sodass Verlustströme verursacht wurden. Dadurch wurde der Wechselrichter veranlasst, den Betrieb einzustellen, bis der Fehler behoben war.
Die Studie hat nun den Einfluss von folgenden Faktoren auf die Arbeit des PV-Isoliersystems untersucht: Modultemperatur, relative Luftfeuchtigkeit, Sonneneinstrahlung und Verluststrom-Detektierzeit des Systems. Experimente wurden durchgeführt und Ergebnisse zu jedem einzelnen Faktor wurden vorgestellt.
Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass die aktuellen internationalen Qualifikationstests für PV-Modul-Isolierfähigkeit nicht ausreichend sind, um die Funktionsfähigkeit im Feld zu bestätigten, weil die Testbedingungen gestiegene Temperaturen und hohe relative Luftfeuchtigkeit nicht berücksichtigen, die weltweit in vielen Regionen üblich sind.
In der Untersuchung zur Auswirkung zunehmender Modultemperaturen zeigt die Studie interessante Ergebnisse. Demnach nimmt der Isolierwiderstand eines PV-Moduls, der bei 25 Grad Celsius gemessen wurde, um 75 Prozent ab, wenn er im Feldversuch bei 45 Grad Celsius gemessen wird. Der Isolierwiderstand nimmt sogar um 90 Prozent ab, wenn die Modultemperatur im Feld 60 Grad erreicht.
Hohe Luftfeuchtigkeit schadet
Bezüglich der relativen Luftfeuchtigkeit zeigt die Studie, dass die Zunahme der relativen Luftfeuchtigkeit extrem schädlich ist für den Isolierwiderstand eines PV-Moduls. Das ist vor allem problematisch, weil es üblich ist, die relative Luftfeuchtigkeit von 75 Prozent, also den Laborstandard, zu überschreiten. In vielen Teilen der Welt wird der Wert an vielen Tagen im Jahr überschritten. Die Studie besagt, dass der Isolierwiderstand um bis zu 50 Prozent abnimmt, wenn die Luftfeuchtigkeit von 50 auf 75 Prozent ansteigt. Er halbiert sich noch einmal, wenn die Luftfeuchtigkeit auf 90 Prozent ansteigt. Es ist erwiesen, dass Luftfeuchtigkeit ein wichtiger Faktor ist, der die Modulleistung im Feld beeinflusst, wo die Bedingungen weit schlechter sein können als im Labor.
Die Studie prüft auch den Einfluss der Lichtintensität auf den Isolierwiderstand. Die Experimente haben gezeigt, dass die Zunahme der Lichtintensität zu einer Erhöhung der Modultemperatur und zu einer deutlichen Verringerung des Widerstands führt. Die Lichtintensität selbst aber beeinflusst den Widerstand nicht. Die Studie hat zudem gezeigt, dass eine grobe und ungenaue Wechselrichtereinstellung zu unnötigem Abschalten führen kann. Das liegt dann mitunter am durchfließenden Verluststrom. Laut Suntech erkennen die meisten Sicherheitseinheiten Verluststrom innerhalb von fünf Sekunden, nachdem das System angelaufen ist. Die Untersuchungen haben nun aber ergeben, dass der Strom bereits 20 Sekunden nach dem Start doppelt so stabil sein kann. Wenn man entsprechend die Abschaltung von geringfügigem Verluststrom erst nach 20 Sekunden stattfinden ließe, würden weniger geringfügige Fehler und Falschmeldungen festgestellt. Das erklärt zusammen mit frühmorgendlichem Tau, warum eine signifikante Fehlerzahl am Morgen festgestellt wird, wenn die Module erstmals starten.
Suntechs Studie legt nahe, dass die derzeitigen internationalen Standards für den Test von Isolierwiderständen nicht ausreichen, um PV-Module vor Fehlern im Feld zu schützen. Entsprechend kann die Funktionsfähigkeit der Anlage und auch die Sicherheit von Personen nicht gewährleistet werden. Die Ergebnisse der Studie zeigen die Gegensätzlichkeit von Laborbedingungen und Versuchen im realen Feld auf. Um das Risiko von Isolierungsfehlern zu minimieren und die prognostizierten Erträge zu sichern, sollten daher zusätzliche Untersuchungen die derzeitigen Standardmessungen ergänzen.
Suntech empfiehlt die folgenden Tests, um die derzeitigen Standards zu vervollständigen:
1) Erweiterte Trockenwiderstands-Testbedingungen mit einer Modultemperatur von 60 Grad Celsius plus/minus zwei Grad und einer relativen Luftfeuchtigkeit von 85 Prozent plus/minus fünf Prozent.
2) Erweiterte Testbedingungen für Verluststrom bei Feuchtigkeit mit einer Testtemperatur von 60 Grad Celsius plus/minus drei Grad. Diese Testbedingungen sind repräsentativer für die realen Feldbedingungen und können Widerstandsfehler reduzieren und die Qualität verbessern.
Von Jim Zhu, Chief Scientist of Wuxi Suntech und Jeff Wang, Director Test Center Suntech. Erschienen im Solar Investor`s Guide, Erneuerbare Energien Juni.
