Erneuerbare Energieanlagen wie Photovoltaikgeneratoren müssen eine Lebensdauer von mindestens 20 Jahren aufweisen, um wirtschaftlich betrieben werden zu können. Photovoltaikanlagen sind während dieser Zeit unterschiedlichen Einflüssen ausgesetzt. Vor allem Witterungseinflüsse belasten die Module und treiben Alterungsprozess voran. Aufgrund der Zusammensetzung der Module aus unterschiedlichsten Materialien kann es beispielsweise durch Feuchtigkeits- und Temperaturwechsel, Sonneneinstrahlung und dem Potential gegen Erde zu zahlreichen Reaktionen der eingesetzten Materialien untereinander kommen. Eine wichtige Rolle kommt dabei der potentialbedingten Wanderung von Natriumionen aus dem Frontglas in die Halbleiterschicht der Module zu. 

Die Forschergruppe untersuchte Dünnschicht- photovoltaikmodule aus mikrokristallinem Silizium (µ-Si) und dem Verbindungshalbleiter CIGS. Hier kann es bei bestimmten Anlagenverschaltungen zu einer irreversiblen Degradation der stromführenden Schicht kommen, die für µ-Si-Module als TCO-Korrosion (vgl. Abbildung) und bei CIGS-Modulen als PID-Effekt bezeichnet wird. Um neue Produktionsprozesse hinsichtlich ihrer Beständigkeit zu untersuchen, fehlten bisher geeignete Testverfahren, die insbesondere eine reproduzierbare und beschleunigte Alterung ermöglichen. Die Entwicklung solcher Testverfahren war Gegenstand dieses Projekts. Weiterhin wurden Simulationsmodelle erstellt, die es erlauben, das Schadenspotential vorauszusagen.

Ein Maß für den Fortschritt der Degradation ist die von Leckströmen transportierte Ladungsmenge. Die Abbildung „Leckstrompfade am Modul“ zeigt typische Leckstrompfade für ein CIGS-Moduls.

Zur Ermittlung von Alterungsmodellen wurden in einer Klimakammer beschleunigte Alterungstests durchgeführt. In sogenannten Bias-Damp-Heat-Tests wurden die Module wechselnder Temperatur (0 … 85 °C) und relativer Luftfeuchtigkeit (10 … 95 %) unter Anwesenheit eines äußeren elektrischen Potentials (+/-1000 V) ausgesetzt. Gleichzeitig wurde am Institut ein Freifeld-Versuchsstand installiert, in welchem unterschiedliche Dünnschichtphotovoltaikmodule bei natürlicher Alterung getestet wurden (siehe Abbildung). Der Einfluss der Umweltbedingungen, der angelegten Potentiale gegen Erde und die Art der Kontaktierung wurden dabei untersucht. In beiden Fällen wurden die auftretenden Leckströme kontinuierlich gemessen. Eine Korrelation von Klimakammertests und Freifeldversuchen ermöglicht eine Übertragung der Ergebnisse aus den beschleunigten Alterungstests auf den realen Anlagenbetrieb.

Im Rahmen des Projekts wurde eine qualitative Reproduzierbarkeit der Ergebnisse zu systembedingter Degradation sowohl für die TCO-Korrosion als auch den PID-Effekt erreicht. Der postulierte Zusammenhang zwischen Degradationsrate und übertragener Ladungsmenge konnte verifiziert werden. Dieser ist jedoch nicht zwingend linear (siehe Abbildung rechts).

Die vielen unterschiedlichen Einflussfaktoren, zu denen unter anderem Modultechnologie, Kontaktierung, Betrag und Richtung des angelegten Potentials und die Umgebungsbedingungen gehören, erschweren quantitative Aussagen. Als wichtige Voraussetzungen für die Extrapolierbarkeit der Ergebnisse wurden die detaillierte Berücksichtigung des Modul-Mikroklimas und der Regenerationsmechanismen im Feld ermittelt.