{"id":1547,"date":"2024-09-11T14:43:28","date_gmt":"2024-09-11T12:43:28","guid":{"rendered":"https:\/\/hsnordhausen.artemis.wpspace.me\/science-blog\/?p=1547&post_type=forschungsprojekt&preview_id=1547"},"modified":"2024-09-17T14:49:58","modified_gmt":"2024-09-17T12:49:58","slug":"systembedingte-degradationsmechanismen-von-duennschichtphotovoltaikmodulen","status":"publish","type":"forschungsprojekt","link":"https:\/\/www.hs-nordhausen.de\/science-blog\/forschungsprojekt\/systembedingte-degradationsmechanismen-von-duennschichtphotovoltaikmodulen\/","title":{"rendered":"Systembedingte Degradationsmechanismen von D\u00fcnnschichtphotovoltaikmodulen"},"content":{"rendered":"\n

Erneuerbare Energieanlagen wie Photovoltaikgeneratoren m\u00fcssen eine Lebensdauer von mindestens 20 Jahren aufweisen, um wirtschaftlich betrieben werden zu k\u00f6nnen. Photovoltaikanlagen sind w\u00e4hrend dieser Zeit unterschiedlichen Einfl\u00fcssen ausgesetzt. Vor allem Witterungseinfl\u00fcsse 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. <\/p>\n\n\n\n

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TCO-Korrosion an einem mikrokristallinen Siliziummodul<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Die Forschergruppe untersuchte D\u00fcnnschicht- photovoltaikmodule aus mikrokristallinem Silizium (\u00b5-Si) und dem Verbindungshalbleiter CIGS. Hier kann es bei bestimmten Anlagenverschaltungen zu einer irreversiblen Degradation der stromf\u00fchrenden Schicht kommen, die f\u00fcr \u00b5-Si-Module als TCO-Korrosion (vgl. Abbildung) und bei CIGS-Modulen als PID-Effekt bezeichnet wird. Um neue Produktionsprozesse hinsichtlich ihrer Best\u00e4ndigkeit zu untersuchen, fehlten bisher geeignete Testverfahren, die insbesondere eine reproduzierbare und beschleunigte Alterung erm\u00f6glichen. Die Entwicklung solcher Testverfahren war Gegenstand dieses Projekts. Weiterhin wurden Simulationsmodelle erstellt, die es erlauben, das Schadenspotential vorauszusagen.<\/p>\n\n\n\n

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Leckstrompfade am Modul<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Ein Ma\u00df f\u00fcr den Fortschritt der Degradation ist die von Leckstr\u00f6men transportierte Ladungsmenge. Die Abbildung „Leckstrompfade am Modul“ zeigt typische Leckstrompfade f\u00fcr ein CIGS-Moduls.<\/p>\n\n\n\n

Zur Ermittlung von Alterungsmodellen wurden in einer Klimakammer beschleunigte Alterungstests durchgef\u00fchrt. In sogenannten Bias-Damp-Heat-Tests wurden die Module wechselnder Temperatur (0 … 85 \u00b0C) und relativer Luftfeuchtigkeit (10 … 95 %) unter Anwesenheit eines \u00e4u\u00dferen elektrischen Potentials (+\/-1000 V) ausgesetzt. Gleichzeitig wurde am Institut ein Freifeld-Versuchsstand installiert, in welchem unterschiedliche D\u00fcnnschichtphotovoltaikmodule bei nat\u00fcrlicher Alterung getestet wurden (siehe Abbildung). Der Einfluss der Umweltbedingungen, der angelegten Potentiale gegen Erde und die Art der Kontaktierung wurden dabei untersucht. In beiden F\u00e4llen wurden die auftretenden Leckstr\u00f6me kontinuierlich gemessen. Eine Korrelation von Klimakammertests und Freifeldversuchen erm\u00f6glicht eine \u00dcbertragung der Ergebnisse aus den beschleunigten Alterungstests auf den realen Anlagenbetrieb.<\/p>\n\n\n\n

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Freifeld-Teststand mit \u00b5-Si-Module (vorne) und CIGS-Modulen (hinten)<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
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Leistungsverluste unterschiedlicher CIGS-Module in Abh\u00e4ngigkeit von der transportierten Ladung<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Im Rahmen des Projekts wurde eine qualitative Reproduzierbarkeit der Ergebnisse zu systembedingter Degradation sowohl f\u00fcr die TCO-Korrosion als auch den PID-Effekt erreicht. Der postulierte Zusammenhang zwischen Degradationsrate und \u00fcbertragener Ladungsmenge konnte verifiziert werden. Dieser ist jedoch nicht zwingend linear (siehe Abbildung rechts).<\/p>\n\n\n\n

Die vielen unterschiedlichen Einflussfaktoren, zu denen unter anderem Modultechnologie, Kontaktierung, Betrag und Richtung des angelegten Potentials und die Umgebungsbedingungen geh\u00f6ren, erschweren quantitative Aussagen. Als wichtige Voraussetzungen f\u00fcr die Extrapolierbarkeit der Ergebnisse wurden die detaillierte Ber\u00fccksichtigung des Modul-Mikroklimas und der Regenerationsmechanismen im Feld ermittelt.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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