Ich habe hier im Blog ja schon eine ganze Reihe von Fehlern beschrieben, die an Photovoltaikanlagen auftreten können, in der Hoffnung, dass viele dieser Fehler schnell erkannt und beseitigt werden können. Der vermeintlich letzte ertragsrelevante Fehler an Photovoltaikmodulen, der hier noch nicht ausführlich beschrieben wurde, sind die “sich ablösenden Frontkontakte”. Grund genug, diesem Fehlerbild mal einen eigenen Artikel zu widmen.
Im letzten Artikel ging es ja bereits um ein verwandtes Fehlerbild: Die sich abtrennenden Zellverbinder zwischen den einzelnen Solarzellen. Nun möchte ich einige Stadien eines Fehlers zeigen, der uns in der Praxis ebenfalls recht häufig begegnet. Den sich ablösenden Frontkontakten. Die durch Licht angeregten Ladungsträger werden auf der Vorderseite der Solarzellen durch ein dünnes Gitter aufgefangen, das im Siebdruckverfahren auf die Zellen aufgebracht wird. Die Kontakte bestanden bisher vorwiegend aus Silber, sollen allerdings zukünftig aus Kostengründen auch aus Kupfer hergestellt werden. Die aufgefangenen Ladungsträger werden von diesen hauchdünnen Leiterbahnen dann an die sogenannten Busbars weitergeleitet. So bezeichnet man die dicken Leiterbahnen, von denen aus dann auch der Kontakt zur nächsten Solarzelle in der Reihenschaltung hergestellt wird.
Das Anlöten der Frontkontakte bedeutet für die Zellen sowohl einen mechanischen als auch einen thermischen Stress bei der Herstellung. Der Übergang vieler Hersteller von zunächst 2 auf 3 Busbars und inzwischen sogar auf 5 Busbars ist ein Zeichen dafür, dass man hier offenbar schon Optimierungsbedarf erkannt hat. Ein Optimierungsbedarf, den wir bei der Untersuchung älterer PV-Anlagen durchaus bestätigen können. Durch mehr Busbars wird der Weg im Emitter der Zelle zum nächstgelegenen Busbar verkürzt. Das führt in erster Linie zu einem kleineren seriellen Widerstand und damit zu einem etwas besseren Wirkungsgrad. Auch die Stromdichte durch jeden Busbar wird durch diese Maßnahme reduziert, so dass man auch ein wenig Material einsparen kann. Die geringere Stromdichte führt dann wohl auch zu einer geringeren Erwärmung der Zellen an den Kontakten.
Doch zurück von den modernen Zellen und den Zellen der Zukunft, zu denen, die uns bei der Fehlersuche begegnen. Durch einen fehlerhaften Frontkontakt muss der Strom über einen geringeren Leiterquerschnitt von der Solarzelle abgeführt werden. Das wiederum führt zu einer höheren Stromdichte in A/cm², was wiederum zu einem höheren seriellen Widerstand führt. Man kann das Fehlerbild an betroffenen Photovoltaikanlagen oft in mehreren Stadien beobachten. Zunächst löst sich an einer Stelle der Frontkontakt teilweise ab, dann ist einer von zwei (oder drei) Busbars komplett hochohmig und schließlich beginnt sich auch der zweite Busbar abzulösen, bis er nur noch einer einer kleinen Stelle Kontakt hat.
Während man die Anfänge dieses Fehlers kaum bemerkt und nur auf einer Elektrolumineszenzaufnahme oder an einer Dunkelkennlinie bemerken kann, sind diese Fehler in fortgeschrittener Form das, was man auf einer Thermographieaufnahme üblicherweise als Hotspot bezeichnet. Wenn die Stromdichte und der serielle Widerstand an der Kontaktstelle hoch genug geworden sind, kann man den Fehler auch deutlich auf einer Thermographieaufnahme sehen. Die Elektrolumineszenz eignet sich allerdings besonders gut zur Diagnose des Frühstadiums dieser Fehler, weil man unterschiedliche Stromdichten auf der Zelle hier besonders gut durch eine unterschiedlich helle Elektrolumineszenz erkennen kann.
Im nachfolgenden Beispiel haben wir eine Anlage mit älteren Modulen untersucht, bei denen der Fehler in verschiedenen Stadien zu beobachten war. Man erkennt, dass die Dunkelkennlinien mit zunehmendem seriellen Widerstand immer flacher werden. Wenn man an einer Anlage regelmäßig die Dunkelkennlinien misst, sollte es also möglich sein, auf solche Fehler frühzeitig aufmerksam zu werden.
Im Anfangsstadium sind diese Fehler kaum ertragsrelevant. Bei zunehmendem seriellen Widerstand wird der Wirkungsgrad der Module dann allerdings immer schlechter. Da der Fehler im Laminat auftritt und dadurch schwer zu reparieren ist, hilft dann eigentlich nur noch, das Modul auszutauschen.
Hallo Herr Diehl,
Danke für den Artikel – tritt dieser Fehler nach Ihren Erfahrungen eigentlich bei bestimmten Modultypen häufiger auf? z.B. bei der Cello-Technologie (Multiwire) oder bei bestimmten Herstellern? Oder sind quer durch die Bank Fehlerhäufigkeit und Modulalter korreliert?
Gruss,
S.Wieder
Hallo Herr Wieder,
für eine Statistik reicht die Anzahl der beobachteten Fälle noch nicht aus. Ich sende Ihnen mal per Mail eine Liste mit Modultypen die bisher betroffen waren.
Gruß Matthias Diehl
Hallo Herr Diehl,
könnten Sie mir bitte auch die Liste der betroffenen Module schicken?
Plane in Kürze, eine zweite PV-Anlage zu installieren mit LG Cello-Modulen und da wären entsprechende Erfahrungswerte von Vorteil.
Vielen Dank und viele Grüße,
Marco Sussek
Hier mal ein paar Beispiele von Modulen, bei denen der Effekt gefunden wurde:
BP 585
Kyocera KC 120
Braas Solarziegel
Suntech STP 250m
Eine vollständige Liste habe ich noch nicht angefertigt.
Gruß Matthias Diehl
Hallo hab den art.erst jetzt gelesen habe genau das gleiche bild bei scheuten module können sie mir auskunft geben ob scheuten module betroffen sind.
MfG Georg
Bei Scheuten Modulen haben wir das Phänomen noch nicht beobachtet.
Hallo,
habe bei Modulprüfungen festgestellt, dass bei einigen in 4 Busbar Technik gefertigte Module, sehr starke Temperatur-
unterschiede bei einigen Sektoren festzustellen sind. Bei starker Einstrahlung ist eine große Anzahl der Zellenfelder
z. Bsp.im Bereich ca. 50 Grad, einige Zellenfelder sind jedoch bei 80 bis 95 Grad heiss.
Besonders extrem im Kurzschlußmeßbetrieb.
Bei den heißen Zellen bemerkte ich einen starken Versatz der Busbars ani den Zellenübergängen.
Gerne sende ich entsprechende Bilder zu. Es handelte sich um Neuware für Mobilbetrieb 12Volt (17,5V/22V)
Monokristallin, wie kann dies beurteilt werden bezüglich Frühausfall, Leistungseinbuße?
Die Beobachtung deutet auf schlechte Verbindungen an den Frontkontakten und eine dadurch verursachte ungleichmäßige Stromaufteilung hin. Die Module sind dadurch weniger leistungsfähig als sie sein könnten.
Hallo,
ich wollte hier ein interessantes Erkenntnis mit Euch teilen. Ich habe letztens eine PV-Anlage untersucht, die von einem Sturmereignis heimgesucht wurde. Dabei waren die Module durch umherfliegende Gegenstände wie etwa Äste oder Dachziegel mechanisch belastet worden.
Auf den EL-Aufnahmen konnte ich einige abgelöste Frontkontakte finden. Interessanterweise sah man genau an den Stellen, wo die Frontkontakte abgelöst waren, Kratzer und Einschlagsspuren auf dem Solarglas. Ich konnte es mir nur dadurch erklären, dass die Einschläge zu den Ablösungen geführt haben.
Es waren ältere mono-kristalline Module mit 72 5″-Zellen.
Hallo Herr Diehl,
gibt es zwischenzeitlich eine Liste von betroffen Modulen, die man sich herunterladen kann?
Viele Dank.
Guten Tag, ich habe seit 12.11.2019 eine PV Anlage mit Vitovolt 300 Modulen, 9,9kwp 32 Modulen, nach einem halben Jahr jetzt 5 Module mit Forntkontaktablösungen.