pv magazine Quality Roundtable thematisiert Garantiefälle, Glas-Glas-Module und unterirdische Verkabelung

Video: Auf der The smarter E Europe im Mai in München lud pv magazine zu einer weiteren Auflage seines Quality Roundtable. Photovoltaik-Experten aus den Bereichen Fertigung, Projektierung, Finanzen und Testlaboren informierten die Teilnehmer über Qualitätsfragen bei Modulen, Kabeln und Wechselrichtern.

5. Juni 2019 Mark Hutchins

Foto: pv magazine/ Julia Malcher

In einer Branche, die sich so schnell bewegt wie Photovoltaik, gibt es immer wieder das Potenzial, dass sich Qualitätsprobleme einschleichen und den Erfolg eines Projekts gefährden – sei es bei der Material- und Komponentenherstellung oder bei der Installation und dem Betrieb eines Photovoltaik-Kraftwerks. Um Qualitätsprobleme zu lösen, bevor sie auftreten, und um sicherzustellen, dass Lösungen verfügbar sind, bedarf es einer offenen Diskussion über die entdeckten Probleme und eines branchenweiten Ansatzes bei der Entwicklung von Standards und Lösungen.

Der Quality Roundtable des pv magazine kehrte daher in diesem Jahr auf die The smarter E Europe zurück, um Fälle von mangelnder Qualität in der Praxis zu beleuchten und Lösungen für einige der wichtigsten Probleme anzubieten, die der Branche derzeit Sorgen bereiten.

Die erste Fallstudie, die Anika Giller von Clean Energy Associates (CEA) vorstellte, betraf die Komplexität der Verwirklichung von Garantiezusagen bei einem Hersteller, wenn ein Qualitätsproblem festgestellt wird. „Die Geltendmachung einer Garantie ist kein reibungsloser Prozess“, sagte Giller. „Es braucht Sensibilität, um zu verhandeln, um mit den endgültigen Entscheidungsträgern zu sprechen“, erklärte sie während der Veranstaltung.

Die Diskussion zeigte weitere Komplexitäten auf, wobei die Teilnehmer feststellten, dass Probleme sowohl während des Transports und der Installation als auch an der Produktionslinie verursacht werden können und sogar weiter im Upstream-Bereich beginnen können. „Die Ursachenanalyse ist äußerst kompliziert“, sagt Rene Moermann vom Qualitätskontrollunternehmen Xilia. „In diesem Fall könnte beispielsweise ein schlechtes Löten durch schlechte Materialien und nicht durch eine schlechte Lötqualität verursacht werden.“

Glas-Glas-Module

Anschließend ging es weiter zu Glas-Glas-Modulen – ein wichtiges Thema, das zum Teil auf das rasante Wachstum der bifazialen Technologie zurückzuführen ist, das die Branche derzeit durchläuft. Lucie Garraeu-iles, Technical Manager EMEA bei Dupont, stellte mehrere Studien vor, die eine Reihe von Problemen mit Glas-Glas-Modulen aufzeigen, darunter höhere Bruchraten beim Transport und bei der Installation, sowie durch Bewegung und Biegung nach dem Einsatz im Feld und erhöhte Balance-of-Systems-Kosten. „Glas ist spröde, und es bricht“, bemerkte Garraeu-iles. „Das ist eine potenzielle angeborene Schwäche.“

Dieses Thema wurde von einem Expertengremium weiter diskutiert, das zu dem Schluss kam, dass zwar mehr Leistungsdaten erforderlich sind, die Argumente für die Glas-Glas-Produktion jedoch stark sind, solange die Standards eingehalten werden. „Beide Technologien (Glas-Glas und Glas-Folie) können sehr gut sein. Es gibt genügend Daten, die dies belegen“, sagt Jörg Althaus, Regional Field Manager beim TÜV Rheinland. „Es geht um die richtigen Materialien und Prozesse.“

Diese Podiumsdiskussion brachte auch die Notwendigkeit genauer Testlösungen in den Vordergrund, wobei die Teilnehmer auf historische Probleme mit Polyamid-Rückseitenfolien Bezug nahmen, die trotz der Einhaltung der von der IEC festgelegten Normen hohe Ausfallraten im Feld aufweisen. „Testen ist der Schlüssel zum Aufbau von Vertrauen in die Lösung“, so Garreau-iles. „Die Polyamid-Rückseite wurde auf das Dreifache der IEC-Norm getestet – das bedeutet nur dreimal so viel falsch. Du musst es in einem Test testen, der für die Module im Feld relevant ist.“

Unterirdisch verlegen

Weitere Fallstudien, die auf dem diesjährigen pv magazine Quality Roundtable in München vorgestellt wurden, zeigten, wie Probleme mit fehlerhaften oder unzureichenden Verkabelungen dazu führen können, dass unterirdische Verkabelungen neu verlegt werden müssen und sogar ganze Projekte, die Ersatzkomponenten benötigen, mit enormen Kosten für die Projektträger. Die Bedeutung von Kabeln, Steckverbindern und anderen kleinen Komponenten für die Leistung einer Photovoltaik-Anlage wird jedoch von Installateuren und Projektentwicklern oft noch unterschätzt.

Die Podiumsdiskussion zu diesem Thema konzentrierte sich auf die beste Vorgehensweise beim Verlegen der Verkabelung in einer Photovoltaik-Anlage. Das Ergebnis: Kunststoffleitungen, die für die Unterbringung von Verkabelungen im Untergrund verwendet werden, werden niemals in der Lage sein, Feuchtigkeit während der gesamten Projektlaufzeit fernzuhalten. Dies bedeutet, dass für alle unterirdischen Verkabelungen ein Zugangsschutz erforderlich ist. Dies kann zwar in Form eines Kabels mit einer inneren metallischen Schicht erfolgen, wirft aber ein weiteres Sicherheits- und Kostenproblem auf.

Die Teilnehmer der Debatte kamen zu dem Schluss, dass, ähnlich wie bei Glas-Glas-Modelen und anderen Bereichen, echte Tests, die die Feldbedingungen simulieren, und der Austausch von Informationen, die daraus gewonnen werden, der effektivste Weg sind, um die Qualität in jedem Photovoltaik-Projekt sicherzustellen. „Ein Test, bei dem ein Kabel zwei Wochen lang in Wasser getaucht wird, ist nichts“, kommentierte Faruk Yeginsoy, Betriebsleiter der Business Unit Solar and Windpower bei Leoni. „Wir sprechen von Systemen, die seit mehr als 20 Jahren in Betrieb sind.“

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