Ein spanisches Forschungsteam entwickelte eine Messmethode zur Messung der Standardtestbedingungen (STC) der Leistung von PV-Modulen im Feld mit geringerer Unsicherheit im Vergleich zu herkömmlichen Methoden, was Auswirkungen auf die Produktivität der Betriebs- und Wartungsteams (O&M) haben könnte, die Qualitätskontrollbewertungen durchführen.
Der neue Ansatz macht das Aus- und Wiedereinbauen der getesteten PV-Module von ihren Betriebspositionen überflüssig, was die Wissenschaftler als „umständliche und teure Aufgabe“ bezeichnen, die zudem ein Risiko für die physische Unversehrtheit der Module darstellt.
Das Verfahren beinhaltet die Verwendung eines Referenzmoduls und die Berücksichtigung der Temperaturdifferenzen zwischen Referenz- und Prüfmodul. Es verwendet zwei funkvernetzte Strommessstreifen, um gleichzeitig Strom-Spannungs-Kennlinien und Temperaturmessungen in der Mitte beider Module durchzuführen.
Die Wissenschaftler führten sieben Testreihen in kommerziellen Photovoltaikanlagen durch. Dabei wurden über 7000 Strom-Spannungs-Kennlinien an 600 Photovoltaikmodulen gemessen. Die daraus resultierenden Unsicherheiten sind zwar etwas höher als jene von hochwertigen Sonnensimulatoren, aber laut den Forschern dennoch gering genug, um strenge Qualitätskontrollanforderungen zu erfüllen.
„Wir sind in der Lage, Messungen von PV-Modulen mit sehr geringer Unsicherheit direkt vor Ort durchzuführen. Dies ermöglicht es den Betriebs- und Wartungsteams von PV-Anlagen, Degradationsmessungen direkt und regelmäßig durchzuführen“, sagte Rodrigo Moretón, CEO des spanischen Photovoltaik-Ingenieur- und Beratungsunternehmens Qualifying Photovoltaics (QPV), gegenüber dem pv magazine .
Die Ergebnisse dieser Testreihen deuten darauf hin, dass vier Testrunden mit einer Verzögerung von mindestens zwei Stunden zu einer durchschnittlichen erweiterten Unsicherheit der STC-Leistung von etwa 1,3 % für die durchschnittliche Leistung einer Modulstichprobe führten, so die Forscher. Die Unsicherheit bei den Einzelmodulwerten war doppelt so groß, aber immer noch ausreichend, um fehlerhafte oder unterdimensionierte Module zu erkennen.
„Die Ergebnisse wurden mit denen eines akkreditierten Labors mit einem mobilen Blitzgerät verglichen, wobei ähnliche Standardabweichungswerte (<1%) erzielt wurden, was eine weitere Bestätigung der Gültigkeit des Verfahrens darstellt“, sagte das Forschungsteam.
Die Forscher gaben außerdem an, dass die Instrumente über 500 Messungen pro Tag ermöglichten, vorausgesetzt, die Module seien zuvor gereinigt und vom PV-Generator getrennt worden, um einen einfachen Zugang zu den Anschlüssen zu gewährleisten. „Dies entspricht mehr als dem Doppelten der derzeit mit mobilen Solarsimulatoren erreichten Messzahlen“, so die Forscher.
Das Forschungsteam setzte sich aus Wissenschaftlern von QPV, der Polytechnischen Universität Madrid (UPM) und dem spanischen Unternehmen für erneuerbare Energien Acciona Energia zusammen. Die Ergebnisse sind in dem Artikel „ On outdoor testing procedures of large samples of PV modules“ (Über Freilandtestverfahren für große PV-Modulproben ) in der Fachzeitschrift Progress in Photovoltaics veröffentlicht.
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