Was sich ein Gutachter von modernen Solarwechselrichtern wünscht

Von Matthias Diehl (Gastbeitrag) am 22. März 2013 in der Kategorie Technologie mit 1 Kommentar
Mit der Rückstromthermographie kann man zum Beispiel kurzgeschlossene Bypassdioden aufspüren

Leonie Blume vom SMA Social Media Team wurde über unseren PVKnowHow Blog auf uns aufmerksam und hat mich gebeten doch einmal einen Artikel für den SMA Blog zu schreiben. Einer Bitte, der ich natürlich gerne nachkomme, um auf diesem Wege auch mal ein paar Botschaften in Richtung des größten Wechselrichterherstellers zu senden, die mich in meiner täglichen Arbeit als Gutachter betreffen.

 

Die Hauptaufgabe eines netzgekoppelten Wechselrichters besteht darin, den Solarstrom möglichst effizient ins Stromnetz einzuspeisen. Das ist klar. In der Vergangenheit hat der Wechselrichter allerdings immer mehr Aufgaben übernommen und ist inzwischen zum Herzstück einer jeden Photovoltaikanlage geworden. Sei es die Erfindung immer besserer Regelalgorythmen für das MPP Tracking (das Auffinden des Punktes der maximalen Leistung auf einer Solargeneratorkennlinie), sei es eine immer größere Flexibilität bei der Beschaltung mit Solarmodulen, sei es Sicherheitstechnik in Form von elektronischen DC Sicherungen oder der Überwachung des Stromnetzes auf alle möglichen Parameter. Dies alles sind Dinge, die zum einen den Anlagenbetreiber, aber natürlich auch den Netzbetreiber und die Installateure interessieren. Aber wie steht es eigentlich um den Gutachter oder – allgemeiner gesprochen – um denjenigen, der gezielt Fehler oder Unregelmäßigkeiten in Photovoltaikanlagen aufspüren will ? Hier gibt es noch einige Dinge, bei denen sicherlich auch der Wechselrichter wieder eine zentrale Rolle spielen könnte. Ein Schritt in Richtung Fehlersuche und rechtzeitige Fehlererkennung sind natürlich die Datenlogger und die Ertragsportale, die in dieser Hinsicht schon sehr gute Dienste leisten. Wenn man neben den eingespeisten Energien auch noch Tagesverläufe von den Leistungen und sogar die Gleichspannungen der einzelnen Stränge aufzeichnet, kann man bereits per Ferndiagnose viele Fehler zielsicher ausfindig machen. Ich habe in unserem Blog bereits in mehreren Artikeln solche Fehlerbilder, die man aus der Ferne sehen kann, beschrieben. Das ist natürlich für SMA nichts Neues und wird ja auch schon seit Jahren in den entsprechenden Systemen angeboten und ständig verfeinert und erweitert.

 

Für denjenigen, der die besonders kniffligen Fehler ausfindig machen will, bleiben dennoch zahlreiche Rätsel zu lösen, die mit den klassischen Methoden der Anlagenüberwachung nicht mit letzter Sicherheit zu klären sind. Wenn es sich z.B. herausstellt, dass ein einzelner Modulstrang einer größeren Anlage schlechter performt, gilt es herauszufinden, warum er schlechter ist als die Anderen. Außerdem stellt sich oft die Frage, um wie viel schlechter er performt, sprich ob er noch die vom Modulhersteller versprochene STC Leistung erbringt oder ob er bereits als Fall von Leistungsgarantie bewertet werden muss. Eine wichtige Frage, die es in diesem Zusammenhang zu klären gilt, ist daher auch die, ob in dem betroffenen Strang alle Module betroffen sind, oder ob es sich um einzelne Module handelt und wenn es nur einzelne sind, wie man diese möglichst schnell und ohne großen Aufwand finden kann.

 

Der natürliche Feind des Photovoltaikgutachters ist das Wetter

Im Labor und in der Fabrik kann man die Solarmodule unter definierten “Standard Test Bedingungen” auf ihre Leistungsfähigkeit überprüfen. Doch wie ist es in der fertig installierten Anlage ? Dort kann man eine definierte Messung nur mit relativ großem Aufwand und mit wesentlich größeren Messunsicherheiten betreiben. Man muss die Einstrahlung messen, die Modultemperatur und dann eben die Kennlinie des betroffenen Modulstranges. Bevor man nicht eine gleichmäßige Einstrahlung von mindestens 800W/m² auf die geneigte Modulfläche antrifft, braucht man mit dieser Messung gar nicht erst zu beginnen, da sonst die Umrechnung der Leistungsdaten auf STC Bedingungen zu ungenau wird. Das bedeutet in der Praxis: Es muss ein loser Termin mit dem Kunden ausgemacht werden, der oft – je nach Wetterbedingungen – immer mal wieder verschoben werden muss. Vor Ort muss dann jeder einzelne Strang vom Wechselrichter oder dem Gleichstromanschlusskasten abgeklemmt werden, um die Kennlinienmessung durchzuführen. Ein Aufwand, der insbesondere bei Großanlagen so hoch ist, dass er in der Praxis oft nicht durchgeführt wird, weil es für den Betreiber einfach zu teuer wird.

Wie könnte der Wechselrichter dem Gutachter behilflich sein ?
Hier ist der erste Punkt, wo ein intelligenter Wechselrichter dem Gutachter, bzw. dem Betriebsführer der Anlage dienstbar zur Seite stehen könnte. Im Rahmen der neuen Systemstabilitätsverordnung muss jeder Wechselrichter dazu in der Lage sein, die Leistung eines Solargenerators innerhalb eines kurzen Zeitraums von “Voller Leistung” auf Null zu reduzieren. Während auf der Netzseite dabei einfach der Strom reduziert wird, durchläuft auf der anderen Seite des Wechselrichters der Solargenerator seine Kennlinie von der MPP Spannung Umpp hin zur Leerlaufspannung U0. Der Wechselrichter macht also quasi in diesem Moment das Gleiche, was auch ein Kennlinienmessgerät tut. Daher mein Wunsch an die Hersteller der Wechselrichter: Stellen Sie einen Modus bereit, in dem man gezielt einen Kennliniendurchlauf von Udcmin – U0 initiieren kann. Während dieses Durchlaufs, könnte der Wechselrichter die Strom und Spannungswerte – am Besten noch nach Modulsträngen getrennt – aufzeichnen und die fertige Kennlinie über die üblichen Kommunikationswege bereitstellen. Damit hätte man dann schon mal das mühsame Abklemmen der einzelnen Modulstränge gespart und könnte ganz ohne Kennlinienmessgerät Generatorkennlinien messen.
Noch viel besser würde die Sache allerdings dadurch, wenn man diesen Prozess automatisieren könnte… Wer weiß es besser, wann an einem bestimmten Anlagenstandort gerade einmal optimale Einstrahlungsbedingungen vorherrschen, als der Wechselrichter ? Wenn man dem Wechselrichter zum Beispiel sagen könnte, er möge doch am schönsten Sonnentag im Mai und am schönsten Tag im August mal jeweils von jedem Modulstrang eine Kennlinie aufzeichnen, wäre das für die langfristige Überwachung der Anlage und für das gezielte Auffinden von Fehlern ein großer Fortschritt und mit nur minimalem Ertragsverlust verbunden. Und wir müssten nicht länger Termine, für die wir hunderte Kilometer zum Kunden gefahren sind abbrechen, weil gerade eine Schlechtwetterfront hereingezogen ist und die kleinste Wolke bereits das Ergebnis verfälschen kann.

 

Rückstromthermographie und Outdoor Elektrolumineszenz

Mit der Kennlinienmessung kann man herausfinden, ob ein Modulstrang gut schlecht oder mittelmäßig performt. Das ist die eine Seite der Medaille. Wie kann man nun aber noch herausfinden welche der Module im Strang ein Problem verursachen ? Hier ist die Thermographie und die Elektrolumineszenz das Mittel zum Erfolg und auch hier gilt wieder: “Das Wetter muss passen” Der Anhang zur VDE 0126-23 gibt an, dass man für eine repräsentative Infrarotthermographiemessung mindestens eine Einstrahlung von 400W/m² besser noch eine Einstrahlung von 600W/m² haben sollte. Wenn nämlich kaum Strom durch die Solarzellen fließt, wird man auch eine, durch einen Übergangswiderstand verursachte lokale Erwärmung, nicht aufspüren können. Auch hier gilt also wieder das gleiche Dilemma wie bei der Kennlinienmessung.
Ich habe mich dieser Problematik schon seit einigen Jahren gewidmet und bin zu dem Schluss gekommen, dass eines der Hauptziele sein muss, all diese Untersuchungsmethoden wetterunabhängiger zu machen. Sprich: Ich muss jederzeit dazu in der Lage sein, bestimmte Fehler zu finden. Nur dann kann diese Dienstleistung entsprechend preiswert werden und nur dann werden diese Methoden auch in vielen Anlagen angewandt. Wir haben daher mit einem befreundeten Ingenieurbüro zusammen den pvServe konzipiert. Ein einfaches Netzteil, dass allerdings speziell auf die Bedürfnisse der PV Branche zugeschnitten ist. Es kann eine DC Spannung von 1000V liefern, es kann bis zu 5 A liefern, es kann an jeder 230V Steckdose betrieben werden und – ganz wichtig- es kann mit einem Gewicht von nur 18,5kg in jeden Keller und auf jeden Dachboden geschleppt werden. Mit diesem Gerät machen wir uns unabhängig von der Sonneneinstrahlung und können sogar nachts Photovoltaikanlagen thermographieren und gezielt sogenannte Hotspots aufspüren. Neben der Thermographie, kann man mit rückwärts bestromten Solarmodulen auch noch Outdoor Elektrolumineszenzmessungen machen. Man nutzt dabei den Effekt, dass Solarzellen wie LEDs anfangen zu leuchten, wenn man einen Strom durch sie hindurch schickt. Die Strahlung ist allerdings nicht sichtbar, da sie im Infrarotbereich liegt. Diese Untersuchungsmethoden funktionieren hervorragend, es gibt nur einen kleinen Wermutstropfen: Man muss jeden Strang vom Wechselrichter abklemmen, um ihn gezielt rückwärts zu bestromen. Hier wäre es natürlich fantastisch, wenn man den Wechselrichter einfach in einen Servicemode versetzen könnte, um gezielt einzelne Stränge mit einem definierten Rückstrom zu beschicken. Das würde unsere Untersuchungsmethode weiter vereinfachen und bestimmt auch zu einer noch größeren Verbreitung beitragen.

 

Man kann also sehen, dass trotz all der vielen Dinge, die in den letzten Jahren in die Wechselrichterentwicklung eingeflossen sind, immer wieder neue Wünsche und Anforderungen auftauchen. Es bleibt zu hoffen, dass die Wechselrichterhersteller in Deutschland auch in Zukunft ihre Innovationskraft bewahren und durch ein offenes Ohr für die Bedürfnisse ihrer Kunden, ihre Stellung am Weltmarkt halten können. Ich bin sehr gespannt, wann es wohl den ersten Wechselrichter geben wird, der die ein oder andere der oben beschriebenen Funktionen zur Verfügung stellt.

 

Herzlichen Dank an Matthias für die interessanten Fragen und Anstöße. Unsere Antworten auf die jeweiligen Themenfelder finden sich in den Kommentaren.

 

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Der Autor

Matthias Diehl (Gastautor)

Dipl.-Ing. Matthias Diehl betreibt mit Tina Ternus das Photovoltaikbüro Rüsselsheim. Das Ingenieursbüro betreibt zwei Blogs und ist auf diversen Social Media Kanälen vertreten.

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1 Kommentar

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    Leonie Blume

    22. März 2013 um 18:43

    Hallo Matthias,
    vielen Dank noch einmal für den Beitrag. Ich habe meine Kollegen gebeten, sich deine Anregungen und Fragen anzuschauen. Hier ihre Antworten:

    Zum Thema: Was, wenn ein einzelner String schlechter performt als die anderen?
    Für die Beurteilung der aktuellen Peakleistung werden Einstrahlungsdichte (auf Modulebene) und Zellentemperatur benötigt. Das kann ein einzelner Wechselrichter also nicht beurteilen. Die Lokalisierung innerhalb eines Strings ist nur mit Elektronik an jedem Modul möglich (Power optimizer, Messwertaufnehmer, ….). Das ist allerdings sehr teuer. Wer es trotzdem will sollte auf Modulwechselrichter setzen oder ein separates Monitoring-System wie z.B. von der Fa. Tigo energy.

    Zu deiner Anregung, einen Modus für Kennliniendurchlauf U dc min. – U0bereit zu stellen:
    Finden sie eine schöne Anregung und wäre machbar – allerdings oft nur für jeden MPP-Tracker separat und nicht stringweise.

    Und zur Frage, ob es eine Möglichkeit gibt, den PV-Generator – in einem Service-Mode – rückwärts bestromen zu können um Elektrolumineszenzmessungen am Solargenerator durchführen zu können, sagen sie:
    Eine Rückspeisung vom Netz auf den PV-Generator ist möglich, solange im Wechselrichter keine Hochsetzsteller oder Stringdioden eingesetzt werden. Bei allen anderen Wechselrichtern: Laden des Zwischenkreises über ein kleines Zusatzgerät und Änderung der Firmware des Wechselrichters.

    Viele Grüße
    Leonie

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