Photovoltaikanlagen auf dem Prüfstand

Photovoltaikanlagen auf dem Prüfstand
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Das Messgerät PROFITEST PV misst die U-I Kennlinie in nur 1 Sekunde.
28.10.2011 | Photovoltaik-Anlagen sind Investitionsprojekte, die sich möglichst schnell amortisieren und Gewinn abwerfen sollen. Oft gibt es darüber Streit zwischen Errichter, Betreiber und Solarpanel-Hersteller, wenn der Ertrag hinter dem Businessplan herhinkt. Exakte Messungen bei der Produktion wie auch nach der Installation sind „leichter gesagt als getan“ – bislang jedenfalls.

Um die Ressource Sonnenenergie mit maximalem Ertrag auszuschöpfen, ist absolute Präzision gefragt – nicht nur bei der Produktion, sondern auch bei der Montage und Verdrahtung der Photovoltaikanlagen. Daraus ergeben sich spezielle Anforderungen an die Messtechnik. In der DIN EN 62446 „Netzgekoppelte Photovoltaik-Systeme, Mindestanforderungen an Systemdokumentation, Inbetriebnahmeprüfung und wiederkehrende Prüfungen“ sind die durchzuführenden Messungen zur Inbetriebnahme sowie der wiederkehrenden Prüfungen definiert.

Neben dem Wechselstromkreis kommt vor allem dem Gleichstromsystem grosse Bedeutung zu. Art und Umfang der Prüfungen zeigen den Bedarf eines effizienten wie auch präzisen Messgerätes auf: Der Schutz-(Funktionserder) und der Potentialausgleichsleiter (PV-Generator-Rahmen) sind auf Durchgängigkeit zu prüfen, inklusive des Anschlusses an der Haupt-Erdungsklemme (Niederohmprüfung). Hinzu kommen die Polaritätsprüfung aller Gleichstromleitungen und deren Anschlüsse sowie deren korrekte Kennzeichnung. Aufwendig sind die Messungen der Leerlaufspannungen sowie der Kurzschlussströme jedes Stranges und deren Vergleich, bei stabilen Bestrahlungsstärkebedingungen. Daran schliesst sich die Kontrolle der Montage und Anschlüsse sowie eine Netzausfallprüfung und die Ermittlung der Isolationswiderstände der Gleichstromkreise mit zwei Prüfverfahren an.

Dokumentation und Prüfaufwand reduzieren Jeder Errichter einer PV-Anlage ist verpflichtet, bei jeder Inbetriebnahme ein Protokoll über diese Prüfkriterien
zu erstellen und dabei die elektrischen Messwerte sowie die verschiedensten Anlagendaten zu dokumentieren. Dazu zählen:
  • Isolationswiderstand der Gleichstromseite,
  • Erdungswiderstand der Anlage,
  • Leerlaufspannung des Generators,
  • Strang-Leerlaufspannungen,
  • Strang-Kurzschlussströme,
  • Spannungsfall über Diode und Sicherung, bei Anlagen mit Strangdioden/-sicherungen (GAKs).
  • Optionale Kennlinienmessung der einzelnen Stränge, mit dem Vorteil, die ordnungsgemässe Übergabe an den Anlagenbetreiber zu dokumentieren.
  • Optionale Thermografie-Aufnahmen der PV-Generatoren sowie der Schalt- und Sicherungseinrichtung zum Nachweis des Anlagenzustands bei Übergabe.
Zudem muss im Anschluss an die Installation oder einer wiederkehrenden Prüfung eines netzgekoppelten PV-Systems eine Dokumentation mit den grundlegenden Systemdaten für Kunden, Prüfer und das Wartungspersonal erstellt werden. Insgesamt ein enormer messtechnischer und administrativer Aufwand für die Inbetriebnahme, Wartung und Fehlersuche, den die Firma Gossen-Metrawatt mit dem Messgerät Profitest PV verringern hilft. Das  Peakleistungs- und Kennlinien- Messgerät erfüllt die messtechnischen Anforderungen im Bereich kapazitiver Last von Generatorspannungen bis 1000 V(DC) und Strömen bis 20 A(DC) oder 20 kW ab. Grundlage für die Aufnahme der I-U-Kennlinien sowohl von einzelnen Photovoltaik-Modulen wie auch PV-Strings ist ein patentiertes Verfahren. Gemessen werden generell Kurzschlussstrom, Leerlaufspannung, Sonneneinstrahlung (über eine kalibrierte Referenzzelle) und die Modul-Temperatur. Daraus ermittelt das Messgerät ohne Eingabe weiterer Moduldaten mit einer einzigen Messung die Peakleistung, den Serieninnenwiderstand und den Parallelinnenwiderstand der PV-Anlage und rechnet diese Werte für den Vergleich mit den Herstellerangaben in die Standard-Test-Conditions (STC) um. Diese genormten Testbedingungen wurden definiert, um verschiedene PV-Module und Zellen anhand ihrer I-U-Kennlinien vergleichen zu können. Im Wesentlichen wird die Qualität eines PV-Generators durch den MPP-Wert (Maximum Power Point), den Kurzschlussstrom und die Leerlaufspannung charakterisiert. Um die Vergleichbarkeit von Leistungsangaben zu gewährleisten, ist die Peakleistung eines Moduls bei 25 ºC Zelltemperatur, 1000 W/m² Einstrahlung und dem Airmass von AM = 1,5 definiert.

Die effiziente Messung aller relevanten Leistungsparameter erleichtert sowohl die Fehlersuche in einer PV-Anlage, wie auch die Dokumentation der Anlagenqualität. Voraussetzung für eine erfolgreiche Diagnose der Ursachen für Minder-Leistung und Ertragseinbussen sind ebenso Grundkenntnisse und Erfahrungswerte in der PV-Technologie. Die Sonneneinstrahlung setzt sich aus der direkten Strahlung sowie verschiedenen indirekten Anteilen zusammen. Hierzu zählt auch die Reflexionsstrahlung der Umgebung. Besonders stark reflektieren zum Beispiel Schneeflächen, verspiegelte oder helle Nachbargebäude. Die rechnerisch maximale Sonneneinstrahlung liegt bei 1,37 kW/m² und resultiert aus der Sonneneinstrahlung, die senkrecht auf eine Fläche ausserhalb der Atmosphäre trifft. Diese als Solarkonstante s bezeichnete Strahlung schwankt auf der Erdoberfläche über die Tages-und Jahreszeiten sowie abhängig vom Breitengrad und von der Witterung. Selbst bei strahlend blauem Himmel erreicht nur etwa 90 % der gesamten Sonnenenergie die Erdoberfläche. Die maximale Strahlungsleistung auf der Erde liegt daher zwischen 0,8 und 1,2 kW/m², in Deutschland beträgt sie im Jahresmittel zwischen 850 und 1100 W/m². Zu Beginn der Sonnenbestrahlungsphase, das heisst nach der Inbetriebnahme, nimmt der Wirkungsgrad amorpher Solarzellen stark ab und stabilisiert sich erst nach mehreren Wochen bis fünf Monaten. Neben dieser irreversiblen (unumkehrbaren) Modul-Degradation findet gleichzeitig eine reversible Degradation statt. Daher haben amorphe Solarmodule unabhängig von der Sonneneinstrahlung im Frühjahr/Sommer einen besseren Wirkungsgrad als im Herbst/Winter.

Ohne I-U-Kennlinie keine ordentliche Diagnose

Ohne I-U-Kennlinie keine ordentliche Diagnose
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Fehler werden in der Kennlinie schnell sichtbar
Die Strom-Spannungs-Kennlinie eines PV-Generators zeigt verschiedene Eigenschaften und Probleme von Generatoren und ist Grundlage wesentlicher Kenngrössen. Des Weiteren stellt die Kennlinie das Verhalten des PVGenerators bei unterschiedlichen Betriebszuständen dar. Die Charakteristik ist abhängig von der aktuellen Bestrahlungsstärke sowie der Zellentemperatur. Daher sind in der vor Ort ermittelten Kennlinie ebenso Teilabschattungen (Diffus- oder Schlagschatten) wie ein hoher Serieninnenwiderstand oder möglicherweise auch fehlende oder falsch montierte Bypass-Dioden zu identifizieren. Das Erkennen dieser Details setzt etwas Erfahrung in der Interpretation der Kennlinien und Wissen über die grundlegende Physik der PV-Zellen voraus. Neben dem Kurzschluss-Strom Isc, der Leerlauf-Spannung Uoc, Strom und Spannung im Punkt maximaler Leistung (MPP bei Ipmax und Upmax) berechnet das Messgerät aus diesen Kennlinien auch den so genannten Füllfaktor als Verhältnis von Isc*Uoc/(Ipmax*Upmax). Je niedriger der Wert, desto niedriger ist der Wirkungsgrad eines Moduls. Kristalline Solarzellen erreichen einen Füllfaktor zwischen 0,75 und 0,8, amorphe Zellen von etwa 0,5 bis 0,7. Darüber hinaus ist die I-U-Kennlinie die Grundlage für die Berechnung der effektiven Solarzellenkennlinie, anhand der die Peakleistung und der Serieninnenwiderstand berechnet werden können.

Als zweite wichtige Kenngrösse erlaubt der Serieninnenwiderstand Aussagen über Kontaktkorrosion, erhöhte Übergangswiderstände und Leckströme. Der Widerstand ergibt sich physikalisch aus dem verwendeten Material, dem Aufbau des Moduls sowie seiner Kabelanschlüsse. Im Normalfall bleibt der Wert konstant und beträgt bei kristallinen Modulen etwa 1 Ohm, bei Dünnschichtmodulen zirka 2 Ohm. Bislang sind für die Bestimmung des Serieninnenwiderstands zwei Kennlinien unter definierten Bedingungen aufzunehmen.

Eine Messung reicht

Mit den Profitest-Messgeräten reicht erstmals eine einzige Messung aus – die I-U-Kennlinie. Daraus ermittelt das Messgerät den Innenwiderstand sowie Peakleistung und Parallelwiderstand. Zusätzlich lässt sich mittels Software PV-Analysator der theoretisch zu erwartende Wert des Serieninnenwiderstands berechnen, sofern die STC-Kennwerte des Herstellers (UOC, ISC, UMPP und IMPP) zum Modul bekannt sind. Der Vergleich des gemessenen mit dem berechneten Widerstand ist ein Anhaltspunkt für Schäden. Ist der gemessene Wert zu hoch, muss die Verkabelung auf Leistungsbruch, Korrosion der Kontakte, Verbindungsfehler oder unterdimensionierte Leitungsquerschnitte geprüft werden. Im Gegensatz zu herkömmlichen Messverfahren erfasst der Profitest-PV die I-U-Kennlinie mit einer Genauigkeit von <1 %. Grundlage dafür ist die gleichmässige Messung an einer kapazitiven Last. Zudem wird auf kurze Messintervalle geachtet. Bei den herkömmlichen Messverfahren beträgt die Messdauer zwischen 10 und 30 Sekunden. Ein relativ langes Messintervall, da sich die Einstrahlung typischerweise im Millisekundenbereich um bis zu einigen 100 W/m² ändert und damit das Mess-Ergebnis stark beeinflussen kann. Daher sollte die Messung nicht länger als etwa eine Sekunde dauern. Auch ein Faktor wäre dann die Modultemperatur, die zwar relativ träge, aber innerhalb von Sekunden reagiert. Insbesondere Dünnschichtmodule und solche mit Rückseitenkontakten reagieren sehr sensibel auf zu grosse Spannungs-Zeit-Schwankungen. Die Kennlinienmessung an PV-Generatoren (Modulen, Strings, Arrays) darf ausserdem nicht zu schnell (unter 20 ms) verlaufen, um infolge der kapazitiven/ induktiven Eigenschaften des Generators beziehungsweise des Messaufbaus die Kennlinie nicht zu beeinflussen, die dann nicht mehr nur die Charakteristik des PV-Generators wiedergeben würde. Daher misst der Protest-PV die I-U-Kennlinie mit 50 Hz. Fehlersuche per Experten-Software Ein Aspekt für eine mögliche Minderleistung von PV-Generatoren und damit für geringere Erträge sind Abschattungen. Dem Einfluss von Abschattungen wurde in den vergangenen Jahren nur eine untergeordnete Bedeutung zugemessen. So wurde lediglich die Empfehlung herausgegeben, abgeschattete oder teilabgeschattete Standorte zu vermeiden. Doch in der Praxis lässt sich dies nur selten erreichen. Das zeigen unter anderem die Erfahrungen beim deutschen 1000-Dächer-Programm und Simulationen des Solarexperten Volker Quaschning. Nach einer Auswertung der Betriebsergebnisse waren bei über 50 % der Anlagen Verluste durch Teilabschattungen zu beobachten. Die jährlichen Leistungseinbussen betrugen bis zu 10 %.

Mittels der Software PV-Analysator lassen sich sämtliche Mess-Ergebnisse auswerten und protokollieren. Über die bidirektionale Schnittstelle können dazu Kundendaten sowie Modul- und Anlagendaten mit dem Messgerät ausgetauscht werden. Zur Verfügung stehen insgesamt 20 000 Modul-Datensätze aus der Datenbank des Photovoltaik-Forums. Die gemessenen Effektiv- oder STC-Kennlinien sind zudem grafisch anhand der aus den Daten des Photovoltaik-Forums errechneten I-U-Kennlinien und MPP-Werte vergleichbar. Somit können Errichter, Wartungspersonal oder Gutachter schnell Vergleiche zwischen Soll und Ist einer Anlage anstellen und die Ursachen für Minderleistungen der PV-Generatoren eingrenzen. Dabei unterstützt eine weitere Funktion: Anhand der Mess-Ergebnisse zeigt die Software abhängig vom Mess-Ergebnis die typischen Fehlerquellen an. Dies erleichtert die Einarbeitung in die komplizierte Fehlersuche in PV-Anlagen.

Mit freundlicher Unterstützung von Michael Roick / Gossen-Metrawatt Nürnberg.

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