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So monitoren Sie PV-Anlagen mit Speichersystemen!

Written by admin on 25. August 2022. Posted in Projektentwicklung.

Immer mehr Besitzer einer Photovoltaikanlage steigern den Eigenverbrauchsanteil ihrer PV-Anlagen mit Speichersystemen. Besonders häufig kommt dies im Bereich von Einfamilienhäusern vor. Da die Anschaffung einer PV-Anlage plus Batteriespeichersystem kostenintensiv ist, sollten Sie die Leistung Ihres „Heimkraftwerks“ immer im Blick haben. Am besten funktioniert dies mit einem dafür geeigneten Monitoring-System. Wir zeigen Ihnen in diesem Beitrag, wie Sie PV-Anlagen mit Speichersystemen richtig monitoren.

Behalten Sie den Überblick mit PV-Monitoring

Das Ziel eines Energiespeichers ist es, den eigenen Autarkiegrad erheblich zu steigern. Die einfachste Möglichkeit zur Überprüfung, ob man die Ziele auch wirklich erreicht, ist der Vergleich der Jahresabrechnungen des Energieversorgers. Das gibt dem Anlagenbesitzer zwar erstmal ein gutes Gefühl, ist jedoch nur die halbe Miete auf dem Weg zu mehr Energieeffizienz. Wer einen tieferen Einblick und mehr wichtige Informationen erhalten möchte, sollte ein Anlagen-Monitoring nutzen.

Wussten Sie:

Unter Photovoltaik-Monitoring versteht man ein regelmäßiges Auslesen und Analysieren der Ertragsdaten einer Photovoltaik-Anlage. So können Ertragsminderungen minimiert werden und Sie erreichen langfristig die maximale Wirtschaftlichkeit der Anlage. Auch die Netzeinspeisung und der Eigenverbrauch sowie die Aktivitäten des Stromspeichers werden im Rahmen des Photovoltaik-Monitorings ebenfalls überprüft und ausgewertet. Um den optimalen Betrieb einer Solaranlage gewährleisten zu können, sind außerdem weitere Maßnahmen einer professionellen Photovoltaik-Betriebsführung wie beispielsweise eine zuverlässige Störungsbeseitigung wichtig.

Erfahren Sie mehr über Photovoltaik-Monitoring

Dabei unterstützt Sie ein Anlagen-Monitoring:

Mit Hilfe des Monitorings kann man zum Beispiel überprüfen, ob die Speicherkapazität richtig ausgelegt ist oder ob es sinnvoll wäre, das Speichersystem noch zu erweitern. Dies ist bei sehr vielen Anbietern von Batteriespeichern dank modularem Aufbau der Speichersysteme einfach möglich.
Um seinen Eigenverbrauchsanteil noch weiter zu erhöhen, kann man auch das Verbrauchsverhalten verbessern. Auch hier hilft das PV-Anlagen-Monitoring, um den exakten Last- und Erzeugungsverlauf genau nachvollziehen zu können.
Und natürlich muss generell sichergestellt werden, dass sowohl die Photovoltaik-Anlage als auch das Speichersystem über die Jahre fehlerfrei laufen.

Das benötigen Sie für Ihr Monitoring von PV-Anlagen mit Speichersystemen

Um eine PV-Anlage mit Speichersystem zu überwachen, ist ein Datenlogger erforderlich. In der Regel werden diese vom Hersteller des Wechselrichters oder des Speichersystems mit angeboten, teilweise sind diese auch direkt integriert. Es gibt aber auch spezielle Anbieter für Datenlogger, die unabhängig von Wechselrichter-/Batteriespeicher-Hersteller sind. Wichtig ist, dass der Datenlogger alle benötigten Daten aufzeichnet. Von den folgenden Geräten muss der Datenlogger Daten auslesen können:

Energiespeichersystem
PV-Anlage (Wechselrichter, evtl. String-Monitoring oder Modul-Monitoring)
Stromzähler
Optional: Sensoren (Einstrahlung, Temperatur etc.)
Optional: Verbrauchern

Vor dem Kauf der Anlagenkomponenten sollte man sich deshalb gut beraten lassen, ob der Datenlogger auch für alle eingesetzten Geräte kompatibel ist.

Der Smartblue Datenlogger:

Mit dem Smartblue Datenlogger haben wir eine spezielle Hardware für das Monitoring von Solar-Anlagen jeder Größenordnung entwickelt. Die Lösung ist mit nahezu allen marktgängigen Komponenten der Mess- und Regeltechnik kompatibel und sehr schnell einsetzbar.

Erfahren Sie mehr über den Smartblue Datenlogger

Technischer Aufbau – DC oder AC-gekoppelt

Beim technischen Aufbau von PV-Anlagen mit Speichersystemen wird zwischen DC-gekoppelten und AC-gekoppelten Systemen unterschieden.

Monitoring von PV-Anlagen mit Speichersystemen

Abbildung 1 – DC-gekoppelter Energiespeicher

Bei DC-gekoppelten Systemen werden die PV-Generatoren und die Batterie an der DC-Seite eines Wechselrichters (Hybrid-System) angeschlossen.

Abbildung 2 – AC-gekoppelter Energiespeicher

Bei AC-gekoppelten Systemen verfügen die PV-Generatoren und die Batterie hingegen jeweils über einen separaten Wechselrichter.

Außerdem gibt es verschiedene Varianten von Zählern. In den Abbildungen 1 und 2 handelt es sich um phasensaldierende Zweiwegezähler. Diese zählen sowohl die Einspeisung in das Netz als auch den Bezug aus dem Netz. Phasensaldierend bedeutet, dass man die Leistungswerte über alle drei Phasen summiert.

Beispiel

Phase 1: Pac1 = -3 kW (Einspeisung)
Phase 2: Pac2 = 2 kW (Bezug)
Phase 3: Pac3 = 0,5 kW (Bezug)

Über alle Phasen saldiert ergibt sich so eine Einspeisung von 0,5 kW.

Bei PV-Anlagen mit Eigenverbrauchsanteil sollten also immer phasensaldierende Zähler eingesetzt werden, da für den Kunden bei einer Abrechnung pro Phase sonst ein Nachteil entstehen kann.

So funktioniert das Monitoring des Energiespeichers

Hat man das Monitoring-System für die PV-Anlagen mit Speichersystemen erfolgreich installiert, sieht man dort alle Energieflüsse auf verschiedenen zeitlichen Ebenen dargestellt.

Abbildung 3 – Status und Tages-Kennzahlen

In Abbildung 3 wird beispielhaft erkennbar, welcher Anteil des Stroms direkt selbst verbraucht werden kann, welcher Anteil aus dem Netz bezogen und wie viel von der Batterie geliefert wird.

Abbildung 4 – Status und Tages-Kennzahlen

In Abbildung 4 ist über das Monitoring-Dashboard mit einem Blick zu erkennen, ob das System störungsfrei funktioniert und wie die wichtigsten Tages-Kennzahlen der Solaranlage ausfallen.

Für eine detaillierte Analyse wählen Sie die Tagesansicht. Hier werden die Daten am besten in einem Aufzeichnungsintervall von 5 Minuten dargestellt (anhängig von dem verwendeten Datenlogger variiert das verwendete Aufzeichnungsintervall zwischen 1 und 15 min). Die Grafik in Abbildung 5 stellt den Ladezustand der Batterie dar. Grün bedeutet, dass die Batterie auflädt und rot kennzeichnet, dass die Batterie Energie abgibt. Außerdem ist für jeden Messwert der „State of Charge“ (SOC) angezeigt. Dieser gibt den aktuellen Ladezustand der Batterie in Prozent an.

In der unteren Grafik der Abbildung 5 wird der Bezug aus dem Netz, der Bezug aus der Batterie, die Erzeugung der PV-Anlage und der direkte Verbrauch dargestellt. In der Grafik ist zu erkennen, dass der Verbrauch von ca. 00:00 – 03:00 Uhr sehr hoch war und voll aus dem Netz bezogen wurde. Von ca. 09:00 – 16:00 konnte der Verbrauch größtenteils durch die PV-Anlage gedeckt werden, während gleichzeitig die Batterie in diesem Zeitraum auf ca. 60 Prozent geladen wurde. Von ca. 18:00 – 24:00 wird der Verbrauch dann hauptsächlich durch den Stromspeicher abgedeckt.

Abbildung 5 – (Ent-)Ladezustand und State of charge (SOC)

Ausblick

Das Monitoring von PV-Anlagen mit Speichersystemen kann noch viel weiter gehen, besonders im Bereich der technischen Betriebsführung. Professionelle Datenlogger zeichnen eine große Anzahl an weiteren Messwerten auf wie beispielsweise die Temperaturwerte der einzelnen Batteriemodule, die Anzahl der Ladezyklen oder Lade- und Entlade-Strom und Spannung. Auch diese Werte sollten Sie im Idealfall visualisieren und analysieren. Es können auch weitere Energiequellen oder zusätzliche Verbraucher hinzukommen, die momentan noch nicht zu überwachen sind. E-Mobilität wird zukünftig eine immer größere Rolle spielen und ist somit ein weiterer Bestandteil in den Haushalten. Die Anforderungen an das Monitoring werden sich deshalb erweitern und das PV-Monitoring sich im Laufe der Zeit ebenfalls weiterentwickeln.

Überwachen Sie Ihre PV-Anlagen mit Smart Monitor!

Das Smart Monitor Web-Portal zeigt Ihnen übersichtlich alle wichtigen Daten Ihrer Energieanlagen auf allen Geräten wie PC, Laptop, Tablet oder Smartphone. Die Anlagendaten werden unabhängig vom Hersteller der Hardwarekomponenten wie z.B. Wechselrichter, Speichersystem, Verbrauchszähler oder Datenlogger einheitlich dargestellt und in einer Portfolioansicht zusammengefasst. Alles Wichtige auf einen Blick!

Erfahren Sie mehr über Smart Monitor

Sind Sie neugierig geworden oder haben Sie Fragen? Nehmen Sie gerne Kontakt auf und lassen Sie sich von uns beraten.

So prüfen Sie die Ausrichtung und Neigung Ihrer PV-Module!

Written by admin on 17. August 2022. Posted in Allgemein, Wartung.

Bei Hausdachanlagen kommt es oftmals vor, dass die Modulfelder einer Photovoltaik-Anlage auf unterschiedliche Dächer mit unterschiedlichen Ausrichtungen und Dachneigungen aufgeteilt sind. Die Ausrichtung (Azimut) und Neigung der PV-Module hat starken Einfluss auf den Leistungsverlauf und damit schlussendlich auch auf den Ertrag eines PV-Generators. Es ist deshalb wichtig, dass Ausrichtung und Neigung für jedes PV-Feld in der Monitoring-Software richtig hinterlegt sind.

Technischer Hintergrund

Es ist nicht entscheidend, die Ausrichtung und Neigung der einzelnen PV-Modulfelder möglichst exakt zu bestimmen. Stattdessen müssen Sie für alle PV-Modulfelder mit gleicher Ausrichtung und Neigung auch gleiche Werte hinterlegen. Der Vergleich von Erträgen von PV-Generatoren sollte nur zwischen PV-Modulfeldern mit gleicher Ausrichtung und Neigung erfolgen! Deshalb müssen bei allen PV-Generatoren, die identisch in Ausrichtung und Neigung sind, auch in der Monitoring-Software identische Werte hinterlegt sein. Ansonsten schlägt das PV-Monitoring Fehlalarm und es erscheinen unter Umständen Fehlermeldungen, deren Hintergrund kein Defekt ist, sondern eine falsche Konfiguration.

So prüfen Sie die Ausrichtung und Neigung Ihrer PV-Module

Um die korrekte Hinterlegung zu überprüfen, vergleichen Sie am besten die spezifischen Leistungswerte oder spezifischen Stromwerte der zu vergleichenden Modulfelder bei Clear-Sky-Tagen miteinander. An bewölkten Tagen überwiegt die diffuse Sonneneinstrahlung, deshalb sind an den Graphen hier kaum (deutliche) Abweichungen zu erkennen. Beim Vergleich von PV-Modulfeldern mit gleicher Neigung und Ausrichtung sollten die Leistungswerte der PV-Felder übereinstimmen. Falls nicht ist das betroffene PV-Modulfelder anders verbaut als angenommen.

Auswirkungen des Neigungswinkels auf den Leistungsverlauf

Die Neigungen von verschiedenen PV-Modulfeldern lassen sich am besten bestimmen, indem ein Clear-Sky-Tag jeweils im Winter und im Sommer miteinander verglichen wird. Die stärker geneigten PV-Felder erzielen im Winter bei tief stehender Sonne höhere Peak-Leistungswerte. Im Sommer liegt der ideale Winkel in unseren Breitengraden bei ca. 30° und variiert dabei je nach genauem Breitengrad um diesen Wert.

Wussten Sie:

Der Begriff Clear-Sky kommt aus dem englischen und bedeutet so viel wie klarer Himmel. Ein Clear-Sky-Tag ist folglich also ein wolkenfreier, sonniger Tag. An diesen Tagen erbringt eine Photovoltaikanlage unter Berücksichtigung diverser anderer Faktoren (beispielsweise der Jahreszeit, der Lufttemperatur) die höchste Leistung.

Um die tatsächlichen Auswirkungen des Neigungswinkels auf den Leistungsverlauf zu zeigen, sehen wir uns einen Fall aus der Praxis an. Beispielhaft wird dazu in Abbildung 1 ein Wechselrichter im Sommer mit zwei MPP-Trackern betrachtet. Das PV-Modulfeld von MPP-Tracker A (rot) ist steiler geneigt als das PV-Modulfeld von MPP B (gelb).

Abbildung 1: Spezifische Leistung an einem Clear Sky-Tag im Sommer: MPP A (rot) und MPP B (gelb)

Abbildung 2: Spezifische Leistung an einem Clear Sky-Tag im Winter: MPP A (rot) und MPP B (gelb)

Wie erwartet sind die Maximalwerte der spezifischen Leistung von MPP A (steiler geneigt) im Winter höher als die von MPP B. Im Sommer zeigt sich ein genau gegenteiliges Bild. Wären die PV-Modulfelder gleich geneigt, müssten die Maximalwerte etwa deckungsgleich sein.

Wussten Sie:

Der Maximum Power Point (MPP) eines PV-Moduls oder Strings ist der Punkt der Strom-Spannungs-Kennlinie, an dem das Solarmodul die höchste Leistung erbringt. Ein MPP-Tracker hat die Aufgabe, den Maximum Power Point zu ermitteln, da dieser von der Sonneneinstrahlung, der Temperatur und individuellen Moduleigenschaften abhängig ist und sich daher ständig ändert.

Auswirkungen der Ausrichtung (Azimut) auf den Leistungsverlauf

Auch die Ausrichtung von Modulen hat Auswirkungen auf den Leistungsverlauf. Modulfelder können in alle vier Himmelsrichtungen ausgerichtet werden. Am gängigsten sind Ausrichtungen gen Süden. Aber auch Ausrichtungen nach Westen und Osten kommen häufig vor. Seltener ist hingegen die Nord-Ausrichtung, da hier die Ertragswerte deutlich geringer sind.

Die Ausrichtung eines PV-Modulfeldes kann man anhand des Startpunkts, des Endpunkts und an der Uhrzeit des Maximalwertes des Glockenkurvenverlaufs (also dem Scheitelpunkt des Graphen) bestimmen. Vor allem die Uhrzeiten von Sonnenaufgang und Sonnenuntergang sind für die Bestimmung der Ausrichtung hilfreich. Sehen wir uns das Ganze genauer an: Der Scheitelpunkt ist bei genauer Südausrichtung beispielsweise 12 Uhr. Der Leistungsverlauf von östlich ausgerichteten Modulfeldern startet und endet im Vergleich früher als der Verlauf von südlich oder westlich ausgerichteten Modulfeldern. Dadurch ist auch das Maximum zeitlich deutlich sichtbar versetzt. In der folgenden Abbildung 3 liegt der westlich ausgerichtete MPP beispielsweise bei 15 Uhr am Scheitelpunkt.

Abbildung 3: Spezifische Leistung an einem Clear Sky-Tag im Sommer: Rot = MPP A (Ost), Gelb = MPP B (West)

Nördlich ausgerichtete PV-Modulfelder zeigen hingegen etwa den gleichen Start- und Endzeitpunkt wie südlich ausgerichtete PV-Modulfelder. Allerdings immer ein niedrigeres Maximum, da Norddächer in einem ungünstigeren Einstrahlwinkel zur Sonne stehen.

Bei Norddächern mit sehr geringer Dachneigung (beispielsweise 5 Grad) ist im Sommer jedoch kaum ein Unterschied zu erkennen. Hier überlagern sich die beiden Graphen fast vollständig. Speziell für diesen Fall sollten dann für den Vergleich am Graphen Tage mit tiefer stehender Sonne in Herbst, Winter oder Frühlingherangezogen werden. Zu diesen Jahreszeiten ist auch dann eine deutliche Abweichung der Graphen zu erkennen, wie in der folgenden Abbildung 4 an einem typischen Spätsommer/Herbsttag zu sehen ist.

Abbildung 4: Spezifische Leistung an einem Clear Sky-Tag im Herbst mit tief stehender Sonne: Rot = MPP A (Süd), Gelb = MPP B (Nord)

Zusammenfassung zur Ausrichtung

Durch die Überlagerung der Start-, Maximum- und Endpunkte lässt sich die Ausrichtung nicht in exakten Werten bestimmen. Durch den Vergleich der Kurven können Sie jedoch die groben Himmelsrichtungen und die Relationen verschiedener Modulfelder zueinander bestimmen.

Prüfung der Ausrichtung und Neigung von PV-Modulen im Monitoring

Wird eine PV-Anlage mit mehreren PV-Modulfeldern mit unterschiedlicher Neigung und/oder Ausrichtung für die Überwachung konfiguriert, sollte immer vorab geprüft werden, ob die Leistungsverläufe den hinterlegten Werten für Ausrichtung und Neigung entsprechen. Durch die oben vorgestellten Kriterien ist eine Plausibilitätsprüfung sehr einfach und schnell durchgeführt.

Bei richtiger Konfiguration im Monitoring müssen alle spezifischen Leistungsverläufe von gleich ausgerichteten und geneigten PV-Modulfeldern den gleichen Verlauf, insbesondere in Startpunkt, Endpunkt und Scheitelpunkt, aufzeigen

Möglicher Workflow bei Benutzung einer gängigen PV-Monitoring-Software

Konfiguration: Im ersten Schritt muss die Ausrichtung (Azimut) und die Neigung der PV-Module in der Monitoring Software hinterlegt werden.
- Sind diese in der Anlagendokumentation nicht hinterlegt, kann man versuchen, diese über die Satellitenansicht von Geoviewern (bspw. Google Maps Satellitenansicht / 3D) zu ermitteln.
- Der Azimut lässt sich über Geoviewer recht exakt ausmessen, die Neigung hingegen kann nur annäherungsweise darüber ermittelt werden. Hier helfen die folgenden Schritte um zu bestimmten, welche PV-Modulfelder die gleiche Neigung besitzen.
Plausibilitätsprüfung: Im zweiten Schritt erfolgt die Überprüfung, ob die in der Monitoring-Konfiguration hinterlegten Werte für Azimut und Neigung auch plausibel sind.
- Dazu werden alle PV-Modulfelder (MPP-Tracker), welche die gleiche Ausrichtung und Neigung hinterlegt haben, ausgewählt und deren spezifischer Leistungsverlauf DC möglichst an einem Clear-Sky-Tag im Sommer betrachtet.
- Die Glockenkurven-Graphen sollten zeitgleich mit etwa der gleichen Steigung starten und das Maximum und der Endpunkt sollten ebenfalls zeitgleich sein. Natürlich kann es im Tagesverlauf immer zu geringen Abweichungen zum Beispiel durch (teilweise) Verschattung kommen.
Korrektur: Falls die Startpunkte, Maximalpunkte und Endpunkte nicht größtenteils übereinstimmen, sind die jeweiligen Modulfelder nicht gleich ausgerichtet. Daraus folgt, dass der PV-Generator einem Dach mit anderer Ausrichtung und/oder Neigung zugeordnet werden muss. Prüfen Sie anhand der Anlagendokumentation oder der im Geoviewer ermittelten Werte, zu welchem Dach die Leistungskurve passen könnte. Alternativ können Sie neue Werte hinterlegen. Anschließend starten Sie wieder mit dem zweiten Schritt.
Ziel: Am Ende sollten alle PV-Module, bei denen die gleiche Ausrichtung und Neigung hinterlegt ist, auch in etwa einen identischen Kurvenverlauf der spezifischen Leistung DC aufzeigen. Dies gilt sowohl für Clear-Sky-Tage im Sommer als auch im Winter.

Wussten Sie:

Jedes Speichersystem braucht einen Batteriewechselrichter oder Spannungswandler für die Ladung und Entladung des Akkus. Man unterscheidet zwischen AC-Systemen und DC-Systemen.

AC (alternating current) = Wechselstrom
DC (direct current) = Gleichstrom

Wenn sich die Graphen von zwei Modulfeldern (MPPs) wie in Abbildung 5 gezeigt gleichen, kann man davon ausgehen, dass Neigung und Azimut von beiden identisch sind. Demnach müssen für beide auch die gleichen Werte hinterlegt sein.

Abbildung 5: Zwei PV-Modulfelder mit identischer Ausrichtung und Neigung

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Isolationsfehler in PV-Anlagen

Written by admin on 10. August 2022. Posted in Allgemein, Wartung.

Jeder PV-Betriebsführer kennt folgendes Fehlerbild: Ein oder mehrere Wechselrichter starten verspätet, besonders häufig an regnerischen Tagen. Die Meldung des Wechselrichters lautet: „Störung – Isolationsfehler“. In diesem Beitrag gehen wir näher darauf ein und zeigen Ihnen, welche Rolle Isolationsfehler in PV-Anlagen dabei spielen und wie Sie diese frühzeitig erkennen.

Hintergrund ist, dass jeder Wechselrichter einer PV-Anlage vor der Synchronisierung mit dem Strom-Netz eine Isolationsmessung durchführt. Unterschreitet der gemessene Widerstandswert einen Grenzwert, darf der Wechselrichter sich nicht auf das Netz aufschalten.

Hier schön zu sehen: Der „rote“ Wechselrichter springt deutlich später an!

Technischer Hintergrund

Durch die Reihenschaltung der einzelnen PV-Module zu Strings, kommt es bei PV-Anlagen zu sehr hohen System-Spannungen im Bereich von ca. 300 – 1.000 V. Damit es nicht zu einem Potentialausgleich gegen Erde kommt, müssen alle Anlagenkomponenten eine ausreichende Isolierung aufweisen. Der im Idealfall sehr kleine Strom gegen Erde wird Leck- oder Fehlerstrom genannt. Isolationsfehler in PV-Anlagenkönnen jedoch zu Stromschlägen bei Berühren der Anlage oder ihrer Unterkonstruktion führen.

Der Fehlerstrom setzt sich aus den Teil-Fehlerströmen der einzelnen Komponenten der Photovoltaik-Anlage zusammen. Dazu gehören unter anderem PV-Module, DC-Verkabelung sowie Wechselrichter. Die Isolationswiderstände der Komponenten können als Parallelschaltung gegen Erde betrachtet werden.

Ein PV-Modul muss mindestens einen Isolationswiderstand von 40 MOhm m² (DIN IEC 61215, DIN EN 61646) aufweisen. Der Mindestwert für den Isolationswiderstand eines Moduls kann wie folgt berechnet werden:

Gut zu wissen:

Die IEC-Zertifizierung legt Standards für Photovoltaikanlagen fest, die in Europa verkauft werden. Durch die IEC-Zertifizierung sind damit die wesentlichen Betriebsanforderungen gewährleistet. Zur Bestätigung höherer Qualitätsstufen dienen weitere Qualitätssiegel wie z.B. das Gütezeichen RAL-GZ 966 der Gütegemeinschaft für Solarenergieanlagen oder der “Anlagenpass” des BSW/ZVEH.

Ein PV-Modul muss mindestens einen Isolationswiderstand von 40 MOhm/m² (DIN IEC 61215, DIN EN 61646) aufweisen. Der Isolationswiderstand eines Moduls kann wie folgt berechnet werden (Mindestwert):

Diese Gleichung gilt selbstverständlich auch für größere Bereiche. Für ein Modulfeld mit identischen Modultypen ergeben sich daher die beiden folgenden Formeln:

Alternative Berechnungsmöglichkeit des Isolationswiderstands einer Modulfelds (Mindestwert):

Wechselrichter messen und überwachen den Gesamt-Isolationswiderstandswert aller angeschlossenen Komponenten. Der Grenzwert liegt bei Riso > 1 kOhm/V, muss aber mindesten 500 kOhm groß sein (gemäß DIN VDE 0126-1-1). Ausgenommen davon sind PV-Anlagen mit galvanischer Trennung vom Netz (durch Transformatoren).

PV-Anlagen mit transformatorlosen Wechselrichtern sind im Einspeisebetrieb hingegen nicht galvanisch vom Netz getrennt. Sie dürfen laut der Norm DIN VDE 0126-1-1 einen bestimmten Grenzwert der Isolierung vor der Netzaufschaltung nicht unterschreiten. Der vorgeschriebene Grenzwert für solche PV-Anlagen orientierte sich bei der Normerstellung an gängigen Installationsvorschriften. Aufgrund des Konflikts der Normen bei Anlagen mit großen Generatorflächen, hat die SMA Solar Technology AG zusammen mit der deutschen Berufsgenossenschaft die Bestimmung des Grenzwertes neu erarbeitet.

Der neue Riso‑Grenzwert ist umgekehrt proportional zur Leistung des Wechselrichters und entspricht dem von DIN EN 61646 und DIN IEC 61215 geforderten Riso‑Grenzwert von 40 MOhm/m² bei einem Modulwirkungsgrad von 5 %. Der Mindestwert wurde in diesem Zuge auf 200 kOhm gesenkt. Noch kleinere Isolationswiderstände können gefährliche Fehlerströme hervorrufen.

Beispiele

Wie die Formel für den Riso_Modulfeld zeigt, wird der Isolationswiderstand immer kleiner, je größer das Modulfeld wird. Dies kann dazu führen, dass obwohl die Module noch die geforderten 40 MOhm m² erfüllen, der im Wechselrichter hinterlegte Grenzwert unterschritten wird.

Wechselrichter-Nennleistung: 9000 W Modulfläche: 1,58 m x 0,808 m Modulanzahl: 52

Damit liegt der Wert zwar noch knapp oberhalb des geforderten Mindestwerts von 200 kOhm (vor 2010: 500 kOhm), aber hinzu kommen jetzt noch die Isolationswerte der anderen Komponenten. Außerdem sind in älteren Wechselrichtern oft noch höhere Grenzwerte hinterlegt. Bei der Beispielanlage liegt der Grenzwert bei ca. 1.000 kOhm. Dies kann aus dem Graphen abgelesen werden:

Widerstandslinie knapp unter 1000 kOhm. Der Peak, der um 9:25 Uhr zu erkennen ist, ist wahrscheinlich auf einen Kommunikationsfehler zurückzuführen.

Der Isolationswert bewegt sich in diesem Beispiel bis ca. 9:00 Uhr im Bereich um ca. 500 kOhm. Wie die Berechnung gezeigt hat, kann der Isolationswert des Modulfeldes bereits auf 602,5 kOhm sinken, ohne dass die Module einen Defekt aufweisen. In diesem Fall wird man bei einem Einsatz vor Ort vermutlich keinen Fehler an der Anlage finden.

Es ist sehr wichtig, Isolationsfehler in PV-Anlagen vor einem Service-Einsatz ausreichend zu analysieren. Dafür ist grundlegend, dass der Datenlogger den vom Wechselrichter gemessenen Isolationswert und idealerweise auch die Fehler und Ereignismeldungen aufzeichnet

Wechselrichter Nennleistung: 12.000 W Modulfläche: 1,58 m x 0,808 m Modulanzahl: 64

In diesem Beispiel liegt der Isolationswert bis ca. 11:00 Uhr deutlich unter 100 kOhm, der geringste zugelassene Isolationswert der Module beträgt 489,57 kOhm. Es ist also davon auszugehen, dass es vor Ort wirklich Isolationsprobleme gibt. Durch welches Gerät der Fehler verursacht wird, muss in diesem Fall vor Ort geprüft werden.

Prüfung auf zu große Isolationswiderstände bei geerdeten Anlagen

Wie oben erwähnt gelten die Vorschriften der DIN VDE 0126-1-1 nur für Wechselrichter, die ohne Transformator mit dem Netz verbunden sind. Ist der Wechselrichter durch einen Transformator galvanisch vom Stromnetz getrennt, dann darf man auch einer der beiden Pole der Modulreihen geerdet betreiben. Bei Dünnschichtmodulen ist diese Anschlussvariante sogar notwendig, da ansonsten die Module durch Korrosion der sogenannten TCO-Schicht beschädigt werden können. Dieses Phänomen wird teilweise auch als Potentialinduzierte Degradation bezeichnet (PID). Im Gegensatz zur umkehrbaren PID, die bei modernen Siliziumsolarzellen kaum noch auftritt, können Dünnschichtmodule unumkehrbaren Schaden nehmen.

Bei der Verwendung dieser Technologie ist es deshalb wichtig, die Einhaltung einer Obergrenze beim Isolationswiderstand zu überwachen. Wird diese überschritten, droht eine dauerhafte Beschädigung der Solarmodule. Besonders nach Arbeiten an der Anlage muss sichergestellt werden, dass der Isolationswiderstand im angemessenen (niedrigen) Bereich liegt.

Fazit: Isolationsfehler in PV-Anlagen durch passende Analysen erkennen

Dass Wechselrichter an verregneten Tagen verspätet starten, ist kein seltenes Bild in der Photovoltaik. Die Ursache muss aber nicht immer ein Defekt oder Isolationsfehler in PV-Anlagen sein. Da es sehr aufwendig sein kann, einen Isolationsfehler vor Ort zu finden, sollten Sie vor einem Service-Einsatz prüfen, ob wirklich ein Defekt zugrunde liegt. Zu beachten ist, dass der im Wechselrichter hinterlegte Grenzwert nicht einheitlich ist. Der Wert liegt in der Regel zwischen 200 kOhm und 1.000 kOhm (bei Fragen zu dem hinterlegten Grenzwert, kontaktieren Sie einfach den jeweiligen Wechselrichter-Hersteller).

Deutlich wird auch, wie wichtig es ist, dass Datenlogger den Wert der Isolationsmessung aufzeichnen und versenden. Gleiches gilt auch für das Ereignisprotokoll des Wechselrichters! Diese Erkenntnis lässt sich auch auf andere Fehler in einer PV-Anlage übertragen: Je detaillierter die Analyse des Betriebsführers ausfällt, desto besser lassen sich Service-Einsätze vor Ort vorbereiten oder sogar vermeiden

Das müssen PV-Investoren beachten!

Written by admin on 3. August 2022. Posted in Allgemein.

Investments in solare Energien im Sinne von Photovoltaik-Anlagen sind nach wie vor attraktiv, denn in kaum einer anderen Anlageform lässt sich der Nachhaltigkeits-Gedanke mit dem Streben nach attraktiver Rendite so gut vereinen. Doch auf dem Weg zum grünen Investment gibt es für potenzielle PV-Investoren einiges zu beachten. Werden bestimmte Aspekte nicht beachtet oder unkorrekt ausgeführt, herrscht Gefahrenpotenzial. Was müssen PV-Investoren also beachten? Im Folgenden möchten wir Ihnen deshalb einen Wegweiser an die Hand geben, damit Sie bei Ihren Anlagen in die Sonnenenergie Fallstricke vermeiden.

Solarenergie – welche Art PV-Investoren gibt es?

Von wenigen Tausend Euro bis hin zum Millionen-Bereich gibt es viele Investitionsmöglichkeiten in Photovoltaik-Anlagen. So können auch Investoren mit einem geringen Anlagekapital PV-Anlagen zu 100 Prozent selbst erwerben. Lassen Sie uns zuerst einen Blick auf die zwei Gruppen möglicher PV-Investoren werfen.

Wussten Sie:

Eine große Anzahl bestehender PV-Anlagen in Deutschland wird weiterverkauft. Damit sind laufende Photovoltaik-Anlagen für Privatinvestoren, die nicht selbst bauen wollen, eine interessante Anlagemöglichkeit.

Kleininvestoren
Investor ist bereits, wer auf sein eigenes Hausdach eine Photovoltaik-Anlage installieren lässt, um künftig seinen Bezugsstrom, den er bisher über seinen Energieversorger erhalten hat, auf ein möglichst geringes Verbrauchs- und Preisvolumen zu erzielen. Um dies zu optimieren, werden daher immer häufiger auch PV-Anlagen in Kombination mit Batteriesystemen installiert, dies soll die Autarkie erhöhen. Diese Gruppe von Investoren investiert also in eine Technologie, um künftig Einsparungen zu realisieren, zugleich möchte man für die Umwelt Gutes tun. Überzeugungen und Idealismus spielen neben betriebswirtschaftlichen Gründen eine Rolle.

Anleger
Auf der anderen Seite treffen sich Anleger in Form von Privatpersonen, genossenschaftlich organisierten Anlegern, Stadtwerken sowie institutionellen Anlegern. Das gemeinsame Ziel ist vornehmlich Kapitalrendite, eine Verbindung mit steuerlichen Abschreibungsmodellen. Nicht selten investiert oder beteiligt man sich an größeren PV-Systemen und wird Eigentümer oder Miteigentümer eines PV-Systems auf fremdem Dach oder Grundstück und nicht selten sogar im Ausland. Der Bezug zur Anlagentechnik steht hierbei nicht immer im Vordergrund, allein die Rendite zählt.

Investitionssicherheit als zentraler Wunsch von PV-Investoren

Einen gemeinsamen Wunsch haben sie jedoch alle, unabhängig von der Grundmotivation. Man wünscht sich Investitionssicherheit und hofft auf einen langen, störungsfreien Betrieb bei gleichzeitig höchstmöglichen Erträgen. Und so mancher Anbieter hat mit Slogans geworben wie „risikofrei, wartungsfrei, Garantie über 25 Jahre, steuerliche Gestaltungsmöglichkeiten, verwendete Komponenten mit langfristigen Herstellergarantien, Renditen bis zu zehn Prozent“ und vielem mehr.

Die Realität sieht anders aus: Tatsächlich ist ein PV-System – sofern es aus hochwertigen Komponenten besteht und durch qualitätsbewusste Planer und Errichter gebaut wurde – eine wartungsarme Technologie. Wartungsfrei ist diese Technologie damit jedoch nicht! Eine Photovoltaik-Anlage ist während des Betriebszeitraumes über viele Jahre auch einigen Umwelteinflüssen ausgesetzt. Diese können erhebliche Auswirkungen auf die Rendite und die Sicherheit haben. Statistiken zeigen uns: Viele PV-Systeme erreichen die ehemals geplanten Erträge nicht und somit auch nicht den gewünschten Return-On-Invest (ROI). Eine steigende Anzahl sogenannter Repowering PV-Systeme zeigt auf das Problem.

Wussten Sie:

Unter Photovoltaik Repowering versteht man die Option, die Photovoltaikanlage zu modernisieren. Dabei handelt es sich meist um einen leistungsbedingten Austausch bestimmter Komponenten. Häufig handelt es sich dabei um den Wechselrichter, denn moderne Wechselrichter haben aufgrund des technischen Fortschritts einen deutlich höheren Wirkungsgrad als das vorhandene Gerät und optimieren die Erträge der Bestandsanlage.

Bewährtes in die Welt der neuen Energien übernehmen

Zum besseren Verständnis und zur realistischen Risikoeinschätzung lohnt sich daher ein Blick zurück auf die „Alte Energiewelt“ mit ihren riesigen Kraftwerksblöcken und teils gigantischer Konzentration von Erzeugungsanlagen. Wir sollten im Sinne der Energiewende die gewonnenen Erfahrungen aus der alten in die neue Energiewelt übertragen. Kein Energiekonzern hat sein Investment in ein Kraftwerk ohne eine entsprechende Servicekomponente geplant. Wir kennen aus dieser Kraftwerkswelt teils riesige, miteinander vernetzte Schaltzentralen und Leitwarten. In diesen wacht ein Heer von Technikern im Mehrschichtbetrieb darüber, dass der reibungslose und sichere Betrieb eines Kraftwerkes und seines gesamten Verteilernetzes gewährleistet ist, um stets lieferbereit zu sein. Ein entsprechendes Sicherheitsnetzwerk ist zwingend auch für die „Neue Energiewelt“ nötig.

Was wir nun im Zeitalter der Energiewende aktuell sehen, ist ein rasanter Transformationsprozess von der alten, zentralistischen Energiewelt hin zur neuen, dezentralen Struktur mit erneuerbaren Energien. Dem gilt es auch die Investitionsentscheidungen anzupassen.

Erfahrene PV-Investoren in EEG-Anlagen wissen genau, worauf jetzt zu achten ist. Sie wählen bei der Entscheidung für einen Anbieter oder Betreiber den Partner aus, bei dem sie gewisse Qualitätsmerkmale erkennen. Gleiches gilt selbstverständlich, wenn es um die Auswahl eines zuständigen Service- oder Wartungsunternehmens geht.

Checkliste beim Investment in eine Neuanlage

Wenn es um neue Anlagen geht, spielt selbstverständlich die Planung des Standorts und die Auswahl von Anlagenkomponenten eine große Rolle. Ist die Anlage dann errichtet, geht es an das „Eingemachte“. Jetzt entscheiden die Qualität des Anlagenbetriebes, die Aufbau- und Ablauforganisation der Services und der Service-Workflows über den stabilen und profitablen Anlagenbetrieb.

Genau hier findet man ein breites Qualitätsspektrum. Von sehr guten Servicedienstleistern bis hin zu schwarzen Schafen ist alles vertreten. Wie aber soll ein Investor das im Vorfeld seiner Entscheidung erkennen? Es gibt einige Merkmale und Indizien, die hier mehr Klarheit verschaffen. Der erfahrene Investor stellt unter anderem folgende Fragen und verlangt Antworten:

Wird der Anlagenbetrieb der PV-Anlagen, in die ich mein Geld investiere, professionell überwacht, um Ertragsausfällen vorzubeugen?
Ist bauseits eine stabile Kommunikationstechnik geplant, die sofort ungewollte, abnorme Betriebszustände erfasst und meldet?
Wie wird bei konkreten Problemen mit diesen Ereignismeldungen umgegangen?
Gibt es einen Serviceleitstand über den schnelle Service-Entscheidungen möglich sind?
Ist in dem Servicekonzept eine automatisierte Fehlererkennung integriert, um Reaktionsverzögerungen durch den Faktor Mensch ausschließen zu können?
Wie schnell ist der Informationsfluss vom Auftreten eines abnormen Betriebszustandes bis zur technischen Problembeseitigung?
Gibt es Referenzen?

Jede Antwort auf diese Fragen hilft dem Investor zur Investitionsentscheidung für oder gegen ein Projekt, für oder gegen einen Servicedienstleister.

Beachten Sie dies beim Investment in eine Bestandsanlage

Besondere Aufmerksamkeit möchten wir noch auf den Markt für Bestands- oder Altanlagen lenken. Es ist eine normale Entwicklung, wenn sich aus dem Pool von inzwischen mehr als 1,6 Mio. Bestandsanlagen in der Bundesrepublik Deutschland auch ein Markt für Gebrauchtanlagen bildet. Immerhin ist Deutschland weltweiter Vorreiter in der Solartechnik. Die Erfinder des EEGs kommen aus Deutschland, haben Maßstäbe gesetzt und Nachahmer in aller Welt produziert. Also ein Erfolgsmodell „Made in Germany“.

Mittlerweile gibt es mehrere Anbieter und Vermarktungsplattformen für Bestandsanlagen, einhergehend eine stetig steigende Interessentengruppe aus Investoren für diese Altanlagen. Es sind unterschiedliche Motive, warum sich ein PV-Anlageneigentümer noch vor Ende des ehemals geplanten EEG-Zeitfensters (z.B. 20 Jahre) von seinem PV-Eigentum trennt.

Das einfachste Motiv: er möchte sein gebundenes Kapital aus privatem familiärem Anlass vorzeitig wieder zurück oder braucht Liquidität für andere Ziele.
Sehr oft verbirgt sich aber auch ein betriebswirtschaftlicher Zwang hinter seiner Verkaufsofferte. Der PV-Investor hat möglicherweise in ein PV-System investiert, bei dem die geplanten Erträge und die tatsächlich erzielten Renditen in eine erhebliche Unwucht gekommen sind. Die finanzierende Bank hat auf diese Probleme hingewiesen und es gibt Stress oder bereits Konflikte.

Checkliste vor dem Erwerb einer Bestandsanlage

Worauf sollten der Kaufinteressenten, potenzielle neue PV-Investoren unbedingt achten, dem solche Bestandsanlagen angeboten werden? Hier einige der wichtigen Themen:

Sind zum angebotenen PV Gebraucht-System die Planungsunterlagen des ehemals beauftragten Ingenieurbüros lückenlos vorhanden und einsehbar: Genehmigungsverfahren, Baupläne, Pachtverträge bei Parks usw.?
Gibt es hierbei Konflikte, die mit der errichteten Anlage in Verbindung stehen oder sind diese bereits absehbar?
Ist zum Zeitpunkt der Anlagenplanung eine seriöse und nachprüfbare Ertragsprognose für den gesamten Betriebszeitraum erstellt worden und einsehbar?
Ist die Dokumentation der verwendeten Komponenten und die elektrische Anlagendokumentation vollständig vorhanden?
Sind die Anlagenerträge der bereits verstrichenen Betriebszeit nachprüfbar dokumentiert?
Ist die errichtende Firma, der EPC, noch in der PV-Branche aktiv, oder gab es hier eventuell Insolvenzen?
Gibt es noch die Herstellerfirmen der folgenden Komponenten oder gab es hier Insolvenzen?
- der verwendeten Unterkonstruktion
- der Module
- des Wechselrichters
- des Kommunikationssystems
Gab oder gibt es einen Anlagenbetreiber?
Gab oder gibt es einen Wartungsdienstleister?
Wie und in welchen Zeitabständen wurden präventive Services an dem angebotenen PV-System durchgeführt und sind diese Services vollständig dokumentiert?
Gibt es eventuell laufende Rechtsstreitigkeiten mit Errichter-Firmen oder Komponenten-Herstellern?
Sind Streitigkeiten wegen Moduldegradationen oder nicht erfüllten Leistungsgarantien und Produktgarantien möglich?
Gibt es eine vertraglich gebundene Regelung bezüglich der Direktvermarktung und hat der Direktvermarkter seine Pflichten bisher ordentlich erfüllt?
Stehen Repowering-Maßnahmen an und welches Budget ist hierfür einzuplanen?

Man könnte diesen Fragenkatalog noch mit weiteren, vielleicht auch speziell projektbezogenen Themen füllen. Fakt ist jedenfalls: Der Investor sollte dafür sensibel sein und – wenn er sich fachlich nicht kompetent genug fühlt – auch nicht davor scheuen, einen Spezialisten oder Gutachter zu Rate zu ziehen.

Sorgfältige Auswahl vermeidet Überraschungen

Fast jeder hat in seinem Leben schon einen oder mehrere Gebrauchtwagen erworben. Erinnern Sie sich noch daran, wie sorgfältig Sie Ihre Wahl getroffen haben? Wie viele Kriterien Sie angelegt haben? Sehr gut – dann sollte ja nichts passieren, wenn Sie sich für ein PV-Gebrauchtsystem interessieren. Vertrauen ist gut – Kontrolle ist besser, dieses Sprichwort kennen wir alle. Wir möchten Sie dazu ermuntern es in Sachen PV-Investitionen auch anzuwenden!

Sind Sie an weiteren Beiträgen für Solar-Investoren interessiert? Abonnieren Sie unseren Newsletter und Sie verpassen keinen Beitrag mehr. Falls Sie selbst auf der Suche nach einer Monitoring-Lösung für Ihren aktuellen Bestand oder ein potenzielles Investitionsobjekt sind, kontaktieren Sie unseren Vertrieb. Die smartblue AG bietet allen Beteiligten – ob Besitzern von kleineren PV Systemen, Investoren, Investmentfonds, Energiegenossenschaften, Service-Systemhäusern, Portfoliomanagern und Betriebsführern ein einheitliches und übersichtliches Serviceportal, den Smart Control Serviceleitstand. Immer mehr Marktteilnehmer vertrauen auf diese professionelle Lösung zur technischen Betriebsführung von PV Systemen.

Smartblue und Streamergy kooperieren

Written by admin on 9. May 2022. Posted in Allgemein.

München, 11. Mai 2022: Die smartblue AG, ein führender Spezialist für Monitoring und Control von Solar- und Anlagenportfolios, erweitert ihr Partnernetzwerk und kooperiert mit der Streamergy GmbH. Ziel der Zusammenarbeit ist die Bereitstellung erweiterter Services auf dem Monitoring-Portal „Smart Control“, um Kunden von Smartblue die Inbetriebnahme und Betriebsführung von PV-Anlagen weiter zu vereinfachen.

Die Vernetzung von Photovoltaikanlagen bekommt mit dem verstärkten Ausbau im Rahmen der Energiewende und zunehmender Digitalisierung einen immer höheren Stellenwert. Smartblue hat sich zum Ziel gesetzt, den Datenaustausch und vor allem die Nutzung der Informationen für ihre Kunden zu vereinfachen und sich hierfür die Streamergy als Partner mit an Bord geholt.

Aufbauend auf einem umfassenden Stammdatensatz wollen Streamergy und Smartblue projektbezogen Mehrwerte über Micro-Apps anbieten, die sich in die Smart Control-Plattform nahtlos integrieren lassen und für die Kunden einfach nutzbar sind. So sind beispielsweise abrechnungsrelevante Lastgangdaten für Ertragsausfallberechnungen oder Börsenstrom-preise für die Betriebsphase und auch die finanzielle Betrachtung von PV-Projekten von großer Bedeutung. Die Integration von Micro-Apps in den Service-Leitstand Smart Control 3.0 ist daher eine weitere Stufe hin zu mehr Flexibilität und ein ebenso zeitgemäßer Ansatz, Synergien zwischen Unternehmen für den Kunden nutzbar zu machen und schneller auf Marktanforderungen reagieren zu können.

Martin Schneider, Geschäftsführer der Streamergy & Günter Seel, Vorstand von Smartblue

„Wir freuen uns, die Weiterentwicklung unseres Monitoringsystems gemeinsam mit der Streamergy voranzubringen und zusätzliche Mehrwerte für unsere Kunden zu generieren“, sagt Günter Seel, Vorstand von Smartblue. Auf die Zusammenarbeit freut sich auch Martin Schneider, Geschäftsführer der Streamergy: „Die Kooperation bringt viele Synergien mit sich und mit den Stärken aus beiden Unternehmen können wir den Kunden von Smartblue auch über das Monitoring hinaus Lösungen für die Digitalisierung bieten.“

Auf der Intersolar 2022, der weltweit größten Fachmesse für Photovoltaiksysteme, präsentiert Smartblue am Stand 111 in Halle B3 ihren konsequent weiterentwickelten Serviceleitstand, das Portal „Smart Control 3.0“. „Flexibilität ist unsere Strategie”, sagt Günter Seel. „Unser Portal funktioniert mit jedem Hardware-Hersteller. Und mit „Smart Control 3.0“ können wir alle Anforderungen unserer Kunden an das Monitoring abbilden.“ Als Neuheit präsentiert Smartblue die erweiterte Datenanalyse. Mit Hilfe von Einstrahlungsdaten des Wetterdienstes und den Echtzeitdaten der Anlage lernt die Smartblue-Analyseplattform die Verschattungssituation der Anlage über den Jahresverlauf und optimiert die Qualität der Ertragsprognosedaten. Damit werden die Berechnungen der Ertragsverluste deutlich genauer. Auf Grundlage dieser Datensätze wird bei einer Leistungsregelung durch den Netzbetreiber die Ertragsausfallprognose ermittelt. Ebenfalls verbessert sich die Genauigkeit des „Smart Control 3.0“-Fehlermodels zur Überwachung von Strings. „Die Anbindung der Streamergy-Apps ist der nächste wichtige Schritt, um Services über die technische Betriebsführung hinaus als integrierte Lösung anzubieten.“ erklärt Günter Seel.

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Über smartblue

Die Smartblue AG entwickelt und betreibt ein professionelles Überwachungssystem für Solaranlagen, Speicher und Energiemanagementprojekte. Als Spezialist für das Monitoring bietet Smartblue Betriebsführern einen Serviceleitstand für die Fernüberwachung und den Instandhaltungsservice. Mit der modular konfigurierbaren Parksteuerung liefert Smartblue die komplette Monitoringlösung von der Planung bis zur Inbetriebnahme.

Über Streamergy

Die Streamergy GmbH ist ein Software- und Lösungsanbieter für die Vernetzung erneuerbarer Energieanlagen mit Portallösungen. Das Unternehmen wurde 2021 von Martin Schneider, Stefan Rensberg und Daniel Schneider mit dem Ziel gegründet, eine Datendrehscheibe zu entwickeln, die Nutzern völlige Datenhoheit gewährt und ihnen mit dem zentralen Datenbestand ermöglicht, jede gewünschte Anwendung mit Mess- und Anlagenstammdaten zu bedienen. Herstellern, EPCs und Asset Ownern bietet die Streamergy zudem Flexibilität mit Individualentwicklungen zur Nutzung und Analyse der Daten für zukunftsfähige Lösungen und digitale Geschäftsmodelle.

Smartblue auf der PV Operations Europe 2018

Written by admin on 8. February 2018. Posted in Events.

Smartblue präsentiert sich dieses Jahr erstmalig auf der PV Operations Europe am 13. und 14. Februar, eine der führenden Messen weltweit rund um das Thema technische Betriebsführung in der Photovoltaik. Dort stellen wir unser umfassendes Portfolio an Lösungen vor.

Smart Control – Die Komplettlösung zur technischen PV-Betriebsführung, unabhängig von der eingesetzten Hardware.
Smart Monitor – Solar-Monitoring auf dem Stand der Zeit. Einfach verständlich und für die mobile Nutzung optimiert.
Smartblue Datenlogger – Leistungsfähiger Datenlogger in Industriequalität. Modular aufgebaut und flexibel erweiterbar.
Operatives Monitoring – Service zum laufenden Monitoring von Solaranlagen-Portfolios.

Vorstand Günter Seel erläutert außerdem als Gastredner am 14. Februar um 9:00 Uhr in einem halbstündigen Vortrag interessierten Teilnehmern aus der PV-Branche die folgenden Themen.

Neue Ansätze, um Solar-Monitoring und PV-Betriebsführung zeitgemäß und intelligent zu gestalten.
Wie optimieren Sie die Qualität der Betriebsführung, wenn große Anlagenportfolios von mehreren Service-Vertragspartnern betreut werden.
Wie können O&M Prozesse so standardisiert werden, dass AI-Algorithmen Fehler entdecken, noch bevor diese ertragsschädlich werden.

Besuchen Sie uns auf der PV Operations Europe an Stand Nr. 1 im Hotel Hilton Munich Park. Wir freuen uns darauf mit Ihnen die neuesten Entwicklungen der Branche zu diskutieren.