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Tag: Anlagenüberwachung

B2B-Überwachungsdienstleistung von smartblue – Höheres Umsatzpotenzial für Solar-Installateure!

Das smartblue-Portal „Smart Control“ ermöglicht es für Solar-Installateure, Daten bestehender Monitoring-Hardware in dem Portal zusammenzuführen. So können sie anschließend mehrere Anlagen mit unterschiedlicher Monitoring-Hardware effizient und übersichtlich überwachen.

Smart Control für Solar-Installateure

Mit „Smart Control“ hat die smartblue AG, ein Anbieter für intelligente Überwachungs-Lösungen von Photovoltaikanlagen, einen herstellerübergreifenden Smart Control Service Leitstand für die professionelle technische Betriebsführung von Photovoltaik-Anlagen-Portfolios entwickelt. Das Portal richtet sich vor allem an Installateure, die viele Anlagen mit unterschiedlichen Monitoring-Lösungen überwachen müssen. Mit der individuell konfigurierbaren Nutzeroberfläche werden genau die Informationen dargestellt, die für die Anlagenüberwachung notwendig sind – dadurch reduziert „Smart Control“ den Monitoring-Aufwand. Damit steigt die Service-Qualität des Fachpersonals, das zudem seine Profitabilität steigern kann. Zudem entfallen unnötige oder doppelte Aufgaben, sodass Kapazitäten entstehen, zusätzliches Service-Geschäft zu generieren und den Umsatz zu erhöhen.

Das webbasierte Produkt „Smart Control“ der smartblue AG fungiert als Leitstand, indem es die Datenströme aller Monitoring-Lösungen auf einer übersichtlichen Ansicht vereint. Dabei lässt sich die Arbeitsoberfläche individuell anpassen. Auch der Einsatz als Leitwarte mit mehreren Monitoren ist möglich. Durch die vereinten Datenströme sind Installateure in der Lage, sich damit schnell einen Überblick über alle von ihnen überwachten Photovoltaik-Anlagen zu verschaffen. Sofort werden zudem diejenigen Anlagen identifiziert, die nicht die veranschlagten Leistungsdaten liefern. Eventuelle Ertragsausfälle durch Beschädigungen, Verschmutzungen oder zuvor unerkannte Verschattungen lassen sich einfach erkennen. So können Solar-Installateure damit insbesondere ihre Service-Kosten senken und ihr Geschäft mit Service-Leistungen ausbauen. Denn damit ist eine Vermeidung teurer Fehleinsätze möglich. Das Auslesen der Daten erfolgt entweder über vorhandene Monitoring-Systeme – etwa am Wechselrichter – oder über nachrüstbare Lösungen. Neue Hardware ist nicht notwendig.

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Die Vorteile von „Smart Control“ auf einem Blick:

  • Individuell konfigurierbare Nutzeroberfläche
  • Automatisierte Fehlererkennung und Benachrichtigung
  • Automatisiertes Reporting mit individuellen Templates
  • Alle Anlagen auf Komponentenebene auswertbar und vergleichbar
  • Einfaches Ticket-System
  • Selbstständige Administration und Einrichten von Anlage

Geringe Investitionshürde

Smart Control“ bietet den Vorteil einer geringen Investitionshürde. Denn die Lösung ist mit jeder Monitoring-Hardware kompatibel, sodass die Anschaffung neuer Hardware unnötig wird. „Smart Control“ unterstützt alle marktüblichen Logging-Systeme – separate Datenlogger und in den Wechselrichter integrierte Geräte. Außerdem ist der automatische Datenabruf über entsprechende APIs anderer Portale möglich. Damit bildet es die optimale Grundlage für den Ausbau des Service-Geschäfts, da sich die Investition spürbar verringert. Professionelle Nutzer von „Smart Control“ können alle wichtigen Administrationsprozesse selbstständig durchführen – neue Anlagen konfigurieren, Benutzer verwalten und vieles mehr.

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Schon gewusst?

„Smart Control“ bietet die komplette Datenbasis für unsere kundenorientierte Lösung „Smart Monitor 3.0“. Diese Lösung ist wie „Smart Control“ webbasiert und das  einfache Überwachungsportal für Photovoltaikanlagen, Speichersystem und Energiemanagement.

Dienstleistung für Installateure

Mit „Smart Control“ bietet smartblue Installateuren zusätzliches Potenzial zu Betreuung ihrer Kunden an. Individuelle Kunden- oder Investorenreports sind als PDF per E-Mail versendbar und somit die Zuverlässigkeit des angebotenen Service belegbar. Auch Ertrags-Prognosen mit Benchmark basierend auf Satelliten-Wetterdaten für jede einzelne PV-Anlage sind auf Wunsch möglich. Mit diesem Feature ist zudem die Ermittlung von Verbesserungspotenzialen möglich. Das einfache Ticket-System ermöglicht die effiziente Organisation von Serviceeinsätzen und Wartungen.

Fazit:

„Smart Control“ bietet ein effizientes Monitoring und spart Installateuren Ressourcen sowie vor allem Kosten. Zudem steigert die Lösung die Kundenzufriedenheit – und das bedeutet weiteres Umsatzpotenzial dank der verbesserten Service-Qualität!

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Technische Betriebsführung von Bestandsanlagen

Der Kauf von Photovoltaik-Bestandsanlagen (kurz: PV-Bestandsanlagen) ist eine begehrte Anlageform. Darunter versteht man den Kauf einer Photovoltaik-Anlage auf einer fremden, gepachteten Dachfläche, die über einen bestimmten Zeitraum gepachtet wurde. Der Kauf einer solchen Anlage bringt viele Vorteile mit sich.

Der hauptsächliche Vorteil beim Kauf von Bestandsanlagen besteht darin, dass die Anlage bereits gebaut und angeschlossen wurde und damit sofort Erträge einbringt. Ein weiterer großer Vorteil ist, dass aufgrund der Abrechnungen der vergangenen Jahre genau ersichtlich ist, wie gut die Solaranlage wirtschaften konnte. Somit ist es möglich, eine genaue Ertragsprognose für die Restlaufzeit aufzustellen.

Haben Sie gerade eine PV-Bestandsanlage in Ihre technische Betriebsführung übernommen? Dann sollten Sie jetzt unbedingt eine Bestandsaufnahme der neuen Photovoltaikanlage vornehmen. Denn bevor mit dem operativen Monitoring mittels einer Monitoring-Software gestartet werden kann, sind in vielen Fällen erst mehrere vorbereitende Maßnahmen bei Bestandsanlagen erforderlich. In diesem Beitrag geben wir Ihnen einen Überblick über häufige Probleme bei neu übernommenen Bestandsanlagen und deren Lösungsmöglichkeiten.

Vorteile von PV-Bestandsanlagen

  • Sofortige Einnahmen: Durch den Kauf von bestehenden Solaranlagen können Sie sofort Einnahmen generieren. Für eine neu gebaute Photovoltaik-Anlage müssen Sie in der Regel ein Jahr Geduld mitbringen, bis die PV-Anlage an das Stromnetz angeschlossen ist und Erträge erwirtschaftet.
  • Hohe Sicherheit: Indem Sie eine Bestandsanlage kaufen, profitieren Sie von der höchstmöglichen Sicherheit, da die PV-Anlage bereits besteht. Die Anlage kann besichtigt und eventuelle Risiken oder Probleme damit ausgeschlossen werden.
  • Genaue Ertragsprognose: Beim Kauf von bestehenden PV-Anlagen liegen die Abrechnungen der bisherigen Jahre normalerweise bereits vor. Sie können daher anhand der bisherigen Wirtschaftlichkeit eine sehr genaue Prognose für die kommenden Jahre bis zum Ende der Laufzeit erstellen. Sie wissen exakt, was Sie voraussichtlich erwirtschaften werden.

Hohe Steuervorteile: Die Steuervorteile einer Photovoltaik-Anlage als Photovoltaik-Direktinvestment sind sehr begehrt. Besonders die Nutzung des Investitionsabzugsbetrages (IAB) ist für viele Steuerzahler ein großer Vorteil, wenn es darum geht, Steuerzahlungen in eigenes Vermögen zu verwandeln.

Auf diese Punkte sollten Sie bei Bestandsanlagen achten:

Eine PV-Anlage sollte nicht nur regelmäßig gewartet, sondern auch auf eventuelle Schäden überprüft werden. Das gilt erst recht für große Bestandsanlagen mit mehreren tausend Modulen. Bei in die Jahre gekommenen Installationen gibt es zudem häufig Optimierungsbedarf. Überprüfungs- und Instandsetzungsarbeiten insbesondere an größeren Photovoltaik-Anlagen werden aber oftmals unterschätzt. Bei der technischen Betriebsführung von Bestandsanlagen geht es nicht nur um die reine Installationsarbeit, sondern um einen durchaus komplexen Sachverhalt, der zu gravierenden Betreiberrisiken führen kann. Oftmals schlummern diese Risiken unentdeckt und der Betreiber ist sich seiner Verantwortung nicht bewusst.

Sicherstellen der Kommunikation

Photovoltaikanlagen sind heute komplexe IT-Systeme, die mit anderen komplexen Systemen bei den Direktvermarktern und Netzbetreibern Informationen austauschen. Innerhalb einer Photovoltaikanlage stellt der Datenlogger eine zentrale Überwachungseinheit dar. Bei großen Anlagen ist darauf zu achten, dass er über die notwendigen Schnittstellen zu den Wechselrichtern, Sensoren und Messsystemen verfügt und diese zuverlässig auslesen und wenn nötig steuern kann. Erst wenn alle Geräte innerhalb der PV-Konfiguration miteinander einwandfrei kommunizieren können, machen die Folgeschritte Sinn. Daher sollten Sie bei der technischen Betriebsführung von Bestandsanlagen auf das Prüfen der folgenden, gängigen Kommunikationsstrecken in PV-Anlagen achten.

  • Verbindung zwischen Datenloggern und Wechselrichter
  • Verbindung zwischen Datenlogger und Monitoring-Portal
  • Rundsteuerempfänger bzw. Parksteuerung
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Datenerhebung mit dem smartblue Datenlogger

Der smartblue Datenlogger ist eine spezielle Hardware für das Monitoring von Solar-Anlagen jeder Größenordnung. Die Lösung ist mit nahezu allen marktgängigen Komponenten der Mess- und Regeltechnik kompatibel und sehr schnell eingesetzt.

Prüfen der Anlagendokumentation

Grundsätzlich sollte jeder Anlagenbetreiber nach erfolgreicher Installation der PV-Anlage eine ausreichende Dokumentation über die Installation erhalten. Gerade bei übernommenen Bestandsanlagen sind im Laufe der Zeit viele verschiedene Dienstleister auch nach der Inbetriebnahme an Wartung und Erweiterung der PV-Konfiguration beteiligt. Deshalb ist die Anlagendokumentation oft „Stückwerk“ und in Teilen oder sogar vollständig veraltet oder lückenhaft. Mit den folgenden Checks bringen Sie Ihre Dokumentation wieder auf den neuesten Stand und finden heraus, ob und wo etwas fehlt.

  • Fehlende / Fehlerhafte PV-Stringpläne: Bei dem Bau der Anlagen wird oft nicht die geplante Verschaltung der PV-Strings/Module umgesetzt. Diese Änderungen werden häufig nicht in den Anlagendokumentationen angepasst. Dadurch sind Ertragsvergleiche zwischen kombinierten String-Bündeln nicht mehr möglich und Ausfälle von einzelnen Strings eines Bündels werden schwer zu erkennen.
  • Plausibilitätsprüfung der Modulverschaltung: Bei den meisten heute installierten Photovoltaikanlagen werden Stringwechselrichter eingesetzt. Dabei werden die Photovoltaik-Module je nach Anzahl und Verschattungssituation, zu einzelnen Strängen möglichst gleicher Modulleistung zusammengeschaltet. Trifft man eine geeignete Modul-Wahl bei der Verschaltung der Strings, erzielen diese Photovoltaikanlagen trotz Reihenschaltung und Verschattungen auch sehr gute Wirkungsgrade.

  • PV-Stringanzahl und PV-Stringlänge bestimmen: Sobald die Daten aus der Anlagendokumentation in die Monitoring-Software eingepflegt wurden, können Sie die Anzahl der an den Wechselrichtereingang parallel geschalteten PV-Strings und die Länge der PV-Strings (Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module) bestimmen.

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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!

Prüfung der Anlagenperformance

Alle Ihre PV-Komponenten sind miteinander verbunden, die Kommunikation funktioniert und auch die saubere Konfiguration in Ihrer Monitoring-Software ist gewährleistet. Fertig! Oder nicht? Mit den folgenden Schritten machen Sie noch einmal einen letzten Initialcheck. Wir legen Ihnen diesen Schritt nahe, bevor Sie in das operative Monitoring übergehen. Oft fallen auch in dieser Phase noch einige Besonderheiten oder Umstände auf. Diese können die Messungen beeinflussen, wenn man sie nicht vor Beginn des laufenden Monitorings erkennt und berücksichtigt oder bereinigt.

  • Prüfung auf anlagenspezifische Ertragseinbußen (z.B. Verschattung)
  • Prüfung auf Ertragseinbußen verursacht durch Umwelteinflüsse (z.B. Verschmutzung, Bewuchs usw.)


Haben Sie Fragen zur technischen Betriebsführung von Bestandsanlagen?

Bei der technischen Führung von Bestandsanlagen geht es also nicht nur um die Instandsetzung von dokumentierten Mängeln, sondern um Prozesssicherheit, Konformität und Minimierung von Betreiberrisiken. Benötigen Sie Unterstützung bei der Überwachung Ihrer Solaranlagen oder von ganzen PV-Parks helfen wir Ihnen über unser Operatives Monitoring gerne weiter. Kontaktieren Sie uns hierzu einfach!

Isolationsfehler in PV-Anlagen

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

Technischer Hintergrund

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.

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.

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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):

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

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Alternative Berechnungsmöglichkeit des Isolationswiderstands einer Modulfelds (Mindestwert):

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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.

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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 RisoModulfeld 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.

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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.
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

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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.

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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

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Wie geht’s voran mit Italiens Sonnenstrom?

Italien, ein wunderschönes sonnenreiches Land, wird für seine vielen Sonnentage mit entsprechend hervorragenden Einstrahlungsleistungen von vielen Nordeuropäern beneidet. Daher bietet sich Italien für die Erzeugung von Sonnenstrom optimal an.

Nicht zu beneiden sind jedoch derzeit PV-Anlagenbesitzer und Betreiber in Italien, die durch teils rückwirkend geltende, staatliche Verordnungen ihre Renditen dahinschmelzen sehen. Bereits Ende 2014 hatte Italiens Regierung zu deren Ungunsten die bisherigen Konditionen für die Förderung von Anlagen mit einer Leistung von mehr als 200 Kilowatt über das „Conto Energia“ im Nachhinein negativ verändert.

Doch das ist nicht alles, nun möchte man auch noch eine zusätzliche jährliche Abgabe pro kWh installierter PV-Leistung  aus Photovoltaik-Anlagen erheben, die eine Förderung aus dem Conto Energia bekommen. Dies soll zwar abgestuft nach Anlagengröße geschehen, aber auch diese Maßnahmen blockieren verständlicherweise die Motivation vieler Anlagenbetreiber oder solcher, die es noch werden wollten, weiter in die PV-Technologie zu investieren. Für Investoren wird es zunehmend unrentabel.

Für viele sind diese Maßnahmen der Italienischen Regierung unverständlich, hat doch auch Italien den Energy Charter Treaty (ECT) unterzeichnet. Das ECT ist als eine Verordnung zu verstehen, um den Investitionsschutz für  ausländische Investoren zu gewährleisten.

Der Zubau von Neuanlagen geht zurück – was ist die Ursache?

Schauen wir uns die letzten Zahlen aus der Solarwirtschaft Italiens an so wird hier bereits ein Trend erkennbar. Im ersten Halbjahr 2016 hat es in Italien einen Zubau von alternativen Energien von 314 MW gegeben. Der Anteil an neuen PV-Anlagen daraus waren 195 MW, Tendenz fallend. Betrachtet man nun noch den Anteil der regenerativen Energien im Jahr 2016 an der nationalen Stromversorgung, so sind das zwar immerhin 25,4%, aber auch hier ist festzustellen: im Jahr 2014 waren es noch 35%. Der Anteil ist also um 9,6% innerhalb von zwei Jahren gesunken!

Die Performance der Bestandsanlagen geht zurück- was ist die Ursache?

In der Gesamtschau liefert uns das für den Photovoltaik-Markt in Italien ein durchwachsenes Bild. Trotz Zubau sinkt demnach der Anteil des erzeugten Solarstroms,  „Die gebauten Anlagen liefern also immer weniger Leistung, was bedeutet dass viele dieser Bestandsanlagen  kaputt sind“. Dies lässt vermuten, dass viele Anlagenbesitzer und Betreiber einfach nicht wissen dass ihre Anlagen im Laufe der Zeit notleidend werden. Eine Ursache ist, es mangelt an professioneller Überwachung und regelmäßiger Wartung.

Auswirkungen auf die Kalkulation und den ROI

PV-Anlagen sind auf eine sehr lange Betriebszeit hin geplant und entsprechend  sind auch die Finanzierungen angelegt. Wir sprechen also über Anlagegüter mit langen Abschreibungszeiten. Der Return-on-Invest dieser Anlagen wird sich also nur dadurch sicherstellen lassen, wenn diese Erzeugungsanlagen kontinuierlich auch die prognostizierten Energieerträge bringen.

Wie stellt man das sicher?

Italien ist wie andere Industrieländer Europas ein hochtechnisiertes Land. Die Akteure in den hier agierenden Volkswirtschaften kennen  sich bestens mit Aufbau- und Ablaufprozessen in Unternehmen und technischen Anlagen aus. Man hat Kraftwerke der alten Technologien und komplexe Industrieanlagen in den vergangenen Jahrzehnten gebaut und stets dafür gesorgt dass der Return-on-Invest positiv ist.

Um dies zu gewährleisten hat man bei jedem Investment in ein Projekt auch ein darauf abgestimmtes Servicekonzept zur Seite gestellt. Intelligente Ingenieur-Dienstleistungen und Services sorgen in Italien und in ganz Europa bis heute dafür, dass der Wirtschaftsmotor nicht ins Stottern kommt und kein „Sand im Getriebe“ die laufende Wertschöpfung hemmt.

Bewährte Konzepte – warum nicht auch in der Photovoltaik?
oder
Gefährliche Reaktionen auf die staatliche Renditekürzung

Übertragen wir diese positive Lernkurve nun einmal auf die Technologien der regenerativen Energien, mit besonderem Augenmerk auf die Photovoltaik.

Eine Photovoltaikanlage – ob klein oder groß – ist über den gesamten Betriebszeitraum extremen Umweltbedingungen ausgesetzt. Es wäre also nahe liegend, den Betrieb dieser Anlagentechnik sowohl durch regelmäßige Inspektion als auch durch kontinuierliche Überwachung am Leben zu erhalten.

Was aber derzeit bezogen auf PV-Anlagen auch in Italien zu beobachten ist, lässt eher das Gegenteil vermuten.

Fehlt es den Betreibern an der nötigen Sensibilität oder versucht man den geschmälerten Ertrag, der durch den bereits eingangs erörterten staatlichen Eingriff verursacht wird, durch eine Kostensenkung im Betrieb zu kompensieren. Übertragen auf andere Lebensumstände würde dies bedeuten, man versucht den Betrieb eines Autos nach gestiegenen Kraftstoffpreisen dadurch wieder rentabler zu gestalten, indem man dem Motor kein Öl mehr gibt. Jeder vernünftige Mensch kann sich vorstellen, wo das endet.

Der Preisverfall macht EPCs das Leben schwer

Im Jahr 2015 wurden die Wartungsvertragspreise für PV-Systeme um ca. 20-25% reduziert. Im Jahr 2016 nochmals um ca. 16%. Viele Wartungsunternehmen klagen dass der Kunde nur Verständnis für den Preis einer Videoüberwachung hat. Der Rest sollte am besten gar nichts kosten.

Aber genau dieser Rest – und darunter fallen auch Monitoring und die Wartung – sind immer wichtiger für älter werdende PV-Anlagen. Man kann das sehr gut, mit der im Jahr 2016 eingespeisten Energie bei den typischen PV-Größenkategorien erkennen:

  • Obwohl der jährliche Zubau aus dem Segment der Kleinanlagen unter 20kWp stammt , nimmt die Energieeinspeisung aus diesem Segment seit 2014 nicht zu.
  • Bei PV-Anlagen von 21-200kWp ist zu beobachten dass die Einspeisung zunimmt.
  • Und bei den PV-Kraftwerken von 200-1000kWp kommt es wiederum zu einer Abnahme der Einspeisung.

Daraus kann man erkennen, dass Kleinanlagen nicht überwacht werden und bei Großanlagen durch die Beitragskürzung seitens der GSE die Bereitschaft, ein angemessenes Servicebudget einzuplanen, nachlässt. Bei einigen Anlagenbetreibern ist vielleicht das Geld für eine professionelle Überwachung schon gar nicht mehr vorhanden, was zwangsläufig zu nicht festgestellten technischen Problemen und damit einer weiteren Erosion der Erträge führen wird. Eigentlich müsste man ja gegensteuern, es herrscht aber eine gewisse Ratlosigkeit.

Wie kommt man aus dieser Situation wieder heraus!?

Versachlichung hilft hier vielleicht einen Schritt weiter. Wer oder was sind die tatsächlichen Kostentreiber oder Ertragsminderer beim Anlagenbetrieb eines PV-Systems? Hier der Versuch diese einmal aufzulisten und nach Höhe der verursachten Kosten zu sortieren, wobei an Position 1 jene Posten stehen, die hohen Ertragsverlust und hohe Kosten bedeuten (Finanzierungskosten sind dabei nicht berücksichtigt).

  1. Anlagen- und Betriebsstörungen 70-80%, langanhaltend – unentdeckt
  2. Staatliche Verordnungen, Steuern, Gebühren, Abgaben etc. 15%
  3. Services, präventive Wartung, Personalkosten im Service 10%
  4. Monitoring und technische Betriebsführung 1-5%

Die Zufriedenheit des Anlagenbesitzers und sein angepeilter Return-on-Invest wird demnach überwiegend durch Punkt 1 beeinflusst,  ganz sicher aber nicht durch Punkt 4.

Staatlicher Einflussnahme kann man nicht ausweichen, was ist also zu tun?

Der Schlüssel zum Erfolg ist demnach Punkt 4,  intelligentes Monitoring in Kombination mit professioneller, technischer Betriebsführung. Dadurch kann Anlagen- und Betriebsstörungen so weit wie möglich vorgebeugt werden. Ausfallzeiten werden minimiert, Betriebszeiten erheblich verlängert und hohe Personalkosten für Reparatur und Wartung auf das unbedingt Nötige verringert.

In Summe kommt wieder das unterm Strich heraus was der Anlagenbesitzer und Betreiber sich immer gewünscht hat: ein rentables Investment.

Jedes PV-Investment profitiert von professionellem Monitoring

Jedem Anlagenbesitzer und Anlagenbetreiber eines PV-Systems ist daher dringend zu raten das Gespräch mit erfahrenen Profis zu suchen. Nutzen Sie deren Expertise und vertrödeln Sie nicht weitere Zeit, denn ihre Anlage ist zu wertvoll.

Die Sonne von gestern scheint eben nicht wieder. Ungenutzter Solarertrag, der durch unentdeckte Anlagenstörungen verursacht wird, kann sich über den gesamten Betriebszeitraum hin dramatisch fortentwickeln. Das muss nicht sein, handeln Sie!

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Smart Monitor 3.0 – die moderne Überwachung von Energieanlagen

Mit dieser neu entwickelten Applikation bietet die smartblue AG vielen Besitzern von PV-Systemen oder Asset- und Fonds-Managern eine sehr übersichtliche Bedieneroberfläche.

Hat sich der Smart Monitor 3.0 Nutzer mit seinen Zugangsdaten eingeloggt sieht er sofort die wichtigsten Summen und Kennzahlen seines Portfolios,  schnell und übersichtlich, alles  auf einen Blick.

Neben dem Energieertrag seines gesamten Anlagenportfolios bisher und im laufenden Kalenderjahr erhält er Informationen über die weitere Energieprognose, den bisherigen Umweltbeitrag betreffend CO2-Vermeidung und den bisherigen wirtschaftlichen Ertrag des Anlagenportfolios in  Euro.

Wünscht er nun Detailinfos zu Einzelanlagen, so bietet ihm der SM 3.0 durch seine intuitive Bedienoberfläche auch hier Einblicke in die wichtigsten Kennzahlen und Trends.

Hat beispielsweise eine seiner PV-Anlagen ein sogenanntes „Serviceticket“ erzeugt, vom einfachen Hinweis über Warnmeldungen bis zu ertragsrelevanten Fehlermeldungen, wird ihn der SM3.0 sofort darüber in Kenntnis setzen.

Immer häufiger werden PV Systeme innerhalb des Anlagenportfolios mit Batterien betrieben. Der SM 3.0 zeigt dem Nutzer rasch die jeweilige Autarkie des betreffenden  Einzelsystems  in % an.

In der Regel vertraut der Anlagenbesitzer seine PV Systeme einem professionellen Serviceunternehmen zur Überwachung und  technischen Betriebsführung an. Er will dadurch  einen langfristig stabilen Anlagenbetrieb und den Return-of-Invest sicherstellen. Trotzdem wird er daran Interesse haben, welchen Servicestand und Serviceworkflow seine PV-Systeme  gerade haben. Auch hier gibt ihm der Smart Monitor 3.0 rasch Informationen und die Reaktionszeiten und Services seines Dienstleisters sind zu jeder Ereignismeldung nachvollziehbar.

Ein weiterer  Vorteil für Nutzer des  Smart Monitor 3.0 besteht darin, dass er für seinen Login quasi jedes seiner üblichen Endgeräte nutzen kann, ob er nun  iPad, iPhone oder andere Tablets und Smartphones mit Android-Betriebssystem nutzt, der SM 3.0 passt seine übersichtliche Anzeige jeder unterschiedlichen Displaygröße automatisch an.

Weitere Informationen zum Smart Monitor 3.0 erhalten Sie in der Produktbroschüre sowie der Liste mit kompatiblen Datenloggern. Oder Sie kontaktieren unseren Vertrieb und lassen sich den Smart Monitor gleich im Live-Einsatz vorstellen!

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PV Module reinigen – zahlt es sich aus?

Viele Photovoltaik-Anlagen in Deutschland werden starker Verschmutzung ausgesetzt. Die Einflüsse reichen von PV-Anlagen die direkt in der Nähe von Hauptverkehrsstraßen liegen über starke Luftverschmutzung bis hin zu Vogelkot. Verschmutzung der Kollektorflächen bewirkt in jedem Fall Ertragseinbußen und kann im schlimmsten Fall zur Beschädigung der Module führen, wenn Beläge nicht regelmäßig entfernt werden. Aus technischer Sicht macht die Reinigung von Solarmodulen in den meisten Fällen Sinn, aber rechnet es sich auch für den Anlagenbesitzer?

PV Module reinigen – zahlt es sich aus?

Es gibt zahlreiche Ursachen, die für Verschmutzungen verantwortlich sind und die Selbstreinigungsfunktion durch Niederschläge entfernt in den meisten Fällen nicht den gesamten Schmutz. Wie effektiv die Selbstreinigung funktioniert hängt außerdem in großem Maß von der Modulneigung ab. Je geringer der Neigungswinkel, desto geringer ist auch die Selbstreinigungskraft eines Moduls. Auch das Design der Kollektorflächen spielt eine wichtige Rolle. Bei rahmenlosen Modulen beispielsweise sammeln sich durch das nach unten fließende Wasser in den Ecken weniger Sedimente an als bei gerahmten Modulen. Werden Solarkollektoren einem oder mehreren der folgenden Einflüsse ausgesetzt sollte eine regelmäßige Reinigung in Betracht gezogen werden.

  • Organische Substanzen aus den Lüftungsanlagen von Viehställen
  • Abgase aus Schornsteinen
  • Abgase aus nahegelegenen Straßen und Industrieanlagen
  • Futtermittelstaub aus der Landwirtschaft
  • Vogelkot
  • Blätter und Blüten von Bäumen
  • Pflanzen wie Flechten, Algen und Moos

Wenn Sie sich entschließen die Modulflächen eines PV-Systems zu reinigen, sollten Sie auch die dadurch erzielbare Ertragssteigerung abschätzen. Im folgenden sehen Sie ein Beispiel wie sich bei einer unserer Bestandsanlagen eine Reinigung der Solarmodule auf die Ertragsperformance ausgewirkt hat.

Vergleichstest vor / nach Modulreinigung

Wir haben die Erträge einer 100 kWp Solaranlage vor und nach der Reinigung untersucht. Die Anlage ist auf dem Dach eines Viehhofes angebracht. Eine nahegelegene PV-Anlage ohne direkte Verschmutzungseinflüsse diente uns dabei als Referenzanlage. Beide Anlagen liefen während der Beobachtungsperiode ohne Fehler.

Anschauliche Ertragssteigerung nach der Reinigung im Mai
Anschauliche Ertragssteigerung nach der Reinigung im Mai

Das Diagramm zeigt den monatlichen Ertrag der beobachteten PV-Anlage (blue), der Referenzanlage ohne Verschmutzungseinflüsse (rot) und eine Ertragsprognose für die beobachtete PV-Anlage ohne Reinigung (grün).  Die Solaranlage wurde am 24. Mai gereinigt. Nach der Modulreinigung konnte ein signifikanter Anstieg der Erträge um mehr als 15% festgestellt werden. Schon zwei Monate nach der Reinigung fielen die Erträge der Anlage jedoch wieder unter die Werte der Referenzanlage und verschlechterten sich danach im Zeitverlauf kontinuierlich. Die grünen Balken zeigen eine Ertragsprognose, wenn überhaupt keine Reinigung stattgefunden hätte.

Die monatlichen Mehrerträge durch die Reinigung für die Monate Juni bis Dezember summieren sich auf 11.000 kWh. Im Fall einer Einspeisevergütung von 0,33 €/ kWh ergibt dies insgesamt Mehrerlöse von 3.630 €. Die Reinigungskosten für das 100 kWp-System beliefen sich auf 1.430 €. Nach Abzug der Kosten bleiben somit bis zum Jahresende 2.200 € Mehrertrag durch die Modul-Reinigung – für den Anlagenbetreiber sicherlich ein Grund zur Freude!

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