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So bestimmen Sie String-Anzahl und String-Länge von Photovoltaik-Anlagen!

Written by admin on 21. October 2022. Posted in Allgemein.

In Photovoltaikanlagen werden meistens mehrere Solarmodule zu sogenannten Strings zusammengeschaltet. Wer Bestandsanlagen in die technische Betriebsführung übernimmt, kennt das Problem von mangelhaften, unvollständigen oder fehlenden Anlagendokumentationen. Häufig gibt es keine detaillierten Informationen über die String-Anzahl und String-Länge. Um eine PV-Anlage technisch überwachen zu können, muss aber die Konfiguration der Anlage bekannt sein und im Monitoring-Portal hinterlegt werden. Ist die exakte Verschaltung der Photovoltaikmodule nicht bekannt, kann dies dazu führen, dass man Defekte wie z.B. Ausfälle von PV-Strings nicht bemerkt.

In diesem Beitrag zeigen wir Ihnen, wie Sie die Anzahl der an den Wechselrichtereingang parallel geschalteten PV-Strings und die Länge der PV-Strings bestimmen. Das können Sie machen, sobald die Daten aus der Anlagendokumentation in die Monitoring-Software eingepflegt wurden.

Verschaltung der PV-Module laut Anlagendokumentation

Die Anzahl der an den MPP-Trackern parallel geschalteten PV-Strings (String-Anzahl) kann über den DC-Strom am MPP-Tracker überprüft werden. Der Strom verhält sich proportional zur Einstrahlung und wird nur geringfügig von der Temperatur beeinflusst. Daher sollte an „Clear Sky“-Tagen etwa der Strom bei Maximalleistung I_MPP(gemessen unter Standard Test Conditions, STC) erreicht werden. Der Strom wird bei mehreren parallel geschalteten PV-Strings einfach addiert. Sprich die String-Anzahl lässt sich durch einfache Division ermitteln.

Wussten Sie:

IMPP ist der Strom des Moduls am Maximum Power Point (MPP). An diesem Punkt produziert das Modul die maximale Menge an elektrischer Leistung für die aktuelle Einstrahlung. Sie können den IMPP normalerweise dem Moduldatenblatt entnehmen.

Die Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module pro PV-String lässt sich mittels der DC-Spannung am MPP-Tracker überprüfen. Die Spannung ist im Gegensatz zum Strom stark temperaturabhängig und nur geringfügig von der Einstrahlung. In den Morgenstunden, wenn der Strom noch sehr gering ist, sollte die Spannung etwa der Leerlaufspannung (UOC) entsprechen und mittags bei hoher Einstrahlung etwa der MPP-Spannung (UMPP). Die Anzahl der Module anhand der Messwerte festzulegen, ist allerdings deutlich schwieriger als die Anzahl der parallelgeschalteten PV-Strings.

Um besser darstellen zu können, wie Sie die String-Anzahl und -Länge Ihrer Photovoltaikanlage bestimmen können, zeigen wir Ihnen den Prozess anhand eines Beispiels. Wir betrachten dazu einen Wechselrichter mit zwei MPP-Trackern. Hier ist eine Konfiguration in der Anlagendokumentation eingetragen, die wir im Folgenden prüfen wollen:

Modultyp: Polykristalline 260 W Module

Anzahl und Aufteilung laut Anlagendokumentation

MPP-Tracker A: 4 PV-Strings à 20 Module
MPP-Tracker B: 1 PV-String à 16 Module

Daraus resultierende Gesamtanzahl der Module: 96

Hierbei werden wir davon ausgehen, dass die Gesamtanzahl der Module stimmt – die Dokumentation ist in dieser Hinsicht nur sehr selten fehlerhaft.

So berechnen Sie die String-Anzahl der parallel geschalteten PV-Strings!

In der folgenden Abbildung sehen Sie die DC-Stromverläufe von MPP A und MPP B. Es ist sofort zu erkennen, dass der Strom an MPP A ungefähr doppelt so hoch ist wie der an MPP B. Der Strom bei Standard Test Conditions (STC)laut Moduldatenblatt ist IMPP = 8,40A .

Abbildung 1: DC-Strom von MPP-Tracker A (rot) und B (gelb)

Um die Anzahl der PV-Strings zu bestimmen, sollten Sie zudem noch die maximalen DC-Stromwerte der MPP-Tracker betrachten:

Abbildung 2: Maximale DC-Stromwerte der MPP-Tracker A (rot) und B (gelb)

Bei MPP B ist sofort zu erkennen, dass es sich um zwei parallel geschaltete PV-Strings handelt, da das Verhältnis zwischen Imax und IMPP fast genau eine ganze Zahl ist. Bei MPP A hingegen liegt das Ergebnis genau zwischen den Werten 3 und 4. Es ist allerdings von 4 Strings parallel auszugehen, da die gemessenen MPP-Stromwerte (5 min-Mittelwerte) bei 3 Strings deutlich über dem Strom bei Maximalleistung liegen würden. Derartige Abweichung in Richtung höherer Ströme sind fast ausgeschlossen, niedrigere Ströme können jedoch auftreten.

Das berechnete Ergebnis zeigt also, dass die in der Anlagendokumentation hinterlegte Anzahl an Strings von MPP B nicht richtig ist. Durch die Korrektur muss allerdings auch die Länge der PV-Strings (Anzahl der Module pro String) überprüft werden.

So berechnen Sie die Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module pro PV-String!

In der folgenden Abbildung sehen Sie den Spannungsverlauf und die Leistungskurven der beiden MPP-Tracker über den Tagesverlauf hinweg. Aus diesen Werten können Sie mit Hilfe der Leerlaufspannung und der Nenn-MPP-Spannung an den MPP-Trackern die Anzahl der Module für beide Strings berechnen

Abbildung 3: DC-Spannung und DC-Leistung von MPP A (rot, grün) und MPP B (gelb, braun)

Nennspannung bei STC: UMPP = 31,25 V

Leerlaufspannung: UOC = 39,35 V

Um sich an die String-Anzahl der in Reihe geschalteten Module möglichst genau anzunähern, empfiehlt es sich, den möglichen Korridor sowohl aus der Leerlaufspannung als auch aus der MPP-Spannung zu errechnen.

Nennspannung bei STC-Bedingungen: U_MPP = 31,25 V
Leerlaufspannung: U_OC = 39,35 V

Um sich an die Anzahl der in Reihe geschalteten Module möglichst genau anzunähern empfiehlt es sich den möglichen Korridor sowohl aus der Leerlaufspannung als auch aus der MPP-Spannung zu errechnen.

Berechnung der Modulanzahl an MPP A

Modulanzahl aus MPP-Spannung

Modulanzahl aus Leerlaufspannung

Hierbei ist UPmax die Spannung zum Zeitpunkt der maximalen Leistung im Tagesverlauf und UPmin die höchste Spannung, die morgens nach dem Einschalten auftritt. Wie oben erwähnt sollte UPmax etwa UMPP multipliziert mit der Stringlänge entsprechen und UPmin etwa UOC multipliziert mit der Stringlänge. Wir können also bei MPP A davon ausgehen, dass 16, 17 oder 18 Module angeschlossen sind.

Berechnung der Modulanzahl an MPP B

Modulanzahl aus MPP-Spannung

Modulanzahl aus Leerlaufspannung

Bei MPP B können wir hingegen darauf schließen, dass 13, 14 oder 15 Module angeschlossen sind.

Wir konnten mittels der vorhandenen Spannungskurven die Anzahl der vorhandenen Module je String abschätzen. Anhand der Ergebnisse ist es uns aber noch nicht möglich, die exakte String-Länge zu bestimmen. Da wir die Gesamtanzahl der PV-Module mittlerweile jedoch wissen, können wir dieses Problem umgehen. Sollte diese nicht bekannt sein oder Zweifel an der Anzahl bestehen, müssen vor Ort Fotos von den Modulfeldern erstellt und die einzelnen Module ausgezählt werden.

An MPP B sind zwei Strings parallelgeschaltet. Es sind also folgende drei Verschaltungen möglich:

Variante 1: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 13 Module = 26 Module

Für MPP-Tracker A bleiben dann bei insgesamt aus der Anlagendokumentation angegebenen 96 Modulen noch 70 Module übrig. Da 70 aber nicht durch 4 teilbar ist und die PV-Strings an einem MPP-Tracker immer die gleiche Länge haben müssen, kommt diese Variante nicht in Frage.

Variante 2: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 14 Module = 28 Module

Für MPP-Tracker A bleiben dann bei 96 Modulen gesamt noch 68 Module übrig. Dies entspricht dann einer Verschaltung von 4 PV-Strings mit jeweils 17 Modulen.

Variante 3: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 15 Module = 30 Module

Für MPP-Tracker A bleiben dann bei 96 Modulen insgesamt noch 66 Module übrig. Da 66 aber nicht durch 4 teilbar ist und die PV-Strings an einem MPP-Tracker immer die gleiche Länge haben müssen, kommt diese Variante ebenfalls nicht in Frage.

Die einzige Variante, die technisch sinnvoll ist, ist somit Variante 2!

Testen Sie die errechneten Werte für String-Anzahl und -Länge im Monitoring

Nachdem die Änderungen in der Monitoring-Software eingepflegt sind, sollten Sie jetzt noch einmal die spezifische DC-Leistung der MPP-Tracker überprüfen.

Abbildung 4: Spezifische DC-Leistung von MPP A (rot) und MPP B (gelb) nach Variante 2

Beide MPP-Tracker erreichen jetzt keine spezifischen Werte mehr größer Eins. Solche Werte größer Eins, also deutlich bessere als die STC, treten in unseren Regionen sehr selten auf und deuten meist auf eine falsche Konfiguration im Monitoring hin.

Die spezifische Leistung der beiden MPP-Tracker läuft aber immer noch nicht parallel. Wäre dies der Fall, kann man davon ausgehen, dass Ausrichtung und Neigung der beiden angeschlossenen Felder identisch sind. Die aktuellen Verläufe deuten aber darauf hin, dass sich die Ausrichtung und Neigung der Modulfelder von MPP A und MPP B unterscheiden. Dies zeigt, dass auch die Ausrichtung und Neigung der Module noch überprüft werden sollte.

Technische Betriebsführung von Bestandsanlagen

Written by admin on 22. September 2022. Posted in Wartung.

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

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.

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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.

Prüfung von Ausrichtung und Neigung der PV-Module: Ausrichtung (Azimut) und Neigung der PV-Module haben 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.

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!

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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!

Plausibilitätsprüfung der Modulverschaltung

Written by admin on 15. September 2022. Posted in Allgemein.

Die beiden zentralen Komponenten einer Photovoltaikanlage sind die Solarmodule und der Wechselrichter. Der Wechselrichter sorgt dabei dafür, dass die von den Photovoltaik-Modulen gelieferte Gleichspannung in die netzübliche Wechselspannung gewandelt wird. Dabei gibt es unterschiedliche Konzepte, wie man die Solarmodule mit dem Wechselrichter verschalten kann. Die verschiedenen Schaltkonzepte wirken sich unmittelbar auf den Ertrag aus. Bei der Planung einer PV-Anlage wird es daher auf jeden Fall zu der Frage kommen nach der perfekten 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.

Häufige Probleme bei der Modulverschaltung

Leider bildet die Theorie nicht immer auch die Praxis ab: Beim Bau von neuen PV-Anlagen wird oft nicht die geplante Modulverschaltung umgesetzt. Das kann verschiedene Gründe haben, entweder sollen Kosten gespart werden, die Arbeiten vor Ort vereinfacht werden oder andere Umstände führen zu einer Änderung. Diese Anpassungen 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. Ein korrektes Ertrags-Benchmarking der Strings ist ebenfalls erschwert, da die Anzahl der Module nicht korrekt bekannt ist.

In der Anlagendokumentation wird manchmal lediglich die Wechselrichternummer angegeben und keine Seriennummer oder Bus-ID (Fehlender Kommunikationsplan). Passt man bei der Einrichtung des Datenloggers die Namen der Wechselrichter nicht an die der Dokumentation an, ist es für den Betriebsführer nur mit viel Aufwand und in einigen Fällen sogar gar nicht möglich, die Anlagenkonfiguration im Monitoring-Portal zu hinterlegen.

So prüfen Sie die Verschaltung der PV-Module

Folgend wird beschrieben, wie man die Verschaltung der PV-Module an einem Wechselrichter am Monitor überprüfen kann, sobald die Daten aus der Anlagen-Dokumentation in die Monitoring-Software eingepflegt wurden. Beispielhaft zeigen wir Ihnen diese Plausibilitätsprüfung bei einem Wechselrichter mit zwei MPP-Trackern.

Wussten Sie:

Der Maximum Power Point (MPP) eines PV-Moduls beziehungsweise eines Strings ist der Punkt der Strom-Spannungs-Kennlinie, an dem das PV-Modul die höchste Leistung erbringt. Dieser ist von der Sonneneinstrahlung, der Temperatur und individuellen Moduleigenschaften abhängig und sich ändert sich somit ständig. Moderne Wechselrichter haben mehrere MPP Tracker und können so für mehrere Strings unabhängig den jeweils optimalen Betriebspunkt erreichen. So können Strings mit unterschiedlichen Ausrichtungen oder Moduleigenschaften in einem Wechselrichter kombiniert werden.

Verschaltung der PV-Module laut Anlagendokumentation

Modultyp: Polykristalline 260 W Module

MPP-Tracker A: 4 PV-Strings mit je 20 Modulen
MPP-Tracker B: 1 PV-Strings mit je 16 Modulen

Daraus resultierende Gesamtanzahl der Module: 96

Durchführung der Plausibilitätsprüfung

Mittels der spezifischen DC-Leistung der MPP-Tracker kann man nun an sonnigen Tagen überprüfen, ob die hinterlegten Leistungen realistisch sind. In der Regel sollte kein Wert über 1 kW/kWp liegen. In Abbildung 1 fällt sofort auf, dass die spezifische DC-Leistung von MPP B deutlich über 1 kW/kWp liegt und die spezifische DC-Leistung von MPP A gerade mal einen Maximalwert von 0,33 kW/kWp erreicht. Dies ist ein Anzeichen dafür, dass an MPP B deutlich mehr und an MPP A dementsprechend weniger Module angeschlossen sind als dokumentiert ist.

Tritt dieses Fehlerbild auf, kann man anhand der DC-Strom- und DC-Spannungswerte die Konfiguration prüfen. Dies wird in dem Artikel „Prüfung der Anlagenkonfiguration am Monitor: PV-Stringanzahl und PV-Stringlänge“ detailliert beschrieben.

Plausibilitätsprüfung: Spezifische DC-Leistung von MPP A (rot) und B (gelb)

Abbildung 1: Spezifische DC-Leistung von MPP A (rot) und B (gelb)

Plausibilitätsprüfung der Modulverschaltung

Nach der Aufschaltung und Konfiguration einer PV-Anlage in einer Monitoring-Software sollte anhand der Messwerte eine Plausibilitätsprüfung durchgeführt werden. Wie Sie die Verschaltung der PV-Module an einem Wechselrichter am Monitor überprüfen können, zeigen wir Ihnen in diesem Beitrag:

Mehr zur Plausibilitätsprüfung erfahren…

Das Problem fehlender oder fehlerhafter String-Pläne

Written by admin on 7. September 2022. Posted in Wartung.

Wer Bestandsanlagen in die technische Betriebsführung übernimmt, kennt das Problem von mangelhaften, unvollständigen oder sogar nichtexistierenden Anlagendokumentationen. Um eine PV-Anlage technisch überwachen zu können, muss aber die Konfiguration der Anlage bekannt sein und im Monitoring-Portal hinterlegt werden. Ist die exakte Verschaltung der Photovoltaikmodule nicht bekannt, kann dies dazu führen, dass man Defekte wie z.B. Ausfälle von PV-Strings nicht bemerkt. Auch ein Vergleich der spezifischen Werte der Geräte ist dann nicht möglich, dies kann zu unzähligen unnötigen Fehlermeldungen führen. Bevor man eine PV-Anlage überwachen kann, muss man also die Anlagenkonfiguration sorgfältig überprüfen. Der Aufwand, die Verschaltung der PV-Module am Monitor zu überprüfen, kann sehr groß sein. Verglichen mit den Folgen eines unbemerkten Defekts ist er jedoch gering. Und allein die unzähligen Falschmeldungen, die durch falsch hinterlegte Verschaltungen verursachen werden, zu bearbeiten, ist auf Dauer deutlich aufwendiger. In diesem Beitrag befassen wir uns daher mit dem Problem fehlender oder fehlerhafter String-Pläne.

Was sind Strings in einer Photovoltaikanlage?

Die Module einer Photovoltaik-Anlage werden je nach Größe der Anlage und Einstrahlungsverlauf unterschiedlich mit den Wechselrichtern verschaltet. Moderne Module schaltet man üblicherweise in Reihe, also Pluspol eines Moduls an den Minuspol des anderen. Dadurch addieren sich die Spannungen der einzelnen Module, aber der Strom ist im gesamten String gleich und entspricht dem Strom eines Models. Im Vergleich zur in der Anfangszeit der Photovoltaik verbreiteten Parallelschaltung ist die Reihenschaltung günstiger zu bauen und führt zu geringeren Verlusten in den Leitungen, da höhere Spannungen anliegen aber geringere Ströme fließen.

Der Begriff String (englisch für: Strang) ist in der Photovoltaik ein gängiger Ausdruck für miteinander in Reihe verschaltete Module. Ein String kann entweder einzeln an einen Wechselrichter-Eingang angeschlossen werden oder mit anderen gleich langen Strings durch Parallelschaltung kombiniert werden. Dazu werden die Pluspole der jeweils ersten Module der Strings verbunden und die Minuspole der jeweils letzten. Dadurch summieren sich die Ströme der verbundenen Strings bei gleichbleibender Spannung.

Ein wichtiger Nachteil der Verschaltung von Strings zu String-Bündeln ist, dass ein Ausfall eines einzelnen Strings des Bündels nicht mehr direkt erkannt werden kann (außer wenn ein separates Strom- Messgerät je String verbaut wird). Stattdessen muss ein Ertragsvergleich zu einem identisch ausgerichteten String-Bündel oder einer Ertragsreferenz erfolgen. Wenn hier plötzlich signifikante Abweichungen auftreten, kann dies daran liegen, dass ein String des Bündels ausgefallen ist.

Wussten Sie:

Die Verschaltung mehrerer gleicher Module, die im Betrieb ähnlicher Einstrahlung ausgesetzt sind, ermöglicht eine einfache Anlagenstruktur und kann die Baukosten und Leitungsverluste senken. Allerdings wirken sich Beeinträchtigungen eines Moduls im String auch auf alle anderen Module aus, so dass bei Verschattungen einzelner Module der Ertrag des gesamten Strings reduziert wird

Häufige Probleme in den Anlagendokumentationen

Bei dem Bau der Anlagen wird oft nicht die geplante Verschaltung der PV-Strings/Module umgesetzt, sei es z.B., weil dies die Arbeiten vor Ort deutlich vereinfacht. 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. Ein korrektes Ertrags-Benchmarking der Strings ist ebenfalls erschwert, da die Anzahl der Module nicht korrekt bekannt ist.

Plausibilitätsprüfung der Modulverschaltung

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Sind Ihre String-Pläne fehlerhaft?

Sind Ihre String-Pläne fehlerhaft oder haben Sie Fragen zum richtigen Umgang? Lassen Sie sich dazu von unseren Experten 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