Im betrachteten Fall handelt es sich um eine Freiflächen-Photovoltaikanlage mit einer STC-Nennleistung von rund einem Megawatt, die mit CIGS-Solarmodulen auf einem Hügel errichtet wurde. Die Hügellage führt dazu, dass die Anlagenteile nicht 100 Prozent synchron laufen können, sondern durch eine anteilige Ost- beziehungsweise Westausrichtung der Solarmodule im Tagesverlauf einen zeitlichen Versatz aufweisen. Ein Teil der Solarmodule der Photovoltaikanlage war an potenzialinduzierter Degradation (PID) „erkrankt“. Weitere Untersuchungen zeigten, dass die PID-geschädigten CIGS-Module nicht „heilbar“ waren und daher ausgetauscht werden mussten.
In einem vorhergehenden Artikel zum Anlagenmonitoring (siehe pv magazine 02/2015, S. 100 – 102) hatte ich erläutert, dass sich Fehler besonders gut anhand der Monitoringdaten durchgängig sonniger Tage erkennen lassen. Auch in diesem Artikel greife ich überwiegend auf die Daten von sonnigen Tagen zurück. Dabei betrachte ich nicht nur die Tagesverläufe der von den Stromsensoren aufgezeichneten Stromwerte, sondern vergleiche auch deren Tageshöchstwerte miteinander.
Bei dieser Selbstreferenz gehe ich davon aus, dass sich gleich aufgebaute Anlagenteile an einem Standort grundsätzlich auch gleich verhalten sollten. Dadurch eliminiere ich den geländebedingten tageszeitlichen Versatz der Kurvenverläufe, denn für diese Art der Auswertung ist es unerheblich, wann an einem sonnigen Tag der Tageshöchstwert eines Anlagenteils erreicht wird: Teilgeneratoren mit südöstlicher Ausrichtung erreichen ihren Höchstwert schon um 12 Uhr, Teilgeneratoren mit südwestlicher Ausrichtung erst gegen 14 Uhr.
In der hier untersuchten Photovoltaikanlage überwachen die Stromsensoren jeweils drei Generator-Anschlusskästen (GAKs) mit insgesamt 18 Strings. Das Fehlen eines GAKs macht sich somit durch eine Abweichung von etwa 33,3 Prozent, das Fehlen eines Strings mit etwa 5,5 Prozent bemerkbar.
Fehler 1: „Vergessene“ Generatoranschlusskästen
Nach dem Abschluss der PID-bedingten Austauscharbeiten hatte der Installateur angegeben, dass alle Bereiche „provisorisch wieder in Betrieb genommen“ seien, und war zu seiner nächsten Baustelle gefahren. Bei einer Betrachtung der Monitoringdaten zeigte sich ein deutliches Fehlerbild (siehe Abbildung 1): Die Monitoringdaten vom 30. Juni 2015 zeigen, dass der letzte Anlagenteil [1] gegen 10 Uhr zugeschaltet wurde. Dies wies also nicht auf einen Fehler hin. Allerdings gab es auch einen Anlagenteil, der deutlich schlechter lief [2] und zwei weitere Anlagenteile [3], die gar nicht in Betrieb waren. Die dazugehörigen Zahlenwerte lieferten das gleiche Ergebnis, und es war zu vermuten, dass vergessen wurde, diese GAKs anzuschließen.
Die Überprüfung vor Ort ergab bereits durch eine einfache Sichtkontrolle, dass in der Unterverteilung UV12 die GAKs 12.06 bis 12.12 nicht wieder angeschlossen worden waren. Dies wurde unverzüglich nachgeholt und somit der Fehler behoben.
Fehler 2: „Vergessene“ Strings
Die weitere Auswertung der Daten zeigte, dass sich die Kurvenverläufe nicht nur durch den tageszeitlichen Versatz unterschieden, sondern auch eine unterschiedliche Höhe aufwiesen, wie Abbildung 2 zeigt. Die Monitoringdaten vom 2. Juli 2015 zeigten, dass bei drei Stromsensoren ([4], [5] und [6]) signifikant niedrigere Tageshöchstwerte als bei den restlichen Stromsensoren zu verzeichnen waren. Die dazugehörigen Zahlenwerte lieferten das gleiche Ergebnis, und es war zu vermuten, dass vergessen wurde, einzelne Strings wieder anzuschließen.
Die Überprüfung vor Ort ergab durch die Strommessung der einzelnen Strings, dass in den Strings 2.7.4, 2.8.6., 2.11.4 und Wenn die Modulreihen nicht gleich ausgerichtet sind, verlaufen die Messkurven aus der Anlagenüberwachung nicht ganz synchron.16.7.5 kein Strom fließt. Durch Sichtkontrolle habe ich dann festgestellt, dass bei String 2.11.4 ein Steckverbinder nicht gesteckt und bei String 16.7.5 ein elektrischer Kontakt im GAK nicht ganz geschlossen war. Beides wurde unverzüglich nachgeholt und somit der Fehler behoben.
Bei den beiden anderen Strings war die Suche nach der Fehlerursache etwas aufwendiger, da die ebenfalls durchgeführte Sichtkontrolle nicht weiterhalf: Module, Anschlussdosen, Leitungen und Steckverbinder waren optisch einwandfrei. Durch eine Kennlinienmessung für jedes einzelne Solarmodul der beiden Strings habe ich in beiden Strings jeweils ein „totes“ Modul identifiziert. Nach dem Tausch der beiden defekten Solarmodule war der Fehler behoben.
Fehler 3: 160-Ampere-Sicherung löst aus
Im weiteren Verlauf war zu beobachten, dass einzelne Anlagenteile schlagartig außer Betrieb gingen, wie Abbildung 3 zeigt: Die Monitoringdaten vom 2. August 2015 zeigten: Die Unterverteilungen UV01 [7] und UV02 [8] sind gleichzeitig gegen etwa 14 Uhr komplett ausgefallen (UV10 [9] zeigt die Vergleichswerte für diesen vormittags sonnigen und nachmittags bewölkten Tag).
Die Überprüfung vor Ort ergab zunächst keinen Fehler in den GAKs und in den Unterverteilungen. Bei der Ausdehnung der Fehlersuche auf die Wechselrichterstation habe ich festgestellt, dass dort die 160-Ampere-Sicherung, mit der die Unterverteilung UV01 und UV02 gemeinsam abgesichert sind, ausgelöst hatte. Nach dem Tausch der defekten Sicherung war der Fehler behoben.
Schnell reagieren und Verluste minimieren
Die sofortige Kontrolle der Monitoringdaten nach der Instandsetzung und Wiederinbetriebnahme der Photovoltaikanlage hat einige Fehler aufgedeckt, die erhebliche Ertragseinbußen bedeutet hätten, wenn sie über längere Zeit unerkannt geblieben wären. An einem sonnigen Sommertag verursacht der Ausfall eines Strings (rund 900 Wattpeak) einen Vergütungsverlust von rund 2,10 Euro pro Tag. Bei einem GAK mit sechs Strings summiert sich das bereits auf etwa 12,50 Euro pro Tag. Die fortlaufende Kontrolle der Monitoringdaten hat darüber hinaus den gleichzeitigen Ausfall von zwei Unterverteilungen offenbart. Für jeden sonnigen Sommertag sind hier bereits je Unterverteilung (rund 65 Kilowattpeak) Ertragsverluste von etwa 150,00 Euro pro Tag zu verzeichnen. Es ist daher gut, wenn die Photovoltaikanlage über ein Anlagenmonitoring verfügt, anhand dessen man die fehlerbedingten Ertragsminderungen nicht erst bei der Abrechnung mit dem Netzbetreiber merkt, sondern bereits vorher eingreifen und den Fehler abstellen kann. (Christian Dürschner)
Der Autor
Dipl.-Ing. Christian Dürschner, Ing.-Büro Dürschner, Erlangen, arbeitet seit mehreren Jahren als Sachverständiger für Photovoltaikanlagen und schreibt hin und wieder Fachtexte zur Photovoltaik. Sein Fachbuch „Photovoltaik für Profis“ wird demnächst in einer dritten, vollständig überarbeiteten Auflage erscheinen.
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