PID-bedingte Leistungsverluste im Solarpark – schwarzes oder weißes Schaf?

Die betroffenen Module wurden im Jahr 2011 ausgeliefert und in verschiedenen Projekten verbaut. Ende des Jahres 2014 bemerkten dann Mitarbeiter des verantwortlichen Betriebsführers in der Leitwarte einen „uncharakteristischen Leistungsabfall“ in einigen Wechselrichterstationen. „Das wirkt wie PID“, so die erste Vermutung der Mitarbeiter. Nach stichprobenartigen Messungen und einigen Elektrolumineszens-Aufnahmen bestätigte sich der Verdacht dann auch.

Das ist der dritte Teil unserer Serie „Her mit den schwarzen Schafen“, in der wir dazu aufrufen, uns Erfahrungen mit Modulherstellern zu schildern. Wir behandeln die Einreichungen vertraulich und wollen dazu beitragen, konstruktive Lösungen zu finden. Ausführlich werden die Fälle auf unserem Roundtable am 26.11. diskutiert. Sie können sogar ein iPhone gewinnen. Mehr Informationen und die anderen Folgen der Serie zu Steckerproblemen und Hotspots finden Sie hier.

Es zeigte sich, dass der PID-Effekt nur bei bestimmten Modulchargen eines bestimmten Herstellers auftrat. Der Betriebsführer, der sich bei uns gemeldet hat, kontrolliert Module dieses Herstellers mit einer Gesamtleistung von rund 200 Megawatt. Nachdem der Hersteller über die Leistungsminderung informiert wurde, nahm dieser zeitnah eigene Messungen vor. Die Messergebnisse wurden dann auch offen und transparent kommuniziert, erklärt der Betriebsführer. Ein entsprechender PID-Effekt konnte demnach bei etwas mehr als 20 Prozent der überwachten Wechselrichterstationen festgestellt werden. Davon waren insgesamt drei Solarpark-Betreiber betroffen.

Gemeinsam eine Lösung finden – wenn da nicht der Wechselrichterhersteller wäre

In diesem Fall hatten die Betreiber Glück und einen Hersteller, der ihr Anliegen ernst nahm. Nach Angaben des Betriebsführers hat sich der Hersteller umgehend dazu bereit erklärt, gemeinsam mit Betreiber und Betriebsführer Gegenmaßnahmen einzuleiten. Doch wie konnten diese aussehen?

Die Komplikationen machte in diesem Fall nicht der Modulhersteller, sondern der Wechselrichterhersteller. Zunächst haben die Beteiligten nämlich darüber nachgedacht, sogenannte Anti-PID-Boxen in die DC-Stromkreise der betroffenen Stränge zu integrieren. Solche Geräte legen während der Nacht eine umgekehrte Spannung an die Photovoltaik-Module eines Strangs. Dadurch kann eine fortschreitende Leistungsminderung verhindert werden. Es ist damit theoretisch auch möglich, dass der PID-Effekt teilweise oder vollständig rückgängig gemacht wird, die Module also praktisch wieder heilen. Das Problem mit dieser Lösung bestand allerdings darin, dass der Wechselrichterhersteller nicht einverstanden war. Er hatte keine entsprechende Lösung aus eigener Herstellung im Angebot. Für Fehler, die durch Anti-PID-Boxen eines anderen Herstellers entstehen, wollte er keine Garantie übernehmen.

Die Vertragspartner einigten sich daher auf eine andere Lösung: Modulstränge, die an den betroffenen Wechselrichterstationen angeschlossen waren, wurden geerdet. Auch durch eine Erdung kann eine Verschlimmerung des PID-Effekts verhindert werden. Der Betriebsführer berichtet zudem, dass nach drei Monaten bereits Heilungsprozesse messbar seien, die die bisherige PID-bedingte Degradation teilweise rückgängig machen.

Erdung und Arbeitssicherheit

Die Erdung der Stränge war aufgrund der galvanischen Trennung von DC- und AC-Stromkreis im Wechselrichter zwar technisch möglich, brachte aber eine andere Herausforderung mit sich. Durch die Erdung können Isolationsfehler wie beispielsweise ein ungewünschter Erd-Kurzschluss nicht ohne weiteres identifiziert und repariert werden. Bei sehr hohen Strömen schaltet sich der Wechselrichter zwar ab, der Kurzschluss wird aber nicht geschlossen, weil der DC-Generator weiterhin in den Kurzschluss einspeisen kann. Ohne Erdung handelt es sich um ein isoliertes und überwachtes DC-Netz mit Zwei-Fehler-Sicherheit, erklärt der Betriebsführer. Mit der Erdung bestehe nur noch eine Ein-Fehler-Sicherheit.

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Mindestens 160 Megawatt von potenzialinduzierter Degradation betroffen. Das zeigt die pv magazine Umfrage von Januar 2015.

Um dieser potentiellen Gefahr zu begegnen, entschieden sich Betreiber und Betriebsführer für die Installation einer Sicherheitsschaltung. Diese sorgt dafür, dass der Park automatisch in den nicht-geerdeten und überwachten Zustand übergeht, sobald jemand die Einbruchmeldeanlage des Parks unscharf schaltet und die Anlage betritt. Die Sicherheitsschaltung ist zudem in das Monitoringsystem der Anlage eingebunden.

Im Gegensatz zur Erdung selbst wurden die Kosten für die Sicherheitsschaltung nicht vom Modulhersteller übernommen. Diese Kosten mussten dann die Eigner der Parks tragen. „Das war im Prinzip der einzig unschöne Punkt in der Diskussion mit dem Hersteller“, sagt ein Sprecher des Betriebsführers. Ansonsten waren sowohl der Eigner des Parks als auch der Betriebsführer mit der Abwicklung des Problems von Seiten des Herstellers sehr zufrieden.

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