Photovoltaikanlagen bestehen normalerweise aus mehreren Solarmodulen, die zu sogenannten Strings zusammengeschaltet werden. Bei der Übernahme von Bestandsanlagen in die technische Betriebsführung fehlt oft eine detaillierte Anlagendokumentation. Insbesondere Informationen zur String-Anzahl und zur String-Länge sind häufig nicht vorhanden. Um eine PV-Anlage technisch überwachen zu können, ist es jedoch wichtig, die Konfiguration der Anlage zu kennen und im Monitoring-Portal zu hinterlegen. Wenn die genaue Verdrahtung der Photovoltaikmodule nicht bekannt ist, können Defekte wie Ausfälle von PV-Strings unbemerkt bleiben.
In diesem Beitrag zeigen wir Ihnen, wie Sie die Anzahl der parallel geschalteten PV-Strings am Wechselrichtereingang und die Länge der PV-Strings bestimmen können. Dies ist möglich, sobald die Daten aus der Anlagendokumentation in die Monitoring-Software eingepflegt wurden.
Verschaltung der PV-Module laut Anlagendokumentation
Die Anzahl der parallel geschalteten PV-Strings (String-Anzahl) am MPP-Tracker kann durch den DC-Strom überprüft werden. Der Strom verhält sich proportional zur Einstrahlung und wird nur geringfügig von der Temperatur beeinflusst. An “Clear Sky”-Tagen sollte der Strom etwa dem Maximalstrom IMPP bei Standard Test Conditions (STC) entsprechen. Der Strom wird einfach addiert, wenn mehrere PV-Strings parallel geschaltet sind. Die String-Anzahl kann also durch einfache Division ermittelt werden.
Die Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module pro PV-String kann anhand der DC-Spannung am MPP-Tracker überprüft werden. Im Gegensatz zum Strom ist die Spannung stark von der Temperatur abhängig und nur geringfügig von der Einstrahlung. Morgens, wenn der Strom noch gering ist, sollte die Spannung etwa der Leerlaufspannung (UOC) entsprechen, mittags bei hoher Einstrahlung etwa der MPP-Spannung (UMPP). Die Anzahl der Module basierend auf den Messwerten festzulegen, ist allerdings schwieriger als die Anzahl der parallel geschalteten PV-Strings.
Um Ihnen zu veranschaulichen, wie Sie die String-Anzahl und -Länge Ihrer Photovoltaikanlage bestimmen können, erklären wir den Prozess anhand eines Beispiels. In diesem Beispiel betrachten wir einen Wechselrichter mit zwei MPP-Trackern. Die in der Anlagendokumentation eingetragene Konfiguration wollen wir überprüfen. Hierbei gehen wir davon aus, dass die Gesamtanzahl der Module korrekt ist, da Fehler in diesem Bereich selten auftreten.
So berechnen Sie die String-Anzahl der parallel geschalteten PV-Strings!
In der folgenden Abbildung sind die DC-Stromverläufe von MPP A und MPP B zu sehen. Es ist sofort ersichtlich, dass der Strom an MPP A ungefähr doppelt so hoch ist wie der an MPP B. Der Strom bei Standard Test Conditions (STC) gemäß Moduldatenblatt beträgt IMPP = 8,40A.
Um die Anzahl der PV-Strings zu bestimmen, sollten Sie auch die maximalen DC-Stromwerte der MPP-Tracker berücksichtigen:
Bei MPP B ist deutlich erkennbar, dass es sich um zwei parallel geschaltete PV-Strings handelt, da das Verhältnis zwischen Imax und IMPP fast eine ganze Zahl ergibt. Bei MPP A hingegen liegt das Ergebnis genau zwischen den Werten 3 und 4. Aufgrund des gemessenen MPP-Stroms (5-Minuten-Mittelwerte) ist jedoch von 4 parallel geschalteten PV-Strings auszugehen. Abweichungen in Richtung höherer Ströme sind fast ausgeschlossen, während niedrigere Ströme auftreten können.
Das berechnete Ergebnis zeigt, dass die in der Anlagendokumentation angegebene Anzahl der Strings von MPP B nicht korrekt ist. Durch diese Korrektur muss 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 sind der Spannungsverlauf und die Leistungskurven der beiden MPP-Tracker über den Tagesverlauf hinweg dargestellt. Anhand dieser Werte können Sie die Anzahl der Module für beide Strings mithilfe der Leerlaufspannung und der Nenn-MPP-Spannung an den MPP-Trackern berechnen.
Um die Anzahl der in Reihe geschalteten Module möglichst genau zu ermitteln, empfiehlt es sich, den möglichen Korridor sowohl aus der Leerlaufspannung als auch aus der MPP-Spannung zu errechnen.
Die Nennspannung bei STC-Bedingungen ist UMPP = 31,25 V, die Leerlaufspannung beträgt UOC = 39,35 V.
Anhand der Spannungskurven können wir für MPP A davon ausgehen, dass 16, 17 oder 18 Module angeschlossen sind.
Für MPP B können wir hingegen davon ausgehen, dass 13, 14 oder 15 Module angeschlossen sind.
Wir haben anhand der Spannungskurven eine Schätzung für die Anzahl der Module pro String vorgenommen. Mit den Ergebnissen ist es jedoch noch nicht möglich, die genaue String-Länge zu bestimmen. Da wir jedoch nun die Gesamtanzahl der PV-Module kennen, können wir dieses Problem umgehen. Falls die Gesamtanzahl nicht bekannt ist oder Zweifel an der Anzahl bestehen, sollten vor Ort Fotos von den Modulfeldern gemacht und die einzelnen Module gezählt werden.
An MPP B sind zwei Strings parallelgeschaltet. Es gibt also drei mögliche Verschaltungen:
- Variante 1: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 13 Module = 26 Module
- Variante 2: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 14 Module = 28 Module
- Variante 3: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 15 Module = 30 Module
Für MPP-Tracker A bleiben entsprechend der Angabe in der Anlagendokumentation noch 70 Module übrig. Da 70 nicht durch 4 teilbar ist und die PV-Strings an einem MPP-Tracker immer die gleiche Länge haben müssen, kommt nur Variante 2 in Frage.
Testen Sie die errechneten Werte für String-Anzahl und -Länge im Monitoring
Nachdem die Änderungen in der Monitoring-Software vorgenommen wurden, sollten Sie die spezifische DC-Leistung der MPP-Tracker erneut überprüfen.
Keiner der MPP-Tracker erreicht nun spezifische Werte größer als Eins. Solche Werte, die deutlich besser sind als STC, treten in unseren Regionen selten auf und deuten meist auf eine fehlerhafte Konfiguration im Monitoring hin.
Die spezifische Leistung der beiden MPP-Tracker läuft jedoch immer noch nicht parallel. Wenn dies der Fall wäre, könnte davon ausgegangen werden, dass Ausrichtung und Neigung der beiden Modulfelder identisch sind. Die aktuellen Verläufe deuten jedoch darauf hin, dass sich Ausrichtung und Neigung der Modulfelder von MPP A und MPP B unterscheiden. Daher sollte auch die Ausrichtung und Neigung der Module überprüft werden.
