Fehlersuche in PV-Anlagen

Mit dem zunehmenden Bedarf an präziser Messtechnik für die Inbetriebnahme sowie die Wartung und Fehlersuche steht dem Techniker mit dem Profitest PV (Bild 1) ein Messgerät zur Verfügung, mit dem man Messungen exakt und effektiv durchführen kann. Es ermöglicht die Messung der I-U-Kennlinie sowohl von Photovoltaik-Einzelmodulen wie auch von Photovoltaik-Strings bis DC 1 000 V und 20 A. Durch ein patentiertes Verfahren kann das Prüfgerät mit nur einer Messung und ohne Angabe der Moduldaten direkt am Aufstellungsort die Peakleistung, den Serieninnenwiderstand und den Parallelinnenwiderstand ermitteln sowie mit den Angaben des Modulherstellers, umgerechnet auf Standard Test Conditions (STC) vergleichen. Sowohl die Fehlersuche in einer PV-Anlage wie auch die Dokumentation der Anlagenqualität werden schnell und wirtschaftlich ohne große Einarbeitungszeit bei Inbetriebnahme, Wartung und Fehlersuche durchgeführt.
Voraussetzung für eine erfolgreiche Fehlersuche und Erkennung von Ursachen für Minderleistung und -ertrag von PV-Generatoren sind vor allem Grundkenntnisse und Erfahrungs-werte in der PV-Technologie. So setzt sich die Sonneneinstrahlung aus der Strahlung, die direkt von der ­Sonne kommt und mehreren indirekten Anteilen zusammen. Hierzu zählt die Reflexionsstrahlung der Umgebung. Für die genaue Berechnung der Energie, die auf eine Fläche trifft, ist der Winkel zwischen Sonnenstrahl und Fläche entscheidend. Die Solarkonstante bezeichnet hingegen die senkrecht auf eine Fläche außerhalb der Atmosphäre treffende Solarstrahlung (1,37 kW/m ²). Auf der Erde schwankt dieser Wert im Laufe der Tages- und Jahreszeiten und variiert je nach Breitengrad und Witterung. Der maximale Wert liegt hier zwischen etwa 0,8 kW/m ² und 1,2 kW/m ². Um verschiedene PV-Module und Zellen miteinander vergleichen zu können, wurden genormte Testbedingungen weltweit definiert, bei denen die Solarzellenkennlinie ermittelt wird. Dies STC beziehen sich auf die Normengruppe DIN EN 60904 (VDE 0126-4). Im Wesentlichen wird die Kennlinie durch den MPP-Wert (Maximum Power Point,
Pmax), den Kurzschlussstrom und der Leerlaufspannung charakterisiert.

Einfluss hat auch das sogenannte Degradationsverhalten: Der Wirkungsgrad amorpher Solarzellen nimmt am Anfang der Sonnenbestrahlungsphase stark ab und stabilisiert sich erst nach drei Wochen bis fünf Monaten. Neben dieser irreversiblen (unumkehrbaren) Degradation findet gleichzeitig eine reversible (umkehrbare) Degradation statt, das heißt, amorphe Solarmodule haben einen besseren Wirkungsgrad im Frühjahr und Sommer im Gegensatz zu Herbst und Winter.
Um die Vergleichbarkeit von Leistungsangaben bei PV-Modulen zu gewährleisten, wurde allgemein vereinbart, dass die Nennleistung eines Moduls bei den Randbedingungen Zell-temperatur 25 °C, Einstrahlung 1 000 W/m ² und einem Lichtspektrum entsprechend AM = 1,5 (Air Mass gemäß IEC 60904-3) gemessen und Peakleistung (manchmal auch Nennwert) genannt wird.