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Welche Prüfmethode bevorzugen Sie? (1/3)

Für die Inspektion einer Solaranlage gibt es verschiedene Methoden. Je nach Größe und Zweck können Sie die Art der Inspektion wählen, die Ihnen am meisten zusagt.

Es ist in der Tat notwendig und wichtig, den Zustand der Photovoltaikanlage zu kennen, sowohl während der Bau- als auch während der Betriebsphase.

Wir werden also über 3 verschiedene Inspektionsmethoden für Solarparks, ihre Vorteile und Grenzen sprechen, nämlich: I-U-Kurven, Thermografie und Elektrolumineszenz.

In diesem Blogpost werden wir über die I-U-Kurven sprechen.

Inspektionsmethode: Was ist die I-V-Kurve und wie funktioniert sie?

Die I-U-Kurve ist die Kurve, die die Leistung als Funktion des Stroms (I) und der Spannung (V) darstellt, die von dem Photovoltaikmodul oder dem String (je nachdem, was Sie testen – im Folgenden sprechen wir immer von String) erzeugt wird. Die Messgeräte zeichnen das Verhältnis zwischen Strom und Spannung auf, indem sie die Last von der Leerlaufspannung bis zum Kurzschlussstrom variieren. Die folgende Grafik zeigt die typische I-U-Kurve und die entsprechende Leistungskurve.

Inspektionsmethode: IV-Kurve
Abbildung 1 – Standard-I-V-Kurve.

Vor Ort muss die Bestrahlungsstärke aufgezeichnet werden, wobei darauf zu achten ist, dass die Bestrahlungsstärke in der gleichen Neigung und Ausrichtung wie der zu prüfende String gemessen wird, sowie die Zelltemperatur. Außerdem müssen der String (Anzahl und Typ der Solarmodule) sowie die Länge und der Durchmesser des Kabels zwischen den PV-Modulen und dem PV-Analysegerät festgelegt werden. Je nach Prüfgerät können diese Angaben vor oder nach den Messungen gemacht werden. Ich werde eine Liste mit einigen Herstellern von I-V-Kurven-Geräten einfügen:

Wie sieht es mit den Ergebnissen dieser Kontrollmethode aus?

Wenn die I-U-Kurve von der Standardkurve abweicht, gibt es zwei Möglichkeiten: Entweder haben die Strings ein Problem, oder der Test ist aufgrund von Fehlanschlüssen, falscher Gerätekonfiguration oder zu geringer Einstrahlungsintensität fehlgeschlagen. Neben der Tatsache, dass Sie die Geräte entsprechend anschließen müssen (kann je nach Prüfgerät variieren), besagt die Norm IEC 61829:2015 Photovoltaische (PV) Anlagen – Vor-Ort-Messung von Strom-Spannungs-Kennlinien, dass die Mindestbestrahlungsstärke mindestens 700 W/m2 betragen sollte.

Bestimmte Probleme, wie z. B. Mikrorisse, Hot Spots, Fertigungsfehler oder PID, können einzelne Module innerhalb eines Strings unterschiedlich betreffen. Durch die Durchführung von IV-Kurvenmessungen auf Modulebene können Sie diese modulspezifischen Probleme erkennen, die bei der Bewertung des gesamten Strings als Ganzes möglicherweise nicht auffallen. Andererseits kann die Durchführung von Inspektionen und IV-Kurvenmessungen auf Modulebene zeitaufwändiger sein, insbesondere bei großen Solaranlagen. Daher ist ein durchdachtes und strategisches Vorgehen bei der Probenahme von entscheidender Bedeutung, um ein Gleichgewicht zwischen Genauigkeit und Zweckmäßigkeit herzustellen.

Jede Messung gibt Aufschluss über die PR und die FF, wo:

PR – Performance Factor – ist die wichtigste Information, die Ihnen das Gerät über die Leistung der Saite geben kann. Die Werte schwanken zwischen 0 % und 100 %, wobei eine gute und wohlhabende Kette PR-Werte über 90 % aufweist.

Leistungsfaktor (PF, %) = 100 * (gemessene Pmax/vorausgesagtePmax)

FF – Fill Factor – ist das Quadrat, das durch den Quotienten der drei wichtigsten Punkte der I-V-Kurve definiert ist. Der Isc, der Voc und der Pmáx (Imp,Vmp).

IV-Curve, eine Methode zur Sonneninspektion

Grundsätzlich ist es möglich, den Wirkungsgrad der einzelnen Module und PV-Technologien entsprechend dieser Prüfmethode zu klassifizieren. Der Bereich von FF liegt zwischen 0 und 1 und ist dimensionslos.

Es ist wichtig zu wissen, dass der tatsächliche Füllfaktor von Faktoren wie der Art der Solartechnologie (z. B. monokristallin, polykristallin, Dünnschicht), der Herstellungsqualität, den Betriebsbedingungen (Temperatur, Sonnenlichtintensität) und dem Alter der Solarzelle oder des Moduls abhängen kann. Während der ideale Füllfaktor je nach Technologie und Anwendung variiert, ist es im Allgemeinen wünschenswert, den FF zu maximieren, um die höchstmögliche Energieumwandlungseffizienz zu erreichen.

Ein Füllfaktor von 0,5 gilt als untere Grenze der Akzeptanz. Das bedeutet, dass nur die Hälfte der verfügbaren Energie des Sonnenlichts tatsächlich in Strom umgewandelt wird, was auf erhebliche Energieverluste innerhalb des Geräts hinweist. Solarzellen oder -module mit einem Füllfaktor unter diesem Schwellenwert gelten in der Regel als ineffizient oder können Leistungsprobleme aufweisen. Ein Füllfaktor von 0,85 steht für einen hohen Wirkungsgrad. In solchen Fällen werden 85 % der verfügbaren Sonnenenergie effizient in elektrischen Strom umgewandelt. Solarzellen oder -module mit einem Füllfaktor in diesem Bereich gelten als hocheffizient und sind für eine optimale Energieerzeugung wünschenswert.

Wie kann man die Kurve “lesen”?

Die Kurve wird von 3 wesentlichen Faktoren beeinflusst: Temperatur des Solarmoduls, Bestrahlungsstärke und Erhaltungszustand.

Wenn Sie höhere Temperaturwerte haben, sind die Werte der YY-Achse (Strom) etwas höher. Andererseits sinkt mit zunehmender Temperatur die Ausgangsspannung und damit auch die Ausgangsleistung erheblich.

Abbildung 3 – Auswirkungen der Temperatur auf Solarmodule [QUELLE: Seaward FAQs].

Die Erhöhung der Bestrahlungsstärke wiederum führt zu einer signifikanten Erhöhung der Stromleistung und hat keinen Einfluss auf die Spannung. Folglich steigt die Leistungsabgabe mit zunehmender Bestrahlungsstärke.

Abbildung 4 – Auswirkungen der Bestrahlungsstärke auf Solarmodule [QUELLE: Seaward FAQs].

Diese beiden ersten Faktoren verändern nur die Position der Kurve auf den Achsen, mit den Variationen vonIsc undVoc. Die Kurve kann jedoch eine andere Form haben, was ein Hinweis auf das Vorhandensein von Mängeln ist.

Es gibt mehrere Defekte, die durch die Analyse der I-U-Kurve identifiziert werden können, z. B. Isc-Fehlanpassung des Moduls, verjüngte Schatten oder Schmutzdämme, Nebenschlusspfade in den PV-Zellen, Auswirkungen der Abschattung oder Beschädigung der Zelle, Auswirkungen des Serienwiderstands, Auswirkungen der Moduldegradation oder Verschmutzung usw.

Die folgende Grafik zeigt 3 Beispiele für mögliche Mängel:

Abbildung 5 – Mögliche Kurvenvariationen für jede Art von Defekt.

Schlussfolgerungen

Es ist eine gute Prüfmethode, um festzustellen, ob die Leistung des Strings oder Moduls den Erwartungen entspricht. Es könnte vom PF schnell analysiert werden (sollte zwischen 90% und 100% liegen).

Allerdings ist dies keine schnelle Methode, und es könnte einige Zeit dauern, alle Photovoltaik-Anlagenstränge zu bewerten. Mit dem zunehmenden Einsatz von String-Wechselrichtern, die die String-Leistung in Echtzeit über eine APP bereitstellen können, könnte diese Inspektionsmethode außerdem nur dazu verwendet werden, bestimmte Module eines Strings zu entdecken, die zuvor durch die Software-Stringanalysen des Wechselrichters identifiziert wurden.

Ich wünsche Ihnen alles Gute,
Solarud-Team

QUELLEN:

Solmetrisch

Seewärts

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