Die Bahn ist frei für die 1.500 Volt Anlagentechnik – das ist die Essenz der Experten aus dem pv magazine Webinar mit Initiativpartner Trina-Solar, Bernhard Beck von Belectric und Faruk Yeginsoy von Leoni Studer. Die Experten sagen, sowohl bei Freilandanlagen als auch bei gewerblichen Dachanlagen seien deutliche Einsparungen möglich. Stefan Ringbeck von Trina Solar beziffert die Einsparung in einem konkreten Anlagenbeispiel auf 4,3 Cent pro Watt. Im folgenden veröffentlichen wir Teilnehmerfragen, für die im Webinar vom 28. März keine Zeit mehr war, und wiederholen zusätzlich einige besonders relevante Punkte.
Hier können Sie das Webinar (deutschsprachig) und die Präsentationen nachsehen
Grafiken: pv magazine/Harald Schütt
Wenn man die 1500-Volt-Technik einsetzt, kann man die Modulstränge verlängern. Das erhöht jedoch die Verluste durch das so genannte Mismatching. Zum Mismatching kommt es, wenn die Leistung der Module in der Serienschaltung variiert, was in der Realität ja immer auftritt. In längeren Modulsträngen werden mehr Module verbaut, so dass die Leistungsdifferenzen steigen können. Wie hoch schätzen Sie die dadurch entstehenden Verluste ein?
Stefan Ringbeck: Durch die höhere Stringlänge können die Mismatch-Verluste steigen; jedoch sinken diese Verluste bei der Parallelschaltung, da weniger Parallel-Strings notwendig sind. Insgesamt schätze ich die Mismatching-Verluste recht ähnlich ein.
Das Mismatching kann man im Prinzip reduzieren, indem man die Module entsprechend ihrer Leistung vorsortiert und möglichst homogene Module in Strings verbaut. Sortieren Sie die 1500-Volt-Module vor?
Stefan Ringbeck: Produktionsbedingt werden die Module sortiert. Weitere Sortierungen sind möglich, jedoch muss dies entsprechend auf der Baustelle umgesetzt werden.
Durch Potenzialinduzierte Degradation (PID) sinkt die Leistung dafür anfälliger Module, wenn ein negative Spannung zwischen Moduloberfläche und Zelle besteht. Wird die PID- Gefahr durch die höhere Systemspannung erhöht? Welche konkreten Untersuchungsergebnisse unter vergleichbaren Bedingungen gibt es in bestehenden Systemen?
Stefan Ringbeck: Potenzialinduzierte Degradation wird durch den Potenzialunterschied getrieben. Die Materialien wie auch die Prozesse werden an die erhöhten Anforderungen angepasst. Weiter kann man das Risiko durch die Verwendung von rahmenlosen Duomax-Modulen erheblich verringern, weil durch den fehlenden Rahmen die Bildung eines Potenzialunterschieds erschwert wird.
Wie wirken sich verschiedene Methoden der Erdung des Systems auf die PID-Gefahr aus?
Stefan Ringbeck: Dies hängt vom Potenzialunterschied während des Betriebs ab. Eine Erdung ist in jedem Fall notwendig. Rahmenlose Module bieten hier einen Vorteil, da es keinen zu erdenden Modulrahmen gibt. Die Unterkonstruktion muss natürlich dennoch geerdet werden.
Trina Solar empfiehlt Glas-Glas-Module, um die Degradation bei 1500-Volt- Modulen zu reduzieren. Kann man trotzdem laminierte Module einsetzen und wie wirkt sich das aus?
Stefan Ringbeck: Die gerahmten Glas-Folien-Module sind für 1.500V getestet und zertifiziert. Glas-Glas-Module bieten darüber hinaus einen verbesserten Schutz aufgrund des geänderten Moduldesigns.
Im Webinar empfahl Bernhard Beck den Einsatz von Anti-PID-Boxen, die nachts die Module unter entgegengesetzt gepolte Spannung setzen, was einen eventuellen PID-Effekt rückgängig macht. Mit wie viel Cent pro Watt Mehrkosten muss man dadurch ungefähr rechnen?
Belectric: Dies ist abhängig von der Systemkonfiguration (Strang Wechselrichter oder Zentralwechselrichter). Die Aussagen dazu kann der Anbieter machen.
Padcon (Anbieter der Anti PID Boxen): Wie viel der prophylaktische Einbau der Anti PID Boxen kostet, hängt sehr vom Systemdesign der Photovoltaikanlage ab. Er liegt jedoch deutlich unter 0,5 Cent pro Wattpeak.
Neben der Anlagentechnik muss auch die Messtechnik auf 1500 Volt angepasst werden. Gibt es bereits Kennlinienmessgeräte?
Stefan Ringbeck: Es wurden zur Intersolar Europe 2017 geeignete Messgeräte vorgestellt.
Obwohl 1500-Volt-Anlagen unter die Niederspannungsrichtlinie fallen, erhöht sich die Gefahr bei Arbeiten am System, zum Beispiel durch Lichtbögen. Welche zusätzlichen oder anderen Maßnahmen zu herkömmlichen Systemen würden Sie empfehlen?
Belectric: Zum einen sind zusätzliche Unterweisungen der Mitarbeiter wichtig. Zum anderen ist eine erhöhte Aufmerksamkeit bei der Qualifikation von Materialien, insbesondere Verbindungstechnik notwendig. Es dürfen nur hochwertige Produkte eingesetzt werden.
Alle Experten sind sich einig, dass ein gutes Monitoring wichtig ist. Belectric baut auch Großanlagen ohne Generatoranschlusskästen. Wie zuverlässig ist das Monitoring der verlängerten 1500-Volt-Stränge? Kann man bei diesem Systemdesign Fehler an einzelnen Modulen feststellen?
Belectric: Das Monitoring basiert auf den gemessenen Summenströmen und ist daher unabhängig von der Anzahl der Module im Strang. Die Genauigkeit der Messung ändert sich nicht im Vergleich zu einem 1.000-Volt-System.
In der aktuellen Printausgabe von pv magazine finden Sie einen Hintergrundartikel zu dem Thema. Vor kurzem fand ein ähnliches pv magazine Webinar auf unserer globalen, englischsprachigen Platform statt. In Kürze werden wir dort weitere Antworten auf Teilnehmerfragen veröffentlichen.
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Wir planen unsere Industriebedachung so zu wählen, dass die Anbringung einer PV-Anlage unkompliziert möglich ist. Dafür befinden wir uns derzeit schon in Gesprächen mit einem Experten für Industriebedachungen. Wie Sie bereits erwähnen, nutzen wenige die 1500 V Technik. Ich werde mich darüber hinaus informieren. Vielen Dank für Ihre Anregungen und toller Beitrag!