Anlagenfehler schnell erkennen

Photovoltaikanlagen ohne Monitoring – also quasi im Blindflug – zu betreiben, ist möglich, aber nicht sinnvoll. Ein nicht zeitnah erkannter und behobener Fehler in der Anlage kostet den Betreiber unter Umständen mehr als das, was er für das Monitoring ausgeben muss. Je größer die Anlage und je höher die Einspeisevergütung (bei älteren Anlagen) ist, desto eher macht sich das Anlagenmonitoring bezahlt. Die jährlichen Einspeiseerlöse geben somit den finanziellen Rahmen vor, der als Budget für das Monitoring zur Verfügung steht.
Bei kleinen Anlagen mit einer Nennleistung unter zehn Kilowatt empfinden Betreiber die Kosten für die Installation und den Betrieb eines Monitoringsystems möglicherweise als (zu) hoch, so dass sie oft auf ein professionelles Monitoringsystem verzichten. Hier ist ein „Social Monitoring“, also der Vergleich der Strom-Erträge der eigenen PV-Anlage mit den Erträgen benachbarter Anlagen, durchaus ausreichend.
Besser als gar kein Monitoring ist das in jedem Fall. Sobald es um eine Photovoltaikanlage mit einer Nennleistung von mehr als 15 bis 20 Kilowatt geht, ist ein Monitoring empfehlenswert. Und ab einer Anlagengröße von 30 Kilowatt Leistung sollte eine Photovoltaikanlage nur mit Überwachung betrieben werden.
Was Monitoring kosten darf
Heute liegt der Jahreserlös einer Photovoltaikanlage mit zehn Kilowatt Nennleistung mit einem durchschnittlichen spezifischen Ertrag von 1.000 Kilowattstunden pro Kilowattpeak und einer Einspeisevergütung von etwa zwölf Cent pro Kilowattstunde (2015) bei 1.200 Euro. Bei einer Einspeisevergütung von etwa 40 Cent pro Kilowattstunde (2010) wären das 4.000 Euro. Um diese Erlöse mit einer PV-Anlage von heute zu erzielen, muss die Anlagenleistung bei rund 33 Kilowatt liegen. Bei einem akzeptierten Budget von maximal zwei Prozent der Jahreserlöse stehen im ersten Fall nur 24 Euro, im zweiten Fall immerhin 80 Euro zur Verfügung. In jedem Fall gilt: Drei Tage vermiedener Anlagenstillstand an sonnigen Sommertagen (etwa 20 Kilowattstunden pro Kilowattpeak) „kosten“ bereits zwei Prozent des Jahresertrages und machen somit das Monitoring rentabel. Bei Photovoltaikanlagen mit größerer Leistung wird der finanzielle Spielraum größer, gleichzeitig kann der Anteil der Monitoringkosten an den Jahreserlösen geringer ausfallen.
Idealerweise werden vom Monitoringsystem auch Strahlungsdaten aufgezeichnet, so dass die tatsächlichen Ist-Erträge der Photovoltaikanlage mit den strahlungskorrigierten Soll-Erträgen verglichen werden können. Fehlt aus Kostengründen eine Strahlungsmessung, kann in vielen Fällen trotzdem eine Aussage darüber getroffen werden, ob die Werte in Ordnung sind. Denn über das Monitoringsystem lassen sich die einzelnen Anlagenteile auf String- oder Wechselrichterebene miteinander vergleichen.
Der beste String beziehungsweise der beste Wechselrichter wird dann als Referenz herangezogen und bildet die Messlatte für die anderen Strings oder Wechselrichter der Anlage. Zusammen mit der Faustregel, dass eine PV-Anlage an einem sonnigen Sommertag einen spezifischen Ertrag zwischen sechs und sieben Kilowattstunden pro Kilowattpeak erzeugen sollte, lassen sich auch ohne örtliche Messung der solaren Einstrahlung belastbare Aussagen treffen.
Fehlerbilder richtig interpretieren
In diesem Beitrag stelle ich verschiedene Photovoltaikanlagen vor, bei denen ich als Gutachter interessante und vom Normalzustand abweichende Daten vorgefunden habe. Dabei gehe ich hier nicht auf sicherheitsrelevante Fehler ein, sondern auf Fehler, die sicherheitstechnisch unkritisch sind und „nur“ eine Ertragsminderung zur Folge haben. Diese Fehler lassen sich über ein kontinuierliches Anlagenmonitoring detektieren, sofern man die aufgezeichneten Werte und Grafiken richtig interpretieren kann. Und dann kann – gemeinsam mit dem Investor – darüber nachgedacht werden, ob und wie und mit welchem Aufwand diese Fehler zu beheben wären.
Bei der retrospektiven Betrachtung der Monitoringdaten suche ich mir zunächst aus den Monatsübersichten die durchgängig sonnigen Tage (Clear-Sky-Tage), also die Tage mit den höchsten Erträgen heraus und sehe mir diese näher an. Anhand der sonnigen Tage lassen sich die vorhandenen Fehler vergleichsweise einfach finden, denn hier sind die Abweichungen des tatsächlichen Kurvenverlaufs vom idealen Kurvenverlauf am besten zu identifizieren. An bewölkten Tagen sind diese Fehler mitunter auch erkennbar, aber nicht so deutlich wie an den durchgehend sonnigen Tagen.
In den Abbildungen ist jeweils der Tagesverlauf der spezifischen Leistung (in Kilowatt pro Kilowattpeak, Y-Achse) über der Tageszeit (X-Achse) aufgetragen. Die farbigen Linien zeigen den Leistungsverlauf der einzelnen Wechselrichter während des Tages, die gelbe Fläche die Leistung multipliziert mit der Zeit, also die erzeugte solarelektrische Energie.
Ausgefallende Strings und überforderte Inverter
Das erste Beispiel (Grafik 1) zeigt eine Photovoltaikanlage mit drei Wechselrichtern mit unterschiedlicher Leistung. Durch das Normieren auf ein Kilowatt kann der Kurvenverlauf der Wechselrichterleistung direkt miteinander verglichen werden und es fallen Abweichungen vom idealen Verlauf der Kurve auf: Die rote Kurve liegt nur halb so hoch wie die gelbe Kurve, und die grüne Kurve ist in der Mittagszeit abgeflacht.
Fazit: Nur der gelbe Wechselrichter arbeitet einwandfrei. Beim roten Wechselrichter ist die Hälfte der Strings nicht in Betrieb, der grüne Wechselrichter ist mit zu vielen Modulen belegt und regelt bei Erreichen seiner Leistungsgrenze ab beziehungsweise fährt während der Mittagszeit mit konstanter Leistung. Der Ertragsverlust durch die fehlerhafte Stringbelegung des roten Wechselrichters liegt bei rund 50 Prozent, der Ertragsverlust des grünen Wechselrichters durch das Abregeln bei etwa sechs Prozent. Der grüne Wechselrichter ist in den Abendstunden ab etwa 19:00 Uhr zusätzlich noch von einer geringen Verschattung seiner Module betroffen, aber diese Verschattungsverluste sind minimal. Die Mittagsspitze liegt bei ungefähr 14:30 Uhr, was darauf hindeutet, dass die Anlage nicht nach Süden, sondern nach Südwesten orientiert ist.
Betriebstemperatur ausgereizt
Das zweite Beispiel (Grafik 2) zeigt eine Photovoltaikanlage mit sechs identischen Wechselrichtern. Ab mittags bis etwa 17:00 Uhr ist ein sehr interessanter Kurvenverlauf zu beobachten. Gegen 12:00 Uhr setzt beim blauen Wechselrichter eine Leistungsreduzierung ein, die anderen Wechselrichter folgen etwas später (wenn auch weniger stark ausgeprägt).
Erklärung: Solange die Wechselrichter ausreichend kühl sind, arbeiten sie ohne erkennbare Einschränkung, abgesehen von einer geringfügigen Verschattung der Module des blauen Wechselrichters. Nach Erreichen der maximalen Betriebstemperatur findet das sogenannte Derating statt: Die Wechselrichter verschieben ihren Arbeitspunkt und reduzieren damit ihre Leistung, damit sich ihre aktuelle Betriebstemperatur nicht mehr weiter erhöht. Anders als im vorherigen Beispiel arbeiten die auffälligen Wechselrichter hier also nicht bei konstanter maximaler Leistung, sondern bei konstanter maximaler Betriebstemperatur. Abhilfe schafft ein kühlerer Installationsort für die Wechselrichter, gegebenenfalls mit temporärer Zwangsbelüftung.

Der Autor Dipl.-Ing. Christian Dürschner, Ing.-Büro Dürschner, Erlangen, arbeitet seit mehreren Jahren als Sachverständiger für Photovoltaikanlagen und schreibt hin und wieder Fachtexte zur Photovoltaik. Sein Fachbuch „Photovoltaik für Profis“ wird demnächst in einer dritten, vollständig überarbeiteten Auflage erscheinen.

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