SMA Wechselrichter bieten für jedes Modul die passende Lösung

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1 Technische Information Modultechnik SMA Wechselrichter bieten für jedes Modul die passende Lösung Inhalt Neben PV-Modulen aus kristallinem Silizium drängen laufend neue Zelltechnologien und Weiterentwicklungen der herkömmlichen PV-Module auf den Markt. Dabei bieten innovative Techniken wie Dünnschicht-Module und rückseitenkontaktierte Zellen zukunftsweisende Vorteile, zum Beispiel niedrige Herstellungskosten, kurze Energierücklaufzeiten oder besonders hohe Wirkungsgrade. Zu beachten ist allerdings, dass einige Technologien nur unter bestimmten Bedingungen betrieben werden sollten. Deshalb müssen beim Einsatz von PV-Modulen die Installationsempfehlungen der Hersteller unbedingt beachtet werden. Durch das vielseitige Angebot unterschiedlicher Topologien sind die SMA Wechselrichter in Kombination mit den optionalen Zusatzausstattungen so flexibel einsetzbar, dass für jede Modultechnik ein optimales Gerät zur Verfügung steht. Diese Technische Information beschreibt den aktuellen Stand der Erfahrungen beim Einsatz unterschiedlicher Zellen- und Modultechnologien. Ergänzt werden diese Informationen durch konkrete Empfehlungen für die Auswahl des passenden Wechselrichters. Duennschicht-TI-UDE Version 3.0 DE

2 Potential Induced Degradation (PID) 1 Potential Induced Degradation (PID) Viele Installateure und Anlagenbetreiber haben in letzter Zeit von einem unerklärlichen Leistungsverlust gehört oder gelesen. Dieses Phänomen tritt besonders an dem PV-Modul auf, das dem Minuspol am nächsten liegt. Hier beträgt das Potenzial (Spannung gegen Erde) der Solarzellen typischerweise je nach Länge eines Strings und Gerätetyp des eingesetzten Wechselrichters zwischen 200 V und 350 V. Der Rahmen der PV-Module weist dagegen ein Potenzial von 0 V auf, da er aus Sicherheitsgründen geerdet sein muss. Wegen dieser elektrischen Spannung zwischen Solarzellen und Rahmen kann es vorkommen, dass sich Elektronen aus den im PV-Modul verwendeten Materialien lösen und über den geerdeten Rahmen abfließen (Abbildung 1). Das hinterlässt eine Aufladung (Polarisation), die die Kennlinie der Solarzellen nachteilig verändern kann (Abbildung 2). Es hat sich herausgestellt, dass solche Polarisationen meistens reversibel, also umkehrbar sind. Deswegen unterscheidet man sie von irreversiblen Effekten, wie Korrosionen und der normalen Alterung. Abbildung 1: Einlagerung von elektrischen Ladungen durch einen Leckstrom zwischen Solarzelle und Modulrahmen Strom [A] PID nach h ,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 Spannung [V] Abbildung 2: Die Kennlinie eines PV-Moduls vor und während des Degradationsvorgangs. Charakteristisch ist eine Abflachung der Kennlinie, bei der die Leerlaufspannung und der Kurzschlussstrom fast unverändert bleiben, aber die maximale Leistung (MPP) um bis zu 70 % reduziert wird.* Duennschicht-TI-UDE /8

3 TCO-Korrosion Polarisationen waren in der Vergangenheit nur bei wenigen Zelltypen bekannt, bei denen die Hersteller auf eine entsprechende Handhabung hinwiesen. Neuerdings zeigen jedoch auch andere Zelltypen dieses Fehlerbild. Es sind also zwei Fälle zu unterscheiden: Schon seit Jahren weist die Firma SunPower darauf hin, dass Ihre Module mit A-300 Zellen (n-typ) beim Betrieb unter positivem elektrischem Potenzial polarisieren. Als Abhilfe wurde eine Erdung des positiven Generatorpols empfohlen. Viele der neuerdings auftretenden Fälle betreffen auch Hersteller mit p-typ Zellen. Allerdings wird hier die Polarisation durch negatives Potenzial hervorgerufen und kann durch Erdung des negativen Generatorpols verhindert werden. Kann der Generator aufgrund des eingesetzten Wechselrichters nicht geerdet werden, oder wurden die PV Module bereits polarisiert, dann hilft nur eine Neutralisierung der Polarisation. Hierzu hat SMA Solar Technology AG die sogenannte PVO-Box entwickelt, die über Nacht eine umgekehrte Spannung an den jeweils betroffenen Pol anlegt. Weitere Informationen zu diesem Thema finden Sie in der Technischen Information Potential Induced Degradation (siehe 2 TCO-Korrosion Bereits nach relativ kurzer Betriebszeit wurde in der Vergangenheit an einigen Dünnschichtmodulen eine Schädigung der so genannten TCO-Schicht festgestellt (TCO: Transparent Conductiv Oxide). Die Schädigung dieser elektrisch leitenden Schicht auf der Innenseite des Deckglases ist irreparabel und führt zu erheblichen Leistungsverlusten. Ursachen Die Ursachen der TCO-Korrosion werden seit dem Jahr 2000 vom Florida Solar Energy Center (FSEC) untersucht. Dabei zeigte sich, dass vor allem Module mit Zellen aus a-si und CdTe betroffen sind, die in Superstrat-Technologie hergestellt werden. Bei diesem Herstellungsverfahren werden die einzelnen Schichten des Moduls mit dem Deckglas beginnend aufgebaut. Die TCO-Korrosion entsteht vorzugsweise am Rand des PV-Moduls bei der Reaktion von Feuchtigkeit mit Natrium, welches im Deckglas enthalten ist. Durch die Korrosion wird das TCO milchig und verliert seine leitenden Eigenschaften. Die Leistungsfähigkeit des PV-Moduls nimmt dann immer weiter ab. Substrat-Aufbau Deckglas TCO / Metallisierung Laminierfolie a-si / CIS Substrat Metallisierung Superstrat-Aufbau Deckglas TCO a-si / CdTe Laminierfolie Metallisierung Rückseitenabdeckung a-si amorphes Silizium CIS Kupfer-Indium-Diselenid CdTe Cadmiumtellurid * nach J. Berghold et al.: Potential Induced Degradation of Solar Cells and Panels ; 25th EU PVSEC / 5th World Conf. on PV Energy Conversion, 6-10 September 2010, Valencia, Spain Duennschicht-TI-UDE /8

4 Kapazitive Ableitströme Gegenmaßnahmen Korrosionen hängen unmittelbar von Leckströmen und diese vom Potenzial des PV-Generators gegen Erde ab. Im Gegensatz zur PV-Spannung zwischen Plus und Minus findet die Spannung gegen Erde bei der Auslegung kaum Beachtung. Sie ist je nach Wechselrichter-Topologie sehr unterschiedlich (siehe Kapitel 5 Potenzial gegen Erde (Seite 6)). Die Leckströme lassen sich zwar durch eine Maximierung der Entfernung zwischen PV-Modulen und geerdeten Strukturen (z. B. Modulrahmen) etwas reduzieren. Doch alleine durch die Wahl einer bestimmten Wechselrichter-Topologie lässt sich das Problem nicht lösen. Durch die Verwendung galvanisch trennender Wechselrichter und die negative Erdung des PV Generators mit dem Erdungsset (Bestellnummer: ESHV-N-NR) entsteht ein elektrisches Feld, in dem die positiv geladenen Natriumionen von der TCO-Schicht abgestoßen werden. Einer Korrosion wird damit sicher vorgebeugt. Dieser Maßnahme sollte der Vorzug gegeben werden. Zusätzlich entwickeln die Modulhersteller Maßnahmen, um diesen Effekt zu verhindern. Z. B. wird durch bessere Versiegelung der Modulkanten das Eindringen von Feuchtigkeit verhindert, sodass dem Korrosionsprozess die Grundlage entzogen wird. 3 Kapazitive Ableitströme Ein PV-Modul bildet eine elektrische aufladbare Fläche, die einem geerdeten Gestell gegenüber steht. Solch eine Anordnung verhält sich wie ein elektrischer Kondensator, dessen Kapazität umso größer ist, je größer seine Fläche und je kleiner sein Abstand zum geerdeten Gegenpol (Gestell) ist. Da diese Kapazität hier als unerwünschter Nebeneffekt auftritt, spricht man auch von parasitärer Kapazität. Die Kapazität errechnet sich anhand folgender Formel und hängt von 4 Faktoren ab: C = ε 0 ε r A d Bedeutung der Faktoren: Faktor Bedeutung ε 0 Dielektrizitätszahl oder Permittivität, Naturkonstante: 8, As/Vm ε r Permittivitätszahl, materialabhängig: ε rluft = 1; ε rglas 5-10 A Wirksame Fläche des Kondensators d Abstand zwischen den Kodensatorplatten Außerdem sind die PV-Module während des Betriebs über den Wechselrichter mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden. Je nach Gerätetyp des eingesetzten Wechselrichters wird dabei ein Teil der Wechselspannungsamplitude an die PV-Modulen weitergegeben. Bei vielen transformatorlosen Wechselrichtern ist das die halbe Wechselspannung (115 V/50 Hz). Die schwankende Spannung ändert ständig den Ladungszustand des parasitären PV-Kondensators und verursacht einen Verschiebungsstrom, der proportional zur Kapazität und zur Spannungsamplitude ist. Duennschicht-TI-UDE /8

5 Isolationswiderstand R iso Für Experten: Der Verschiebungsstrom (Effektivwert) lässt sich wie folgt herleiten: I = ΔQ ΔU = C = C 2π f U Δt Δt Dabei sind f = 50 Hz die Netzfrequenz und U der Effektivwert der Wechselspannung am PV-Generator (ca. 115 V bei transformatorlosen Wechselrichtern). Dieser Ableitstom ist ein Blindstrom, dessen Phase um 90 versetzt ist zur Netzspannung. Er ist also in erster Näherung verlustlos. Der oben beschriebene Ableitstrom ist zwar ein Blindstrom, der an sich ungefährlich ist. Er überlagert allerdings einen etwaigen Fehlerstrom, der z. B. bei Berührung einer spannungsführenden Leitung an einer schadhaften Isolierung entstehen würde und kann dessen Erkennung erheblich behindern. Ab einem Ableitstrom von 50 ma wird die Erkennung eines lebensgefährlichen Fehlerstroms von 30 ma nahezu unmöglich. Der Wechselrichter trennt sich dann aus Sicherheitsgründen selbstständig vom öffentlichen Stromnetz. Bei vielen 1-phasigen transformatorlosen Wechselrichtern werden diese 50 ma bei einer parasitären Kapazität von nf erreicht. Weitere Informationen zu diesem Thema finden Sie in der Technischen Information Kapazitive Ableitströme (siehe 4 Isolationswiderstand R iso Die meisten Zellen einer PV-Anlage liegen dauerhaft auf einem von Null verschiedenen Potenzial. Da aus Gründen des Personen- und Brandschutzes große Leckströme verhindert werden, müssen die PV-Module gut isoliert sein. Anders ausgedrückt: Der Isolationswiderstand R iso darf einen bestimmten Wert nicht unterschreiten. Transformatorlose Wechselrichter können wegen der direkten Verbindung zum geerdeten öffentlichen Stromnetz den R iso im Betrieb nicht kontinuierlich messen. Die Isolation des PV-Generators wird deshalb vor der Netzkopplung über die Messung des Isolationswiderstands und während des Einspeisebetriebs über die Kontrolle des Ableitstroms lückenlos überwacht. Für den R iso gelten folgende Vorschriften: Für PV-Module muss der R iso mindestens 40 M Ω m² betragen. Das bedeutet, dass ein PV-Modul mit einer Modulfläche von 1 m² einen Isolationswiderstand von mindestens 40 M Ω haben muss, ein PV Modul mit einer Fläche von 2 m² dagegen nur mindestens 20 M Ω. Für PV-Systeme ohne galvanische Trennung (transformatorlos) muss der R iso mindestens k Ω pro kw Eingangsleistung des Wechselrichters betragen. Die Einhaltung dieses Grenzwerts muss vom Wechselrichter überwacht werden. Bis Ende 2010 waren die Grenzwerte sogar noch strenger, so dass die beiden Vorschriften bei großen PV Anlagen häufig miteinander in Konflikt gerieten. Das ist heute seltener geworden, aber nach wie vor möglich. Dazu folgendes Beispiel: Duennschicht-TI-UDE /8

6 Potenzial gegen Erde Normenkonflikt Eine 17 kw PV-Anlage bestehend aus PV-Modulen mit einem Wirkungsgrad von 8,5 % braucht eine Modulfläche von 200 m². Diese dürfen laut Norm einen Isolationswiderstand von 40 M Ω / 200 m² = 200 k Ω haben. Das lässt keine Sicherheitsmarge zur bestehenden Norm und kann daher zu Problemen bei der Aufschaltung des Wechselrichters auf das öffentliche Stromnetz führen. PV-Module mit einem noch geringeren Wirkungsgrad (z. B. a-si) oder immer größer werdende PV-Generatoren sind daher eher von dem Problem betroffen. Weitere Informationen zu diesem Thema finden Sie in der Technischen Information Isolationswiderstand (siehe 5 Potenzial gegen Erde Um den passenden Wechselrichter für jede der geschilderten Anforderungen an die PV-Module zu finden, muss bekannt sein, welches Generatorpotenzial sich während des Einspeisebetriebs am Plus- und Minuspol einstellt. Das ist im folgenden Diagramm dargestellt: Abbildung 3: Das Potenzial des untersten (blau) bzw. obersten (rot) PV-Moduls (vgl. auch Abbildung 1) eines Strangs hängt von dem eingesetzten Wechselrichter ab und davon, ob ein Generatorpol geerdet wird. Beispiel für eine MPP Spannung von 400 V. SB = Sunny Boy, SMC = Sunny Mini Central, STP = Sunny Tripower, TL = Transformatorlos Die Generatorpotenziale unterscheiden sich je nach Bauart (Topologie) des Wechselrichters. Darüber hinaus gibt es die Möglichkeit der harten Erdung (Wechselrichter mit Transformator) und der weichen Erdung durch Potenzialverschiebung (transformatorlose Wechselrichter). Insgesamt bieten SMA Wechselrichter die folgenden Möglichkeiten: Duennschicht-TI-UDE /8

7 Potenzial gegen Erde Erdungsset klassisch; diese Art der Erdung ist nur bei SMA Wechselrichtern mit Transformator möglich. Die Erdverbindung zum Plus- oder Minuspol erfolgt über eine interne Schmelzsicherung und bietet damit zusätzlich Sicherheit (Brandschutz). Die Sicherung wird überwacht, sodass damit die Isolationsüberwachung erhalten bleibt. Das Erdungsset ist sowohl für positive als auch für negative Erdung erhältlich. Die SMA Wechselrichter SB xxxxhf besitzen einen so genannten Erdungsstecker, der in zwei verschiedenen Positionen in den Wechselrichter gesteckt werden kann. Mit ein und demselben Stecker kann also entweder eine positive oder eine negative Erdung ausgeführt werden. Bei UL-zertifizierten Wechselrichtern für die USA und Kanada ist die Funktion des Erdungssets im Wechselrichter integriert, da diese mit einem GFDI (Ground Fault Detection Interrupter) ausgestattet sein müssen. TL-Grounding Solution: Bei transformatorlosen Wechselrichtern ist das Potenzial des PV-Generators an das öffentliche Stromnetz gekoppelt. Eine harte Erdung ist dann zwar nicht möglich, aber dafür kann das Potenzial des Sternpunktes des 3-phasigen Systems so weit verschoben werden, dass am PV-Generator sogar der Minuspol immer im positiven Bereich bleibt. Diese, einer einfachen Erdung überlegene Maßnahme, wird als TL-Grounding Solution bezeichnet und ist bisher auf PV-Anlagen mit Sunny Tripower beschränkt, die über einen eigenen Transformator in das Mittelspannungsnetz einspeisen. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, das Potenzial über Nacht umzukehren, um etwaig akkumulierte Ladungsträger zu neutralisieren. Hierfür wird die PVO-Box eingesetzt, die zur Regeneration von reversiblen PV Modulen eingesetzt wird (siehe Abschnitt 1: Potential Induced Degradation ). Duennschicht-TI-UDE /8

8 Checkliste 6 Checkliste Um die Wahl des richtigen Wechselrichters für jeden Modultyp zu erleichtern, werden hier die derzeit wichtigsten Empfehlungen zusammengestellt: 1. Prüfung, ob der Hersteller der PV-Module Empfehlungen zur Erdung des Generators oder zur Topologie des zu verwendenden Wechselrichters abgibt. 2. Sollte der Hersteller der PV-Module keine Vorgaben für den Einsatz seiner Produkte machen, dann sollte die Wahl des Wechselrichters nach den in der Tabelle aufgeführten Eigenschaften der PV-Module durchgeführt werden. Stimmen diese Empfehlungen mit denen des Modulherstellers nicht überein, richten Sie sich nach den Empfehlungen des Modulherstellers. Zelltechnologie / Modulaufbau transformatorlose Wechselrichter SB xxxxtl STP xxxxtl SMC xxxxtl Wechselrichter mit Transformator ohne Erdungsset Seriengerät SB xxxx SMC xxxx mit neg. Erdungsset mit pos. Erdungsset c-si* Dünnschicht** monokristallines Si (A-300)* Flexibel oder mit metallisierter Rückseite*** Legende: empfehlenswert; eingeschränkt empfehlenswert; nicht empfehlenswert * siehe Kapitel 1 Potential Induced Degradation (PID) (Seite 2) ** siehe Kapitel 2 TCO-Korrosion (Seite 3) und Kapitel 4 Isolationswiderstand R iso (Seite 5) *** siehe Kapitel 3 Kapazitive Ableitströme (Seite 4) Beispiel: Die Firma SunPower empfiehlt für PV-Generatoren aus Modulen mit dem Zellentyp A-300 den positiven Anschluss zu erden. Die richtige Wahl: Sunny Boy mit Transformator und einem positiven Erdungsset (siehe Kapitel 1 Potential Induced Degradation (PID) (Seite 2)). Beispiel: Dünnschicht-Module mit Zellen aus CdTe beziehungsweise amorphem Silizium verwenden oft eine TCO-beschichtete Glasscheibe als Substrat zum Zellenaufbau. Die richtige Wahl: Sunny Boy mit Transformator und einem negativen Erdungsset (siehe Kapitel 2 TCO- Korrosion (Seite 3)). Beispiel: Für flexible Dünnschichtzellen wird häufig eine Edelstahlfolie als Trägersubstrat verwendet. Die richtige Wahl: Sunny Boy mit Transformator (siehe Kapitel 3 Kapazitive Ableitströme (Seite 4)). Duennschicht-TI-UDE /8

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