MONOSTRING VS. POLYSTRING

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1 MONOSTRING VS. POLYSTRING INHALT 1. Vorteile Monostring-Konzept Geringer Installationsaufwand Minimale Systemkosten Perfekte Anlagenkonfiguration Teilverschattete PV-Anlagen Zusammenfassung Anhang Verhalten der U-I Kennlinie bei Teilverschattung U-I Kennlinie bei Verschattung - Module ohne Bypass-Dioden U-I Kennlinie bei Verschattung - Module mit Bypass-Dioden Beispiel I: Teilverschattung durch Dachgaube Monostring-Konzept Polystring-Konzept I (Wechselrichter mit zwei MPPT s) Polystring-Konzept II (Wechselrichter mit zwei MPPT s) Zusammenfassung von Beispiel Beispiel II: Teilverschattung durch einen Baum Monostring-Konzept Polystring-Konzept (Wechselrichter mit zwei MPPT s) Zusammenfassung von Beispiel

2 Typische Aufdachanlagen können, je nach Wechselrichter-Design, als Monostring- oder als Polystring- Konfiguration ausgelegt werden. Der folgende Bericht beinhaltet einen Vergleich der beiden Konzepte und zeigt, dass das Monostring-Konzept die bessere Installationsvariante ist und keine Nachteile gegenüber dem Polystring-Konzept hat. 1. Vorteile Monostring-Konzept Das Monostring-Konzept bringt, gegenüber dem Polystring-Konzept, zwei wesentliche Vorteile mit sich. Zum einen wird der Installationsaufwand sehr gering gehalten und zum anderen können die Systemkosten (BOS- Kosten) minimiert werden Geringer Installationsaufwand Monostring-Konzept bedeutet eine einfache und schnelle Installation der PV-Anlage: / Geringerer Verkabelungsaufwand (Crimpen, Kabelführung zum Wechselrichter,...) / Installieren von BOS-Komponenten ist nicht notwendig (DC Box, Strangsicherungen) 1.2. Minimale Systemkosten In der Photovoltaik geht es immer wieder darum, die Systemkosten zu reduzieren. Mit einer Monostring- Konfiguration wird dies automatisch erreicht: / Weniger Kabel Zum Beispiel: Monostring mit 1x6mm 2 gegenüber Polystring mit 2x6mm 2. Darüber hinaus sind beim Monostring-Konzept die Leitungsverluste geringer. / Keine DC Box / Keine DC Strangsicherungen bzw. Stangdioden / Die Forderung nach Feuerwehrschaltern, um die Anlage im Brandfall spannungsfrei schalten zu können, wird immer lauter die Installation eines einzelnen Feuerwehrschalters ist bei der Monostring-Konfiguration ausreichend. 2. Perfekte Anlagenkonfiguration Bei einer maximalen Systemspannung von 1000V, ist eine Monostring-Konfiguration mit gewöhnlichen 6 -Zellen bis ungefähr 5kW möglich. Mit dem Monostring-Konzept erhält der Projektplaner größte Flexibilität bei der Anlagenauslegung, da jede (sinnvolle) Modulanzahl, bei entsprechendem MPP-Spannungsbereich des Wechselrichters, verschaltbar ist. Beispiel: eine PV-Anlage wird gewöhnlich auf der DC-Seite mit einer Dimensionierung von -10% bis +20% (bezogen auf P AC/NENN ) ausgelegt. Bei einem Wechselrichter mit einer AC-Nennleistung von 3,7kW und der Verwendung von 240Wp Modulen, können dann demnach 14 bis 18 Module verschaltet werden. Mit einem optimal konstruierten Wechselrichter, ist jede dieser Modulanzahlen mit einem einzelnen Strang problemlos auslegbar. Seite 2 von 14

3 3. Teilverschattete PV-Anlagen Meistens geht man eher davon aus, dass bei teilverschatteten PV-Anlagen Multistring-Wechselrichter erforderlich sind, damit der PV-Generator das Maximum an Ertrag liefern kann. Das ist grundsätzlich auch richtig, sofern es sich um PV-Anlagen mit mehreren parallelen Strängen handelt. Kann jedoch der PV- Generator als Monostring-System aufgebaut werden, so hat die Verwendung eines Multistring-Wechselrichters (Polystring-Konzept) meist keinen Vorteil. Der Grund dafür liegt darin, dass in den PV-Modulen Bypass-Dioden integriert sind, sodass bei einer gewöhnlichen Verschattung nur die Leistung der verschatteten Module verloren geht. Zudem kann das Polystring-Konzept mit einem Multistring-Wechselrichter im Grunde auch als Monostring-Konzept angesehen werden, wenn man beide MPP-Eingänge getrennt voneinander betrachtet. Im Anhang (Abschnitt 5) wird dieses Thema genauer erklärt und mit Beispielen dargestellt. Zunächst wird auf das Verhalten der Strom- Spannungskennlinie bei Teilverschattung eingegangen. In weiterer Folge sind noch zwei Beispiele angeführt, die zeigen, dass zwischen Monostring-Konzept und Polystring-Konzept im Verschattungsfall oft kein Unterschied vorliegt. 4. Zusammenfassung Das Monostring-Konzept hat, gegenüber dem Polystring-Konzept, bei den meisten Anwendungen keinen Nachteil (siehe Tabelle 1). Zusätzlich zur perfekten Anlagenkonfiguration kann das Monostring-Konzept auch bei teilverschatteten PV-Anlagen eingesetzt werden Beispiele zeigen, dass solche Systeme bedenkenlos installiert werden können. Zudem bringt eine Monostring-Konfiguration jede Menge Vorteile mit sich: der Installationsaufwand und die Systemkosten verringern sich deutlich, was schlussendlich die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage verbessert. Installationsaufwand Systemkosten Anlagenkonfiguration Teilverschattete PV-Anlagen MONOSTRING POLYSTRING (2 MPPT) Tabelle 1: Vergleich der beiden Konzepte Monostring und Polystring Seite 3 von 14

4 5. Anhang 5.1. Verhalten der U-I Kennlinie bei Teilverschattung Dass das Monostring-Konzept bei Teilverschattung gleich gut ist wie das Polystring-Konzept (mit zwei MPPT s), erscheint auf den ersten Blick nicht ganz nachvollziehbar. Bei genauerer Betrachtung dieser beiden Konzepte ist es jedoch sehr schlüssig. In den nächsten zwei Unterkapiteln (5.1.1 und 5.1.2) wird auf das Verhalten der U-I Kennlinie bei Teilverschattung eingegangen. Als Ausgangsbasis dient eine Serienschaltung von 18 PV-Modulen, wobei zwei Module verschattet sind U-I Kennlinie bei Verschattung - Module ohne Bypass-Dioden Bei einer Teilverschattung des PV-Generators in dem PV-Module ohne Bypass-Dioden verbaut sind bestimmt das schwächste Modul im Strang den Strom (siehe Grafik 1). Die verschatteten Module werden im MPP betrieben. Die Arbeitspunkte der unverschatteten PV-Module liegen dabei deutlich außerhalb der optimalen MPP s. Zudem ist die MPP-Spannung etwas höher als im unverschatteten Fall. Obwohl nur zwei von insgesamt 18 Modulen verschattet sind, wird die PV-Leistung des Strangs drastisch reduziert. Deshalb empfiehlt es sich an dieser Stelle nicht das Monostring-Konzept anzuwenden. Das Polystring-Konzept ist hier besser geeignet. U-I Kennlinie - unverschattet U-I Kennlinie - verschattet U-I Kennlinie - 2 Module verschattet Grafik 1: Serienschaltung von 18 PV-Modulen (ohne Bypass-Dioden). Die blaue U-I Kennlinie zeigt den unverschatteten Fall. Den Verschattungsfall zeigt die rote U-I Kennlinie (zwei Module verschattet) der Strom wird durch die verschatteten PV-Module begrenzt. Module ohne Bypass-Dioden gibt es jedoch nur noch selten, wenn überhaupt, dann meist nur bei Dünnschichtmodulen. Heutzutage sind in allen kristallinen PV-Modulen zwei bis vier Bypass-Dioden in den Anschlussdosen eingebaut, was das Verhalten der U-I Kennlinie im Verschattungsfall erheblich verändert. Seite 4 von 14

5 U-I Kennlinie bei Verschattung - Module mit Bypass-Dioden Um den Output einer PV-Anlage zu erhöhen, werden in den PV-Modulen sogenannte Bypass-Dioden parallel zu den Zellen integriert. Bei kristallinen Modulen wird meist eine Bypass-Diode über 20 Zellen geschaltet. Im Normalfall sind diese Bypass-Dioden inaktiv. Bei entsprechender Verschattung der Module fließt ein Strom über die Dioden die verschatteten Zellen bzw. Module werden dann im negativen Spannungsbereich betrieben. Grafik 2 zeigt die U-I Kennlinien beim Einsatz von Modulen mit Bypass-Dioden die Ausgangsbasis ist wiederum die Serienschaltung von 18 PV-Modulen, wobei zwei Module verschattet sind. Durch den Einsatz von Bypass-Dioden hat die U-I Kennlinie im Verschattungsfall nun zwei unterschiedliche Arbeitspunkte: neben dem lokalen Maximum (MPP1) ist auch ein globales Maximum (MPP2) in der Kennlinie vorhanden. Sofern der Wechselrichter in der Lage ist den größeren MPP zu finden (MPP2), werden die Bypass-Dioden in den verschatteten Modulen leitend. Somit kann der höhere Strom im Strang fließen den Differenzstrom zwischen MPP1 und MPP2 übernehmen die Dioden und wird nicht mehr durch das schwächste Modul im Strang gebremst. Leistungsverluste können jedoch nicht gänzlich verhindert werden, da die Leistung der verschatteten Module nicht genutzt werden kann. Im Gegensatz zu den hohen Ertragsverlusten von zuvor (siehe Abschnitt 5.1.1), verliert man in diesem Fall jedoch nur die Leistung der beiden verschatteten Module. U-I Kennlinie unverschattet U-I Kennlinie verschattet U-I Kennlinie 2 Module verschattet MPP1 lokales Maximum MPP2 globales Maximum Grafik 2: Serienschaltung von 18 PV-Modulen (mit Bypass-Dioden). Die blaue U-I Kennlinie zeigt den unverschatteten Fall. Den Verschattungsfall zeigt die rote U-I Kennlinie (zwei Module verschattet) hierbei wird der Modulstrom nicht durch die verschatteten Module begrenzt. Bypass-Dioden verbessern also das Verhalten der U-I Kennlinie im Verschattungsfall. Im Vergleich zwischen Monostring- und Polystring-Konzept ist dies von großer Bedeutung, was durch die folgenden Beispiele belegt wird. Seite 5 von 14

6 5.2. Beispiel I: Teilverschattung durch Dachgaube In Grafik 3 ist das Beispiel graphisch dargestellt. Je nach Sonnenstand, ist die PV-Anlage entweder unverschattet (Mittagszeit) oder es ist eine Teilverschattung vorhanden (Vormittag bzw. Nachmittag). Am Vormittag sind die Module auf der linken Seite der Dachgaube teilverschattet, während am Nachmittag die Dachgaube den Schatten auf die rechte Seite wirft. Grafik 3: PV-Anlage in Südausrichtung Teilverschattung durch Dachgaube Monostring-Konzept Grafik 4 zeigt dieses Beispiel als Monostring-Konzept: alle 18 PV-Module sind in Serie geschalten. Grafik 4: Serielle Verschaltung von 18 PV-Modulen Um die Mittagszeit ist die Einstrahlung auf den PV-Generator homogen. Da es sich im Monostring-Konzept um eine klassische Serienschaltung handelt, werden die Spannungen der einzelnen Module zu einer Gesamtspannung aufsummiert. Der Strom bleibt dabei in allen PV-Modulen gleich groß. Daraus ergibt sich die in Grafik 5 dargestellte blaue PV-Kennlinie, mit dem dazugehörigen optimalen Arbeitspunkt (MPP). Der Wechselrichter ist in der Lage diesen MPP zu finden und kontinuierlich zu halten, somit sind um die Mittagszeit keine Leistungsverluste vorhanden. Durch die Verschattung von jeweils zwei PV-Modulen am Vormittag bzw. Nachmittag, verändert sich die PV-Kennlinie. Wie im Abschnitt beschrieben und in Grafik 5 dargestellt, ist neben dem lokalen Maximum (MPP1) nun auch ein globales Maximum (MPP2) vorhanden. Der optimale Arbeitspunkt dieser Kennlinie ist der MPP2, was am Vormittag bzw. am Nachmittag zu Leistungsverlusten von je zwei Modulen führt. Seite 6 von 14

7 U-I Kennlinie unverschattet U-I Kennlinie verschattet Verlustleistung MPP1 lokales Maximum MPP2 globales Maximum Grafik 5: U-I Kennlinien bei Serienschaltung von 18 PV-Modulen (mit Bypass-Dioden). Die blaue U-I Kennlinie zeigt den unverschatteten Fall. Den Verschattungsfall zeigt die rote U-I Kennlinie (zwei Module verschattet) die Leistung der verschatteten Module kann nicht genutzt werden. Im Gegensatz dazu zeigt folgendes Beispiel, dass das Polystring-Konzept keinen Vorteil hat Polystring-Konzept I (Wechselrichter mit zwei MPPT s) In Grafik 6 ist die Verschaltung mit zwei Strängen ausgeführt ein Strang mit 14 PV-Modulen in Serie und ein zweiter Strang mit vier PV-Modulen in Serie. Bei dieser Konfiguration kann ein Wechselrichter mit zwei MPPT s eingesetzt werden, sofern dieser dafür geeignet ist. DC-Leistungsfähigkeit und DC-Eingangsspannungsbereich der beiden MPP-Eingänge müssen dabei beachtet werden. Grafik 6: Ein Strang mit 14 PV-Modulen in Serie auf MPPT1 und ein Strang mit vier PV-Modulen in Serie auf MPPT2 Der Strang am MPPT1 ist den ganzen Tag unverschattet. Leistungsverluste sind hier während der gesamten Tageszeit nicht vorhanden, siehe Grafik 7. Seite 7 von 14

8 U-I Kennlinie unverschattet Grafik 7: U-I Kennlinie bei Serienschaltung von 14 PV-Modulen (unverschattet). Der Strang am MPPT2 hingegen, ist nur um die Mittagszeit unverschattet. Die PV-Kennlinie dazu wird in Grafik 8 dargestellt. Durch die Teilverschattung ändert sich am Vormittag bzw. Nachmittag die PV-Kennlinie des Stranges am MPPT2. Auf Grund der Verschattung, sind nun wieder zwei Arbeitspunkte vorhanden. Auch in diesem Fall ist der optimale Arbeitspunkt der MPP2, was zu den gleichen Leistungsverlusten wie im Monostring-Konzept führt, also Leistungsverluste am Vormittag bzw. Nachmittag: je zwei Module. U-I Kennlinie unverschattet U-I Kennlinie verschattet Verlustleistung MPP1 lokales Maximum MPP2 globales Maximum Grafik 8: U-I Kennlinien bei Serienschaltung von vier PV-Modulen (mit Bypass-Dioden). Die blaue U-I Kennlinie zeigt den unverschatteten Fall. Den Verschattungsfall zeigt die rote U-I Kennlinie (zwei Module verschattet) die Leistung der verschatteten Module kann nicht genutzt werden. Im nächsten Abschnitt ist das Beispiel noch mit einer anderen Systemkonfiguration dargestellt. Die Leistungsverluste sind gleich hoch. Seite 8 von 14

9 Polystring-Konzept II (Wechselrichter mit zwei MPPT s) Das in Abschnitt dargestellte Polystring-Konzept setzt voraus, dass die DC-Eingänge der beiden MPPT s eine bestimmte DC-Leistungsfähigkeit besitzen. Es kann durchaus sein, dass beide Eingänge mit je 50% DC-Leistungsfähigkeit bezogen auf P AC/NENN dimensioniert sind. Somit ändert sich die Systemkonfiguration, was in Grafik 9 dargestellt ist. Grafik 9:Zwei Stränge mit je neun PV-Modulen in Serie. Der unverschattete Strang wird am MPPT1 angeschlossen und der zweite Strang mit dem verschatteten Teil am MPPT2. Der Strang am MPPT1 ist den ganzen Tag unverschattet. Leistungsverluste sind hier während der gesamten Tageszeit nicht vorhanden (siehe Grafik 10). U-I Kennlinie unverschattet Grafik 10: U-I Kennlinie bei Serienschaltung von neun PV-Modulen (unverschattet). Der Strang am MPPT2 ist nur um die Mittagszeit unverschattet. Die PV-Kennlinie dazu ist in Grafik 11 dargestellt. Am Vormittag bzw. Nachmittag ändert sich die PV-Kennlinie des Stranges am MPPT2 durch die Teilverschattung. Somit sind wieder zwei Arbeitspunkte vorhanden. Auch in diesem Fall ist der optimale Arbeitspunkt der MPP2, was zu gleichen Leistungsverlusten wie im Monostring-Konzept führt, also Leistungsverluste am Vormittag bzw. Nachmittag: je zwei Module. Seite 9 von 14

10 U-I Kennlinie unverschattet U-I Kennlinie verschattet Verlustleistung MPP1 lokales Maximum MPP2 globales Maximum Grafik 11: U-I Kennlinien bei Serienschaltung von neun PV-Modulen (mit Bypass-Dioden). Die blaue U-I Kennlinie zeigt den unverschatteten Fall. Den Verschattungsfall zeigt die rote U-I Kennlinie (zwei Module verschattet) die Leistung der verschatteten Module kann nicht genutzt werden Zusammenfassung von Beispiel 1 Wie in den Abschnitten 5.2.1, und gezeigt, sind die Leistungsverluste mit dem Monostring-Konzept gleich groß, wie mit dem Polystring-Konzept. Bei beiden Installationsvarianten verliert man am Vormittag und Nachmittag die Leistung der beiden verschatteten PV-Module, siehe Tabelle 2. Beispiel I Verluste Monostring Verluste Polystring (2 MPPT) Vormittag Mittagszeit Nachmittag 2 Module keine 2 Module 2 Module keine 2 Module Tabelle 2: Vergleich der beiden Konzepte, Monostring und Polystring, bei einem Süd-Dach mit Teilverschattung durch Dachgaube Seite 10 von 14

11 5.3. Beispiel II: Teilverschattung durch einen Baum Grafik 12 zeigt ein weiteres Beispiel einer teilverschatteten PV-Anlage. Die Verschattung wird von einem Baum, der sich auf der rechten Seite neben der PV-Anlage befindet, verursacht. Je nach Sonnenstand, ist die Verschattung unterschiedlich. Morgens ist die Teilverschattung am höchsten (Verschattung von sechs Modulen). Im Laufe des Tages verringert sich dann die Anzahl der verschatteten Module bis ungefähr zur Mittagszeit ab diesem Zeitpunkt ist die PV-Anlage unverschattet. Grafik 12: PV-Anlage in Südausrichtung Verschattung durch einen Baum Monostring-Konzept Grafik 13 zeigt dieses Beispiel als Monostring-Konzept: alle 21 PV-Module sind in Serie geschalten. Grafik 13: Serielle Verschaltung von 21 PV-Modulen. Links: Verschattungsszenario um 08:00. Rechts: Verschattungsszenario um 10:00 Bei dieser Art von Verschattung kann man davon ausgehen, dass die PV-Anlage ab der Mittagszeit unverschattet ist. In Grafik 14 ist dies mit der blauen U-I Kennlinie dargestellt. Es ergeben sich keine Leistungsverluste. Am Vormittag sind unterschiedliche Verschattungsszenarien vorhanden, da die Teilverschattung im Laufe des Vormittags immer geringer wird. Zur Veranschaulichung wurden zwei Szenarien ausgewählt: die Verschattungsanordnung um 08:00 und jene um 10:00. Die U-I Kennlinien dazu zeigen (siehe Grafik 14), dass in beiden Kennlinien zwei Arbeitspunkte vorhanden sind. Das globale Maximum (MPP2 und MPP3) ist größer als das lokale Maximum, das bedeutet im schlimmsten Fall Leistungsverluste am Vormittag von sechs Modulen. Seite 11 von 14

12 U-I Kennlinie unverschattet U-I Kennlinie verschattet Verlustleistung MPP1 lokales Maximum MPP2 globales Maximum (10:00) MPP3 globales Maximum (08:00) Grafik 14: U-I Kennlinien bei Serienschaltung von 21 PV-Modulen (mit Bypass-Dioden). Die blaue U-I Kennlinie zeigt den unverschatteten Fall. Den Verschattungsfall zeigen die beiden roten U-I Kennlinien (sechs bzw. drei PV-Module verschattet) die Leistung der verschatteten Module kann nicht genutzt werden Polystring-Konzept (Wechselrichter mit zwei MPPT s) In Grafik 15 ist die Verschaltung im Polystring-Konzept ausgeführt ein Strang mit zehn PV-Modulen in Serie und ein zweiter Strang mit elf PV-Modulen in Serie. Bei dieser Konfiguration kann ein Wechselrichter mit zwei MPPT s eingesetzt werden. Die DC-Leistungsfähigkeit muss in diesem Fall je MPP-Eingang 50% betragen (bezogen auf P AC/NENN ). Grafik 15: Ein Strang mit zehn PV-Modulen in Serie auf MPPT1 und ein Strang mit elf PV-Modulen in Serie auf MPPT2. Links: Verschattungsszenario um 08:00. Rechts: Verschattungsszenario um 10:00 Der Strang am MPPT1 ist den ganzen Tag unverschattet. Leistungsverluste sind hier während der gesamten Tageszeit nicht vorhanden, siehe Grafik 16. Seite 12 von 14

13 U-I Kennlinie unverschattet Grafik 16: U-I Kennlinie bei Serienschaltung von zehn PV-Modulen (unverschattet). Der Strang am MPPT2 ist ungefähr ab Mittag bzw. späten Vormittag unverschattet. Die PV-Kennlinie dazu ist in Grafik 17 dargestellt. Am Vormittag ändert sich die PV-Kennlinie des Stranges am MPPT2 durch die Teilverschattung laufend. Abhängig von der Uhrzeit, ist eine bestimmte Anzahl von den Modulen verschattet. Zum Vergleich sind in Grafik 17 wieder die beiden U-I Kennlinien der Verschattungsszenarien von 08:00 und 10:00 dargestellt. Auch in diesem Fall führt das Polystring-Konzept zu den gleichen Verlusten wie das Monostring-Konzept. Das heißt, im schlimmsten Fall zu Leistungsverlusten von sechs Modulen am Vormittag. U-I Kennlinie unverschattet U-I Kennlinie verschattet Verlustleistung MPP1 lokales Maximum MPP2 globales Maximum (10:00) MPP3 globales Maximum (08:00) Grafik 17: U-I Kennlinien bei Serienschaltung von elf PV-Modulen (mit Bypass-Dioden). Die blaue U-I Kennlinie zeigt den unverschatteten Fall. Den Verschattungsfall zeigen die beiden roten U-I Kennlinien (sechs bzw. drei Module verschattet) die Leistung der verschatteten Module kann nicht genutzt werden. Anmerkung zu diesem Beispiel: Kann beim Polystring-Konzept die PV-Anlage so ausgelegt werden, dass auf einem MPP-Eingang nur die sechs verschatteten Module installiert sind, dann bringt dies ertragsmäßig einen kleinen Vorteil gegenüber dem Monostring-Konzept. Damit das möglich ist, muss die DC-Leistungsfähigkeit der beiden Eingänge entsprechend aufgeteilt sein, was jedoch in der Praxis kaum der Fall ist. Seite 13 von 14

14 Zusammenfassung von Beispiel 2 Auch in diesem Beispiel sind die Leistungsverluste mit dem Monostring-Konzept gleich groß, wie die des Polystring-Konzepts. In beiden Fällen verliert man am Vormittag die Leistung der verschatteten Module, siehe Tabelle 3. Beispiel II Verluste - Monostring Verluste Polystring (2 MPPT) Vormittag (08:00) Vormittag (10:00) Mittagszeit Nachmittag 6 Module 3 Module keine keine 6 Module 3 Module keine keine Tabelle 3: Vergleich der beiden Konzepte, Monostring und Polystring, bei einem Süd-Dach mit Teilverschattung durch einen Baum Seite 14 von 14