Folgend wird beschrieben wie die Anzahl der an den Wechselrichtereingang parallel geschalteten PV-Strings und die Länge der PV-Strings (Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module) bestimmt werden kann, sobald die Daten aus der Anlagendokumentation in die Monitoring-Software eingepflegt wurden.

Beispielhaft wird dazu ein Wechselrichter mit zwei MPP-Trackern betrachtet:

Verschaltung der PV-Module laut Anlagendokumentation

Modultyp: Polykristalline 260 W Module

  • MPP-Tracker A: 4 PV-Strings a 20 Module
  • MPP-Tracker B: 1 PV-String a 16 Module

Daraus resultierende Gesamtanzahl der Module: 96

Die Theorie dahinter

Die Anzahl der an den MPP-Tracker parallel geschalteten PV-Strings kann über den DC-Strom am MPP-Tracker überprüft werden. Da der Strom proportional zur Einstrahlung ist und nur gering von der Temperatur beeinflusst wird, sollte an „Clear Sky“-Tagen etwa der Strom bei Maximalleistung IMPP (gemessen unter Standard Test Conditions, STC), der dem Moduldatenblatt entnommen werden kann, erreicht werden. Der Strom wird bei mehreren parallel geschalteten PV-Strings einfach addiert. Sprich die Anzahl der Strings lässt sich durch einfache Division ermitteln.

Die Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module pro PV-String lässt sich mittels der DC-Spannung am MPP-Tracker überprüfen. Die Spannung ist im Gegensatz zum Strom stark temperaturabhängig und nur gering von der Einstrahlung. In den Morgenstunden, wenn der Strom noch sehr gering ist, sollte die Spannung etwa der Leerlaufspannung (UOC) entsprechen und mittags bei hoher Einstrahlung etwa der MPP-Spannung (UMPP). Die Anzahl der Module anhand der Messwerte festzulegen ist allerdings deutlich schwieriger als die Anzahl der parallelgeschalteten PV-Strings.

 

Anzahl der parallel geschalteten PV-Strings berechnen

In der folgenden Abbildung sehen wir die DC-Stromverläufe von MPP A und MPP B. Es ist sofort zu erkennen, dass der Strom an MPP A ungefähr doppelt so hoch ist wie der an MPP B.

Strom bei Maximalleistung (STC): IMPP  = 8,40A

Abbildung 1: DC-Strom von MPP-Tracker A (rot) und B (gelb)

Um die Anzahl der PV-Strings zu bestimmen sollten auch noch die maximalen DC-Stromwerte der MPP-Tracker betrachtet werden (Abbildung 2).

Bei MPP B ist sofort zu erkennen, dass es sich um zwei parallele PV-Strings handelt. Bei MPP A liegt das Ergebnis genau zwischen den Werten 3 und 4. Es ist allerdings von 4 Strings parallel auszugehen, da die gemessenen MPP-Stromwerte (5 min-Mittelwerte) bei 3 Strings deutlich über dem Strom bei Maximalleistung liegen würden

Das berechnete Ergebnis zeigt, dass die in der Anlagendokumentation hinterlegte Anzahl an Strings von MPP B nicht richtig ist. Durch die Korrektur muss allerdings auch die Länge der PV-Strings (Anzahl der Module pro String) überprüft werden.

Abbildung 2: Maximale DC-Stromwerte der MPP-Tracker A (rot) und B (gelb)

 

Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module pro PV-String berechnen

In der folgenden Abbildung sehen wir den Spannungsverlauf und die Leistungskurven der beiden MPP-Tracker über den Tagesverlauf hinweg. Aus diesen Werten können wir mit Hilfe der Leerlaufspannung und der Nenn-MPP-Spannung an den MPP-Trackern die Anzahl der Module für beide Strings berechnen.

Abbildung 3: DC-Spannung und DC-Leistung von MPP A (rot, grün) und MPP B (gelb, braun)

Nennspannung bei STC-Bedingungen: UMPP = 31,25 V
Leerlaufspannung: UOC = 39,35 V

Um sich an die Anzahl der in Reihe geschalteten Module möglichst genau anzunähern empfiehlt es sich den möglichen Korridor sowohl aus der Leerlaufspannung als auch aus der MPP-Spannung zu errechnen.

Berechnung der Modulanzahl an MPP A

Modulanzahl aus MPP-Spannung:

Modulanzahl aus Leerlaufspannung:

Wir können also bei MPP A davon ausgehen dass 16, 17 oder 18 Module angeschlossen sind.

Berechnung der Modulanzahl an MPP B

Modulanzahl aus MPP-Spannung:

Modulanzahl aus Leerlaufspannung:

Bei MPP B können wir hingegen darauf schließen dass 13, 14 oder 15 Module angeschlossen sind.

Wir konnten mittels der vorhandenen Spannungskurven die Anzahl der vorhandenen Module je String abschätzen. Anhand der Ergebnisse ist es uns aber noch nicht möglich, die exakte Stringlänge zu bestimmen. Allerdings kann jetzt zur Hilfe genommen werden, dass die Gesamtanzahl der PV-Module bekannt ist. Sollte diese nicht bekannt sein oder Zweifel an der Anzahl bestehen, müssen vor Ort Fotos von den Modulfeldern erstellt und die einzelnen Module ausgezählt werden.

An MPP B sind zwei Strings parallel geschaltet. Es sind also folgende Verschaltungen möglich:

Variante 1 – MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings á 13 Module = 26 Module
Für MPP-Tracker A bleiben dann bei insgesamt aus der Anlagendokumentation angegebenen 96 Modulen noch 70 Module übrig. Da 70 aber nicht durch 4 teilbar ist und die PV-Strings an einem MPP-Tracker immer die gleiche Länge haben müssen, kommt diese Variante nicht in Frage.

Variante 2 – MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings á 14 Module = 28 Module
Für MPP-Tracker A bleiben dann bei 96 Modulen gesamt noch 68 Module übrig. Dies entspricht dann einer Verschaltung von:
4 PV-Strings a 17 Module

Variante 3 – MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings á 15 Module = 30 Module
Für MPP-Tracker A bleiben dann bei 96 Modulen insgesamt noch 66 Module übrig. Da 66 aber nicht durch 4 teilbar ist und die PV-Strings an einem MPP-Tracker immer die gleiche Länge haben müssen, kommt diese Variante ebenfalls nicht in Frage.

Die einzige Variante, die technisch sinnvoll ist, ist somit Variante 2!

 

Testen Sie die errechneten Konfigurationswerte im Monitoring

Nachdem die Änderungen in der Monitoring-Software eingepflegt sind, sollte jetzt noch einmal die spezifische DC-Leistung der MPP-Tracker überprüft werden.

Abbildung 4: Spezifische DC-Leistung von MPP A (rot) und MPP B (gelb) nach Variante 2

Beide MPP-Tracker erreichen jetzt keine spezifischen Werte mehr größer Eins. Solche Werte größer eins, also deutlich bessere als die STC, treten in unseren Regionen sehr selten auf und deuten meist auf eine falsche Konfiguration im Monitoring hin.
Die spezifische Leistung der beiden MPP-Tracker läuft aber immer noch nicht parallel. Ware das der Fall könnte man davon ausgehen dass Ausrichtung und Neigung der beiden angeschlossenen Felder identisch sind. Die aktuellen Verläufe deuten aber darauf hin, dass sich die Ausrichtung und Neigung der Modulfelder von MPP A und MPP B unterscheiden. Dies zeigt, dass auch die Ausrichtung und Neigung der Module noch überprüft werden sollte. Im letzten Artikel der Serie werden wir dann auf diese Situation genauer eingehen.

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