Isolationsfehler in PV-Anlagen
Jeder PV-Betriebsführer kennt folgendes Fehlerbild: Ein oder mehrere Wechselrichter starten verspätet, besonders häufig an regnerischen Tagen. Die Meldung des Wechselrichters lautet: „Störung – Isolationsfehler“. In diesem Beitrag gehen wir näher darauf ein und zeigen Ihnen, welche Rolle Isolationsfehler in PV-Anlagen dabei spielen und wie Sie diese frühzeitig erkennen.
Hintergrund ist, dass jeder Wechselrichter einer PV-Anlage vor der Synchronisierung mit dem Strom-Netz eine Isolationsmessung durchführt. Unterschreitet der gemessene Widerstandswert einen Grenzwert, darf der Wechselrichter sich nicht auf das Netz aufschalten.
Technischer Hintergrund
Hintergrund ist, dass jeder Wechselrichter einer PV-Anlage vor der Synchronisierung mit dem Strom-Netz eine Isolationsmessung durchführt. Unterschreitet der gemessene Widerstandswert einen Grenzwert, darf der Wechselrichter sich nicht auf das Netz aufschalten.
Durch die Reihenschaltung der einzelnen PV-Module zu Strings, kommt es bei PV-Anlagen zu sehr hohen System-Spannungen im Bereich von ca. 300 – 1.000 V. Damit es nicht zu einem Potentialausgleich gegen Erde kommt, müssen alle Anlagenkomponenten eine ausreichende Isolierung aufweisen. Der im Idealfall sehr kleine Strom gegen Erde wird Leck- oder Fehlerstrom genannt. Isolationsfehler in PV-Anlagenkönnen jedoch zu Stromschlägen bei Berühren der Anlage oder ihrer Unterkonstruktion führen.
Der Fehlerstrom setzt sich aus den Teil-Fehlerströmen der einzelnen Komponenten der Photovoltaik-Anlage zusammen. Dazu gehören unter anderem PV-Module, DC-Verkabelung sowie Wechselrichter. Die Isolationswiderstände der Komponenten können als Parallelschaltung gegen Erde betrachtet werden.
Ein PV-Modul muss mindestens einen Isolationswiderstand von 40 MOhm m² (DIN IEC 61215, DIN EN 61646) aufweisen. Der Mindestwert für den Isolationswiderstand eines Moduls kann wie folgt berechnet werden:
Gut zu wissen:
Die IEC-Zertifizierung legt Standards für Photovoltaikanlagen fest, die in Europa verkauft werden. Durch die IEC-Zertifizierung sind damit die wesentlichen Betriebsanforderungen gewährleistet. Zur Bestätigung höherer Qualitätsstufen dienen weitere Qualitätssiegel wie z.B. das Gütezeichen RAL-GZ 966 der Gütegemeinschaft für Solarenergieanlagen oder der „Anlagenpass“ des BSW/ZVEH.
Ein PV-Modul muss mindestens einen Isolationswiderstand von 40 MOhm/m² (DIN IEC 61215, DIN EN 61646) aufweisen. Der Isolationswiderstand eines Moduls kann wie folgt berechnet werden (Mindestwert):
Diese Gleichung gilt selbstverständlich auch für größere Bereiche. Für ein Modulfeld mit identischen Modultypen ergeben sich daher die beiden folgenden Formeln:
Alternative Berechnungsmöglichkeit des Isolationswiderstands einer Modulfelds (Mindestwert):
Wechselrichter messen und überwachen den Gesamt-Isolationswiderstandswert aller angeschlossenen Komponenten. Der Grenzwert liegt bei Riso > 1 kOhm/V, muss aber mindesten 500 kOhm groß sein (gemäß DIN VDE 0126-1-1). Ausgenommen davon sind PV-Anlagen mit galvanischer Trennung vom Netz (durch Transformatoren).
PV-Anlagen mit transformatorlosen Wechselrichtern sind im Einspeisebetrieb hingegen nicht galvanisch vom Netz getrennt. Sie dürfen laut der Norm DIN VDE 0126-1-1 einen bestimmten Grenzwert der Isolierung vor der Netzaufschaltung nicht unterschreiten. Der vorgeschriebene Grenzwert für solche PV-Anlagen orientierte sich bei der Normerstellung an gängigen Installationsvorschriften. Aufgrund des Konflikts der Normen bei Anlagen mit großen Generatorflächen, hat die SMA Solar Technology AG zusammen mit der deutschen Berufsgenossenschaft die Bestimmung des Grenzwertes neu erarbeitet.
Der neue Riso‑Grenzwert ist umgekehrt proportional zur Leistung des Wechselrichters und entspricht dem von DIN EN 61646 und DIN IEC 61215 geforderten Riso‑Grenzwert von 40 MOhm/m² bei einem Modulwirkungsgrad von 5 %. Der Mindestwert wurde in diesem Zuge auf 200 kOhm gesenkt. Noch kleinere Isolationswiderstände können gefährliche Fehlerströme hervorrufen.
Beispiele
Wie die Formel für den RisoModulfeld zeigt, wird der Isolationswiderstand immer kleiner, je größer das Modulfeld wird. Dies kann dazu führen, dass obwohl die Module noch die geforderten 40 MOhm m² erfüllen, der im Wechselrichter hinterlegte Grenzwert unterschritten wird.
Damit liegt der Wert zwar noch knapp oberhalb des geforderten Mindestwerts von 200 kOhm (vor 2010: 500 kOhm), aber hinzu kommen jetzt noch die Isolationswerte der anderen Komponenten. Außerdem sind in älteren Wechselrichtern oft noch höhere Grenzwerte hinterlegt. Bei der Beispielanlage liegt der Grenzwert bei ca. 1.000 kOhm. Dies kann aus dem Graphen abgelesen werden:
Der Isolationswert bewegt sich in diesem Beispiel bis ca. 9:00 Uhr im Bereich um ca. 500 kOhm. Wie die Berechnung gezeigt hat, kann der Isolationswert des Modulfeldes bereits auf 602,5 kOhm sinken, ohne dass die Module einen Defekt aufweisen. In diesem Fall wird man bei einem Einsatz vor Ort vermutlich keinen Fehler an der Anlage finden.
Es ist sehr wichtig, Isolationsfehler in PV-Anlagen vor einem Service-Einsatz ausreichend zu analysieren. Dafür ist grundlegend, dass der Datenlogger den vom Wechselrichter gemessenen Isolationswert und idealerweise auch die Fehler und Ereignismeldungen aufzeichnet
In diesem Beispiel liegt der Isolationswert bis ca. 11:00 Uhr deutlich unter 100 kOhm, der geringste zugelassene Isolationswert der Module beträgt 489,57 kOhm. Es ist also davon auszugehen, dass es vor Ort wirklich Isolationsprobleme gibt. Durch welches Gerät der Fehler verursacht wird, muss in diesem Fall vor Ort geprüft werden.
Prüfung auf zu große Isolationswiderstände bei geerdeten Anlagen
Wie oben erwähnt gelten die Vorschriften der DIN VDE 0126-1-1 nur für Wechselrichter, die ohne Transformator mit dem Netz verbunden sind. Ist der Wechselrichter durch einen Transformator galvanisch vom Stromnetz getrennt, dann darf man auch einer der beiden Pole der Modulreihen geerdet betreiben. Bei Dünnschichtmodulen ist diese Anschlussvariante sogar notwendig, da ansonsten die Module durch Korrosion der sogenannten TCO-Schicht beschädigt werden können. Dieses Phänomen wird teilweise auch als Potentialinduzierte Degradation bezeichnet (PID). Im Gegensatz zur umkehrbaren PID, die bei modernen Siliziumsolarzellen kaum noch auftritt, können Dünnschichtmodule unumkehrbaren Schaden nehmen.
Bei der Verwendung dieser Technologie ist es deshalb wichtig, die Einhaltung einer Obergrenze beim Isolationswiderstand zu überwachen. Wird diese überschritten, droht eine dauerhafte Beschädigung der Solarmodule. Besonders nach Arbeiten an der Anlage muss sichergestellt werden, dass der Isolationswiderstand im angemessenen (niedrigen) Bereich liegt.
Fazit: Isolationsfehler in PV-Anlagen durch passende Analysen erkennen
Dass Wechselrichter an verregneten Tagen verspätet starten, ist kein seltenes Bild in der Photovoltaik. Die Ursache muss aber nicht immer ein Defekt oder Isolationsfehler in PV-Anlagen sein. Da es sehr aufwendig sein kann, einen Isolationsfehler vor Ort zu finden, sollten Sie vor einem Service-Einsatz prüfen, ob wirklich ein Defekt zugrunde liegt. Zu beachten ist, dass der im Wechselrichter hinterlegte Grenzwert nicht einheitlich ist. Der Wert liegt in der Regel zwischen 200 kOhm und 1.000 kOhm (bei Fragen zu dem hinterlegten Grenzwert, kontaktieren Sie einfach den jeweiligen Wechselrichter-Hersteller).
Deutlich wird auch, wie wichtig es ist, dass Datenlogger den Wert der Isolationsmessung aufzeichnen und versenden. Gleiches gilt auch für das Ereignisprotokoll des Wechselrichters! Diese Erkenntnis lässt sich auch auf andere Fehler in einer PV-Anlage übertragen: Je detaillierter die Analyse des Betriebsführers ausfällt, desto besser lassen sich Service-Einsätze vor Ort vorbereiten oder sogar vermeiden