![\"\"](\"https:\/\/deinenergieportal.de\/wp-content\/uploads\/2021\/06\/Steca-scaled.jpg\")
<\/a>All diese Fremdeinfl\u00fcsse wirken sich negativ auf die Effizienz der PV-Anlage aus. Die Folge sind Ertragseinbu\u00dfen. Um diese m\u00f6glichst gering zu halten, hat der Elektronikdienstleister Katek f\u00fcr seine Wechselrichter der Marke Steca spezielle Algorithmen entwickelt.<\/p>\n\n\n\n
Geringere Ertr\u00e4ge durch suboptimalen Maximum Power Point<\/strong><\/p>\n\n\n\n Einzelne Photovoltaik-Module besitzen eine eindeutige Strom-Spannungs-Kennlinie mit einem klar definierten Leistungsmaximum. Das gilt auch bei einer Kombination von mehreren PV-Modulen zu einem PV-String: Ein klassischer, fehlerfreier und unverschatteter PV-String hat ebenfalls nur ein eindeutiges Leistungsmaximum. Dieses wird auch als MPP (\u201eMaximum Power Point\u201c) bezeichnet. Der MPP des Strings ist jedoch nicht statisch: er ver\u00e4ndert sich je nach Sonneneinstrahlung und Modultemperatur. Daher werden in Wechselrichtern MPP-Tracker (MPPT) eingesetzt, um das jeweilige Leistungsmaximum des Strings zu finden und dadurch den Energiegewinn aus der Anlage zu optimieren.<\/p>\n\n\n\n Abbildung eins zeigt eine klassische, simulierte Kennlinie eines unverschatteten PV-Strings, mit nur einem eindeutigen Leistungsmaximum. Um solch einen MPP zu finden, bewegt sich der MPP-Tracker auf der Kennlinie des Strings immer in Richtung einer Leistungszunahme. Sobald der Tracker an diesem Punkt angekommen ist, stellt er bei Bewegung auf der Kennlinie nur noch eine Leistungsabnahme fest. Der Tracker hat somit den Maximum Power Point gefunden und der String erzeugt die maximal m\u00f6gliche Leistung bei den aktuellen Witterungsbedingungen.<\/p>\n\n\n\n Liegen jedoch Teile des Strings im Schatten oder treten Verschmutzungen beziehungsweise Moduldefekte auf, besitzt der PV-String nicht nur einen, sondern gleich mehrere Maximum Power Points. Dabei wird zwischen einem oder mehreren lokalen Maxima (\u201elokaler MPP\u201c) und einem globalen Maximum (\u201eglobaler MPP\u201c) unterschieden.<\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n Die simulierte Kennlinie in Abbildung zwei geh\u00f6rt zum gleichen PV-String, wie die simulierte Kennlinie in Abbildung eins. Allerdings wurden hier 25 Prozent der Fl\u00e4che des PV-Strings mit einem Verschattungsgrad von 70 Prozent verschattet. Neben dem globalen Maximum (linker Gipfel auf der Kennlinie) hat sich auch ein weiteres lokales Maximum (rechter Nebengipfel auf der Kennlinie) gebildet.<\/p>\n\n\n\n Die in Abbildung zwei simulierte Kennlinie zeigt allerdings nur einen vereinfachten Sonderfall. Bei realen Verschattungen oder Verschmutzungen, wie sie h\u00e4ufig in der Praxis auftreten, k\u00f6nnen zahlreiche weitere lokale Maxima entstehen. Das globale Maximum bleibt dabei aber stets jener MPP, der die h\u00f6chste Leistung bereitstellt und vom MPP-Tracker des Wechselrichters gefunden werden soll.<\/p>\n\n\n\n Herk\u00f6mmliche Wechselrichter sind jedoch nur eingeschr\u00e4nkt in der Lage, dieses globale Maximum finden oder ben\u00f6tigen dabei die Unterst\u00fctzung durch zus\u00e4tzliche \u201ePV-Leistungsoptimierer\u201c, die separat erworben werden m\u00fcssen. Die Folge: es wird merklich weniger Solarstrom erzeugt als eigentlich m\u00f6glich.<\/p>\n\n\n\n Scan-Algorithmen finden das globale Leistungsmaximum<\/strong><\/p>\n\n\n\n Damit Wechselrichter aus den verschiedenen Maxima den bestm\u00f6glichen Arbeitspunkt ausw\u00e4hlen k\u00f6nnen, hat Katek separate Algorithmen f\u00fcr seine Steca-Wechselrichter entwickelt. Mit Hilfe des \u201eShadingscan\u201c-Algorithmus pr\u00fcft der Wechselrichter in regelm\u00e4\u00dfigen Abst\u00e4nden, ob der aktuelle MPP tats\u00e4chlich das Leistungsmaximum erreicht oder ob nicht ein h\u00f6herer Leistungswert erreicht werden kann.<\/p>\n\n\n\n Der \u201eModulscan\u201c-Algorithmus kann zus\u00e4tzlich zur Fehlersuche und zur Diagnose verwendet werden. Auf Grund seiner gro\u00dfen Genauigkeit ist er jedoch vergleichsweise zeitaufwendig und sollte daher \u2013 anders als der schnellere und permanent im Hintergrund aktive ShadingScan \u2013 individuell vom Betreiber gestartet werden.<\/p>\n\n\n\n Der Modulscan f\u00e4hrt nach seiner Aktivierung jeweils den kompletten Arbeitsbereich der vorliegenden PV-Kennlinie ab und bestimmt dadurch ihr globales Maximum. Dar\u00fcber hinaus k\u00f6nnen Betreiber sowie Installateure die erfassten Kennliniendaten \u00fcber das Wechselrichter-Display oder ein Web-Interface auslesen und f\u00fcr weitere Analysen nutzen.<\/p>\n\n\n\n Nach der Erstinbetriebnahme einer PV-Anlage mit Hilfe des Modulscan-Verfahrens beispielsweise \u00fcberpr\u00fcft werden, ob die montierten PV-Module von Verschattungen oder Verschmutzungen betroffen sind. Diese Beeintr\u00e4chtigungen lassen sich dann leicht anhand ihrer speziellen Kennlinienform, wie sie zum Beispiel in Abbildung zwei dargestellt wurde, erkennen.<\/p>\n\n\n\n Ist dem Betreiber oder dem Installateur bekannt, dass die Anlage verschattungs- und verschmutzungsfrei ist, kann er \u00fcber den Modulscan ebenfalls pr\u00fcfen, ob die verbauten PV-Module besch\u00e4digt sind und etwa defekte Zellen aufweisen. Derartige Sch\u00e4den k\u00f6nnen ebenso anhand der Form der vom Modulscan ermittelten PV-Kennlinie (siehe vergleichsweise Abbildung zwei) sichtbar gemacht werden.<\/p>\n\n\n\n Beide Algorithmen erlauben die gezielte Optimierung und Fehleranalyse einer PV-Anlage auf Basis von Kennlinienscans. Sie machen es so m\u00f6glich, den solaren Stromertrag zu erh\u00f6hen, ohne dabei zus\u00e4tzliche Hardwarekomponenten oder Messger\u00e4te einsetzen zu m\u00fcssen.<\/p>\n\n\n\n<\/a><\/a>