Maximierung der Leistung von Photovoltaikanlagen: Erkenntnisse zu Teilverschattung und Leistungselektronik

Photovoltaikanlagen nutzen die Kraft der Sonne und revolutionieren so die Stromerzeugung. Obwohl Sonnenenergie im Überfluss vorhanden ist, bleibt ihre effektive Nutzung unter allen Bedingungen eine Herausforderung. Eine der größten Hürden für Photovoltaikanlagen ist die Teilverschattung.

Maximale Leistung bei Teilverschattung

Auf Dächern installierte Photovoltaikanlagen sind häufig unterschiedlich starker Verschattung ausgesetzt. Die Herausforderung liegt nicht in der Verschattung selbst, sondern darin, den Umgang damit zu optimieren. Überraschenderweise besteht die Lösung nicht unbedingt darin, komplexere Leistungselektronik in das System zu integrieren. Tatsächlich führt dies bei den meisten Dachanlagen nicht zu maximaler Leistung (siehe Abb. 1). Die Effektivität der Leistungselektronik hängt von verschiedenen Faktoren ab, wie dem Grad der Verschattung, der Anzahl der PV-Module in einem String und der Gesamtgröße der Anlage.

Auf der Suche nach Antworten auf dieses komplexe Problem können Anlagenbesitzer und Planer von Photovoltaikanlagen in Konferenzbeiträgen und dem demnächst erscheinenden technischen Bericht der IEA-PVPS Task 13, der auf der IEA-PVPS-Website verfügbar ist, wertvolle Erkenntnisse gewinnen. Diese Ressourcen beleuchten ein Thema, das Experten seit Jahrzehnten beschäftigt.

Diese drei Verdrahtungsvarianten sind heutzutage bei Solardächern üblich, obwohl der Einsatz von MLPE-Komponenten, wie z. B. DC/DC-Optimierern, im letzten Jahrzehnt zugenommen hat.

Abb. 1: Cyril Allenspach / ZHAW Masterarbeit 2023, Schweiz

Die Entwicklung der PV-Technologie

Vor über einem halben Jahrhundert revolutionierte die Einführung von Bypass-Dioden in PV-Modulen die Technologie. Diese Dioden fungierten als Leiter, um den Stromfluss bei Teilverschattung mit bemerkenswerter Effizienz umzuleiten.

Die Entwicklung der Photovoltaik-Technologie war jedoch von ständiger Weiterentwicklung geprägt. Neue DC/DC-Wandler haben die Führung übernommen und ermöglichen den Betrieb jedes einzelnen PV-Moduls mit höheren Spannungen und geringeren Modulströmen. Diese Innovation übertrifft die einfache Reihenschaltung aller Module zur Versorgung des herkömmlichen String-Wechselrichters.

Es ist jedoch wichtig zu beachten, dass dies keine Universallösung ist. DC/DC-Wandler kommen relativ selten zum Einsatz, typischerweise dann, wenn eine einzelne Solarzelle im Modul zu maximal 40 % beschattet ist und drei Bypass-Dioden verwendet werden. Obwohl das theoretische Potenzial für Energiegewinne durch DC/DC-Wandler vielversprechend ist, müssen reale Verluste berücksichtigt werden, die typischerweise etwa 2 % des Jahresertrags ausmachen – deutlich mehr als bei herkömmlichen seriellen PV-Modulverbindern.

Datenblattwerte verstehen

Auf dem aktuellen Markt werden Kunden Angebote für DC/DC-optimierte Photovoltaikanlagen für Einfamilienhäuser präsentiert. Diese Angebote werben oft mit beeindruckenden Wirkungsgradangaben in den Datenblättern, mit Angaben zu 99,5 % und durchschnittlichen Wirkungsgraden von 90 %. Basierend auf diesen Zahlen empfehlen lokale Photovoltaik-Experten diese Systeme möglicherweise als die effizienteste Wahl. Allerdings gibt es eine Nuance in diesen Zahlen, die bei flüchtiger Betrachtung oft übersehen wird.

Die heutigen Datenblattwerte sind selten und beziehen sich typischerweise auf Fälle, in denen der Optimierer in einem speziellen Modus mit k = 1 arbeitet. In diesem Modus fungiert der Optimierer als ohmscher Widerstand und nicht als DC/DC-Spannungswandler. Dieser spezielle Modus, dargestellt auf der linken Seite von Abbildung 2, stellt ein Sonderfall dar, der nicht der alltäglichen Realität der meisten PV-Anlagen entspricht. Dennoch wurden weltweit über 100 Millionen dieser Optimierer installiert, vorwiegend auf kleinen Dachinstallationen.

Abb. 2: Statischer Wirkungsgrad der Huawei 450W P, gemessen am ZHAW IEFE (siehe C. Allenspach, F. Baumgartner, EUPVSEC 2023)

Allerdings birgt die Interpretation dieser beeindruckenden Effizienzwerte einen Haken. In der Vergangenheit warben Hersteller von DC/DC-Wandlern häufig mit zweistelligen prozentualen Wirkungsgraden, die Kunden leider mitunter fälschlicherweise als Jahresertrag des Systems interpretierten, anstatt als Leistung bei bestimmten Verschattungsphasen. Diese Diskrepanz unterstreicht, wie wichtig es ist, sich nicht allein auf beeindruckende Zahlen zu verlassen, sondern die praktischen Auswirkungen dieser Systeme genauer zu untersuchen.

Herausforderungen bei der PV-Planung

Eine der Herausforderungen bei der PV-Planung besteht darin, sich auf gängige kommerzielle Planungstools zu verlassen, die die Leistungsfähigkeit von DC/DC-Wandlern oft überschätzen. Diese Tools verwenden häufig die oben genannten Datenblattwerte als Durchschnittswert für alle Optimierer im System. Dabei berücksichtigen sie jedoch möglicherweise nicht ausreichend die komplexen Verschattungssituationen der einzelnen Zellen im Modul, die Funktion aller Bypass-Dioden oder die Ausrichtung des Moduls auf dem Dach.

Die von PV-Planern verwendeten Tools schätzen typischerweise die durchschnittliche Modulleistung im Verhältnis zum Anteil der verschatteten Modulfläche. Dies liefert zwar einen grundlegenden Überblick, berücksichtigt aber nicht die Komplexität von Teilverschattungsszenarien. Das Ergebnis spiegelt daher oft nicht die tatsächliche Leistung wider.

Beliebte Ergebnisse

Die Komplexität der Behandlung von Teilverschattung hat zu eingehender Forschung und Erkenntnissen geführt, die wertvolle Einblicke bieten. Die jährlichen Simulationsergebnisse der Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften (ZHAW), basierend auf Verschattungsanalysen jeder einzelnen Solarzelle, zeichnen ein klares Bild. Diese Modelle basieren auf den Verlusten kommerzieller DC/DC-Wandler, die in Innenräumen an relevanten Betriebspunkten gemessen wurden. Die beobachteten Verluste liegen etwa 2 % unter den Angaben der Hersteller – eine signifikante Abweichung, die in verschiedenen Konferenzen, Fachartikeln und Zeitschriften dokumentiert wurde.

Die Ergebnisse unter verschiedenen Schattierungsbedingungen sind aufschlussreich und bieten praktische Hinweise:

• Lichtbeschattungsbedingungen:

Bei geringer oder keiner Verschattung, beispielsweise durch einen einzelnen, nur leicht beschatteten Schornstein, arbeitet der herkömmliche String-Wechselrichter in der Regel genauso effizient oder sogar effizienter. Dies wird durch die Reihenschaltung von Standard-PV-Modulen mit drei Bypass-Dioden mittels SINV erreicht.

• Mittlere Beschattungsbedingungen (Abb. 3):

Bei leicht verstärkter Verschattung, beispielsweise durch ein kleines Abgasrohr neben einem Schornstein oder eine Dachgaube, die die PV-Module beschattet, können gelegentlich eingesetzte lokale Optimierer (z. B. 1–4) einen optimalen Ertrag liefern. Diese unabhängigen Optimierer sind Systemen überlegen, die Verluste durch Optimierer berücksichtigen, welche die verschatteten Module entweder gar nicht oder nur sporadisch mit Strom versorgen. Die Vorteile erstrecken sich auch auf verschattungstolerante Module mit mehr als drei Bypass-Dioden, wodurch diese die bevorzugte Wahl darstellen, wenn mehrere PV-Module verschattet sind.

Abb. 3 Jährliche Leistung verschiedener leistungselektronischer Systeme (siehe Abb. 1) und PV-Modultypen bei Verschattung des PV-Dachgenerators durch einen Kamin (Kategorien: leichte bis mittlere Verschattung) unter Verwendung eines handelsüblichen DC/DC-Wandlers
(Siehe F. Baumgartner, C. Allenspach, EUPVSEC 2023, Lissabon und C. Allenspach, F. Baumgartner et. al. Sol. RRL 2022, 2200596 )

• Starke Beschattungsbedingungen:

Bei starker Verschattung, beispielsweise durch einen Dachgauben, der Schatten auf einzelne Module wirft, oder durch zusätzliche Verschattung durch Nachbargebäude, kann die Installation eines Optimierers hinter jedem Modul den Jahresertrag deutlich steigern. Dieser Ansatz ist besonders vorteilhaft im Vergleich zu unbeschatteten Bedingungen, bei denen der Jahresertrag um bis zu 10 % oder mehr sinken kann.

• Schattierung durch kleine Schnüre auf dem Dach:

Derzeit fehlen auf dem Markt hocheffiziente String-Wechselrichter für niedrige Gleichspannungen, die vier bis zehn PV-Module in einem String betreiben können. Diese Lücke wird jedoch durch DC/DC-Wandler geschlossen, die verschiedene Modulausrichtungen in kurzen Strings ermöglichen. Darüber hinaus bietet die Einführung neuer Halbzellen-Butterfly-PV-Module, bei denen alle Halbzellen in Reihe geschaltet sind und höhere PV-Modulspannungen ermöglichen, eine vielversprechende Lösung.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass schattentolerante Module in Kombination mit dem Einsatz von SINV potenziell eine Steigerung des Jahresertrags um bis zu 2 % ermöglichen, während der Einsatz von Leistungselektronik-Optimierern auf Modulebene (MLPE) ohne schattentolerante Module lediglich eine Steigerung um 1 % erzielt. Es ist jedoch wichtig zu beachten, dass das Fehlen eines PV-Moduls hinter einem Schornstein dazu führt, dass der Einzelwechselrichter (SINV) entweder effizienter oder gleichwertig ist, wie im Beitrag zur EUPVSEC 2023 detailliert beschrieben (siehe Abb. 3).

Optimierung des PV-Anlagendesigns

Die optimale Auslegung einer Photovoltaikanlage hängt maßgeblich von der Wahl eines der drei PV-Leistungselektroniksysteme ab. Die Entscheidung für Standard-PV-Module oder schattentolerante PV-Module hat langfristige Auswirkungen. In den kommenden Jahren wird eine größere Auswahl an modernen PV-Modulen sowie neue Niederspannungs-Wechselrichter und MPPT-Eingänge (Maximum Power Point Tracking) verfügbar sein. Diese Entwicklungen sollen die Realisierung langlebiger, robuster und umweltfreundlicher Systeme ermöglichen.

Kostenüberlegungen und Zukunftsperspektiven

PV-Wechselrichter müssen in der Regel einmal während der 25-jährigen Betriebsdauer einer PV-Anlage ausgetauscht werden. Bei DC/DC-Wandlern gestaltet sich die Situation jedoch komplexer. Da diese Elektronik auf dem Dach deutlich höheren Temperaturen ausgesetzt ist, kann ein häufigerer Austausch erforderlich sein. In der Schweiz, einem Land mit einem starken Markt für Einfamilienhäuser, sind Austauschkosten von etwa 1000 bis 3000 Schweizer Franken üblich. Diese Kosten beinhalten oft auch Maßnahmen zur Absturzsicherung, was die finanzielle Bedeutung der Optimierung von PV-Systemen zusätzlich unterstreicht.

Die Notwendigkeit einer fundierten Entscheidungsfindung

In einem fairen Markt müssen Endkunden die verschiedenen Optionen für ihre Photovoltaik-Dachanlage genau verstehen. Die Auswahl reicht von String-Wechselrichtern und unabhängigen Optimierern bis hin zu Komplettsystemen mit Optimierern und dem Einsatz einzelner, schattentoleranter Module. Dabei geht es nicht nur um die Bewertung potenzieller Leistungssteigerungen, sondern auch um die Berücksichtigung möglicher Austauschkosten. Unter Berücksichtigung dieser Faktoren können Kunden fundierte Entscheidungen treffen, die ihren langfristigen Zielen und ihrem Budget entsprechen.

Gemeinsame Anstrengungen zur Verbesserung der PV-Planung

Der Austausch von Fakten zwischen verschiedenen Akteuren der Photovoltaikbranche fördert den Fortschritt. Die Entwicklung verbesserter Planungsinstrumente für kommerzielle PV-Anlagen und eine optimierte Benutzererfahrung für PV-Systemplaner sind Ergebnisse dieser Zusammenarbeit. Die IEA PVPS Task 13 leitet diese Bemühungen und plant die Veröffentlichung eines Abschlussberichts im Jahr 2024. Dieser Bericht enthält Empfehlungen internationaler Experten, koordiniert von ZHAW, die die Branche zu einer effektiveren und effizienteren PV-Systemplanung führen sollen. Der Bericht wird verfügbar sein unter [Link einfügen]. Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit von Photovoltaikanlagen – IEA-PVPS

Autor: Franz Baumgartner, ZHAW Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften, Schweiz

Dieser Artikel ist Teil einer monatlichen Kolumne des IEA PVPS-Programms. Er wurde von der IEA PVPS Task 1 3 beigesteuert .