Ein PV-String besitzt laut Datenblatt eine Leerlaufspannung von ungefähr 850 V. Bei der Prüfung werden 842 V gemessen. Auf den ersten Blick wirkt dieser Wert vollkommen plausibel. Trotzdem zeigt der Wechselrichter, dass genau dieser String dauerhaft deutlich weniger Leistung erzeugt als mehrere baugleiche Nachbarstrings derselben Anlage.
Eine reine Spannungsmessung hilft bei dieser Art der Fehlersuche nur begrenzt weiter. Die Leerlaufspannung beschreibt lediglich einen einzigen Betriebspunkt, bei dem praktisch kein Strom fließt. Auch der Kurzschlussstrom allein liefert nur einen weiteren Punkt der elektrischen Charakteristik. Viele Fehler eines PV-Moduls oder Strings werden jedoch erst sichtbar, wenn das Verhalten zwischen diesen beiden Endpunkten untersucht wird.
Genau dafür wird die vollständige I-U-Kennlinie beziehungsweise I-V curve aufgenommen. Sie zeigt den Zusammenhang zwischen Strom und Spannung über den gesamten Arbeitsbereich vom Kurzschluss bis zum Leerlauf. Damit lässt sich nicht nur feststellen, wie hoch Leerlaufspannung und Kurzschlussstrom sind, sondern auch, wie sich der Generator im Bereich des Maximum Power Point verhält und ob die Form der Kurve dem erwarteten Verhalten entspricht.
Teilverschattung, ungleichmäßige Verschmutzung, Mismatch zwischen Zellgruppen oder Modulen, aktive Bypasspfade und erhöhte Serienwiderstände können charakteristische Veränderungen der Kennlinie verursachen. Ein String kann deshalb eine nahezu normale Leerlaufspannung besitzen und trotzdem deutlich weniger nutzbare Leistung liefern. Gerade Fehler, die erst unter Last wirksam werden, bleiben bei einer reinen Voc-Messung häufig verborgen.
Die Form der Kennlinie darf allerdings nicht isoliert betrachtet werden. Der erzeugte Strom hängt stark von der aktuellen Einstrahlung ab, während die Modultemperatur insbesondere die Spannung beeinflusst. Auch ein vollständig intaktes Modul kann deshalb bei hoher Temperatur oder geringerer Sonneneinstrahlung deutlich von seinen Typenschildwerten unter Standard-Testbedingungen abweichen.
Eine belastbare Kennlinienmessung verbindet deshalb immer die elektrische Messung mit den tatsächlichen Umgebungsbedingungen. Einstrahlung, Modultemperatur, hinterlegte Moduldaten und Stringkonfiguration müssen zum Zeitpunkt der Messung korrekt erfasst beziehungsweise eingestellt sein. Erst danach kann beurteilt werden, ob eine Abweichung tatsächlich durch den PV-Generator verursacht wird.
Eine zuverlässige PV-Kennlinienmessung besteht damit aus zwei Teilen: Zunächst müssen elektrische Kennlinie und reale Messbedingungen korrekt aufgenommen werden. Anschließend wird bewertet, ob Form, Kennwerte und Leistung der gemessenen Kurve unter diesen Bedingungen zum erwarteten Verhalten des Moduls beziehungsweise Strings passen.
Was zeigt die I-U-Kennlinie eines PV-Moduls?
Ein Photovoltaikmodul arbeitet nicht mit einer festen Spannung und einem festen Strom. Sein elektrischer Arbeitspunkt wird sowohl von der angeschlossenen Last als auch von Einstrahlung, Zelltemperatur und dem tatsächlichen Zustand des Moduls bestimmt. Verschattung, Verschmutzung, Alterung und elektrische Defekte verändern deshalb nicht nur einen einzelnen Messwert, sondern können den gesamten Verlauf der Strom-Spannungs-Kennlinie beeinflussen.
Die I-U-Kennlinie beschreibt den Zusammenhang zwischen Strom I und Spannung U über den vollständigen Betriebsbereich. Am einen Ende der Kurve liegt bei nahezu U = 0 V der Kurzschlussstrom ISC. Am anderen Ende liegt bei I = 0 A die Leerlaufspannung VOC.
Dazwischen befindet sich der für die Energieerzeugung entscheidende Bereich. Die elektrische Leistung ergibt sich aus P = U × I. Der Punkt, an dem dieses Produkt maximal wird, heißt Maximum Power Point beziehungsweise MPP. Er wird durch VMPP und IMPP beschrieben.
Gerade die Lage und Form dieses Kennlinienknicks enthalten wichtige Diagnoseinformationen. Ein Generator kann an beiden Endpunkten noch plausible Werte liefern und trotzdem im Bereich des tatsächlichen Betriebspunktes deutlich an Leistung verloren haben.
Voc, Isc, MPP und Füllfaktor richtig verstehen
Aus einer vollständigen Kennlinienmessung werden mehrere Kennwerte bestimmt, die jeweils einen anderen Bereich des elektrischen Verhaltens beschreiben. Erst ihre gemeinsame Betrachtung erlaubt eine sinnvolle Zustandsbewertung.
| Kennwert | Bedeutung | Praktische Aussage |
|---|---|---|
| VOC | Leerlaufspannung | Spannung bei praktisch stromlosem Ausgang |
| ISC | Kurzschlussstrom | Strom bei nahezu 0 V |
| VMPP | MPP-Spannung | Spannung am Arbeitspunkt maximaler Leistung |
| IMPP | MPP-Strom | Strom am Arbeitspunkt maximaler Leistung |
| PMPP | maximale Leistung | Produkt aus VMPP und IMPP |
| FF | Füllfaktor | Maß für die Form beziehungsweise Rechteckigkeit der Kennlinie |
Der Füllfaktor kann vereinfacht als FF = PMPP / (VOC × ISC) beschrieben werden. Er setzt die tatsächlich erreichbare maximale Leistung ins Verhältnis zu dem theoretischen Rechteck aus Leerlaufspannung und Kurzschlussstrom.
Dadurch wird verständlich, weshalb ein Modul gleichzeitig eine weitgehend normale Leerlaufspannung und einen plausiblen Kurzschlussstrom besitzen kann, während die maximale nutzbare Leistung bereits reduziert ist. Die Ursache liegt dann nicht zwingend in den beiden Endpunkten, sondern in der Form der Kurve dazwischen.
Warum Leerlaufspannung und Kurzschlussstrom allein nicht ausreichen
Eine Messung von Voc und Isc untersucht lediglich zwei Betriebspunkte des PV-Generators. Viele relevante Fehler wirken sich jedoch stärker unter Last aus. Ein schwaches Modul oder eine beeinträchtigte Zellgruppe kann beispielsweise im Leerlauf noch nahezu die erwartete Spannung liefern. Sobald Strom fließt, kann sich der Fehler deutlich stärker bemerkbar machen.
Ein typisches Beispiel ist ein aktiver Bypasspfad. Unter bestimmten Betriebsbedingungen wird eine schwache Zellgruppe über eine Bypassdiode überbrückt. Dadurch kann der String weiterhin Strom liefern, verliert aber einen Teil seiner Spannung. In der vollständigen Kennlinie entsteht häufig eine charakteristische Stufe beziehungsweise Kerbe.
Auch ein erhöhter Serien- oder Übergangswiderstand ist im Leerlauf kaum sichtbar, weil nahezu kein Strom fließt. Unter Last entsteht dagegen ein zusätzlicher Spannungsabfall. Die Kennlinie wird insbesondere im Bereich zwischen MPP und Leerlaufspannung ungünstig verformt und die maximal verfügbare Leistung sinkt.
Die Kennlinienmessung untersucht deshalb nicht nur, ob Strom und Spannung grundsätzlich vorhanden sind, sondern wie sich der gesamte PV-Generator unter unterschiedlichen elektrischen Lastbedingungen verhält.
Wie die Einstrahlung die Kennlinie verändert
Der von einem PV-Modul erzeugte Strom hängt stark von der auf die Zellen treffenden solaren Einstrahlung ab. Sinkt die Einstrahlung, reduziert sich insbesondere der Kurzschlussstrom und damit auch der verfügbare Betriebsstrom. Die Leerlaufspannung verändert sich ebenfalls, allerdings deutlich weniger stark.
Eine bei 950 W/m² gemessene Kennlinie kann deshalb nicht unmittelbar mit einer Kurve verglichen werden, die bei nur 600 W/m² aufgenommen wurde. Selbst zwei vollkommen identische und technisch einwandfreie Module würden unter diesen Bedingungen unterschiedliche Strom- und Leistungswerte erzeugen.
Die Einstrahlung muss deshalb möglichst zeitgleich mit der Kennlinienaufnahme erfasst werden. Besonders bei wechselnder Bewölkung können sich die Bedingungen innerhalb weniger Sekunden so stark verändern, dass eine zeitlich versetzte Einstrahlungsmessung bereits zu einer falschen Bewertung führt.
Wie die Modultemperatur die Kennlinie beeinflusst
Neben der Einstrahlung beeinflusst die Zell- beziehungsweise Modultemperatur insbesondere die Spannungsseite der Kennlinie. Bei typischen kristallinen Siliziummodulen sinken mit zunehmender Temperatur vor allem Leerlauf- und MPP-Spannung. Dadurch reduziert sich normalerweise auch die maximal verfügbare Leistung.
Der Strom reagiert wesentlich schwächer auf die Temperatur und kann bei kristallinen Siliziumzellen sogar leicht steigen. Die beiden Effekte wirken deshalb unterschiedlich auf die Kennlinienform.
Ein Modul, das auf einem sonnigen Dach deutlich über 25 °C warm ist, kann eine sichtbar niedrigere Leerlaufspannung liefern als der auf dem Datenblatt angegebene STC-Wert, ohne dass irgendein Defekt vorliegt. Eine Bewertung ausschließlich anhand der Typenschildspannung wäre in diesem Fall irreführend.
Warum auf Standard-Testbedingungen umgerechnet wird
Herstellerdaten für PV-Module werden unter definierten Referenzbedingungen angegeben. Zu den Standard Test Conditions, kurz STC, gehören insbesondere eine Einstrahlung von 1.000 W/m² und eine Zelltemperatur von 25 °C.
Im realen Anlagenbetrieb liegen diese Bedingungen jedoch nur selten exakt vor. Wird ein Modul beispielsweise bei 43 °C gemessen, sind seine Spannungswerte naturgemäß niedriger als bei 25 °C. Ebenso verändert eine Einstrahlung unterhalb von 1.000 W/m² vor allem die Stromseite der Kennlinie.
Professionelle Kennlinienmessgeräte erfassen deshalb neben der elektrischen Kurve auch Einstrahlung und Modultemperatur und können die Messwerte mit den dafür vorgesehenen Verfahren auf Referenzbedingungen umrechnen. Für entsprechende Umrechnungsverfahren ist unter anderem IEC 60891 relevant.
Ohne Berücksichtigung der tatsächlichen Temperatur- und Einstrahlungsbedingungen kann ein vollständig intaktes PV-Modul fälschlicherweise als leistungsschwach bewertet werden.
Verschattung in der I-U-Kennlinie erkennen
Teilverschattung gehört zu den Ursachen, die eine I-U-Kennlinie besonders charakteristisch verändern können. Wird nur ein Teil eines Moduls schwächer beleuchtet, erzeugen die betroffenen Zellen einen geringeren Strom als die übrigen Zellen.
Da Zellen und Zellgruppen innerhalb des Moduls elektrisch miteinander gekoppelt sind, entsteht ein Strom-Mismatch. Die schwächer beleuchtete Gruppe kann den Strom der besser beleuchteten Bereiche nicht mehr ohne Weiteres übertragen. Abhängig von Intensität und Position der Verschattung kann daraufhin eine Bypassdiode leitend werden.
In der Kennlinie entstehen dadurch häufig Stufen, Kerben oder abrupte Änderungen der Steigung. In bestimmten Fällen können sogar mehrere lokale Leistungsmaxima auftreten. Die genaue Kurvenform hängt davon ab, welche Zellgruppen betroffen sind, wie stark die Einstrahlung reduziert wurde und wie die Bypassdioden innerhalb des Moduls verschaltet sind.
Eine relativ kleine Schattenkante kann dadurch wesentlich mehr Leistung kosten, als ihr Flächenanteil zunächst vermuten lässt. Gerade Geländer, Antennen, Dachaufbauten oder Verschattung durch benachbarte Modulreihen können deshalb typische Kennlinienverformungen erzeugen.
Was Bypassdioden mit Stufen der Kennlinie zu tun haben
Bypassdioden schützen Zellgruppen davor, bei starkem Strom-Mismatch übermäßig in Sperrrichtung belastet zu werden. Wird beispielsweise eine Zellgruppe stark verschattet, kann die zugehörige Bypassdiode leitend werden und den Strom an diesem Teil des Moduls vorbeiführen.
Dadurch kann der Gesamtstrom des Strings weiterfließen, allerdings trägt die überbrückte Zellgruppe nicht mehr in gleicher Weise zur Gesamtspannung bei. Elektrisch geht deshalb ein Teil der Modulspannung verloren.
Dieser Übergang zeigt sich in einer Kennlinie häufig als Stufe oder Kerbe. Eine solche Form beweist jedoch nicht automatisch, dass die Bypassdiode selbst defekt ist. Die Diode kann vollkommen korrekt auf einen anderen Fehler reagieren.
| Kennlinienauffälligkeit | Mögliche Ursache | Sinnvolle weitere Prüfung |
|---|---|---|
| Stufe oder Kerbe | Teilverschattung oder lokale Verschmutzung | Sichtprüfung und Wiederholungsmessung ohne Verschattung |
| Stufe bleibt dauerhaft bestehen | Zellschaden oder elektrischer Fehler einer Zellgruppe | Einzelmodulprüfung und Thermografie |
| Fehlender Spannungsabschnitt | dauerhaft überbrückte Zellgruppe oder Bypasspfad | Modul und Anschlussdose weiter untersuchen |
| Ungewöhnliches thermisches Verhalten an Anschlussdose | Bypassdiode oder Anschlussproblem | Thermografie und elektrische Prüfung |
Eine Stufe in der I-U-Kurve ist deshalb zunächst ein Hinweis auf Mismatch beziehungsweise einen aktiven Bypassvorgang. Die konkrete Ursache muss anschließend mit weiteren Prüfungen bestimmt werden.
Mismatch zwischen Modulen und Zellgruppen erkennen
Bei einem klassischen PV-String sind mehrere Module elektrisch in Reihe geschaltet. Durch alle Module fließt deshalb derselbe Stringstrom. Besitzt ein einzelnes Modul oder eine Zellgruppe eine deutlich geringere Stromfähigkeit, kann diese Abweichung das Verhalten des gesamten Strings beeinflussen.
Ursachen für Mismatch können unterschiedliche Modulzustände, Alterung, lokale Verschmutzung, unterschiedliche Temperaturen, Verschattung, Zellschäden oder auch ein nicht zum übrigen String passender Modultyp sein.
Besonders aussagekräftig ist deshalb der Vergleich mehrerer baugleicher Strings derselben Anlage. Besitzen String 1 bis String 5 und String 7 bis String 8 unter vergleichbaren Bedingungen eine ähnliche Kennlinie, während nur String 6 deutlich abweicht, kann die Fehlersuche gezielt auf diesen Generatorzweig konzentriert werden.
Bei parallel betriebenen Strings können zusätzlich die jeweiligen Stringströme miteinander verglichen werden. Auch hier sollten Einstrahlung, Ausrichtung und Temperatur möglichst vergleichbar sein.
Gleichmäßige und lokale Verschmutzung unterscheiden
Verschmutzung kann sich je nach Verteilung sehr unterschiedlich auf die Kennlinie auswirken. Eine weitgehend gleichmäßige Schmutzschicht reduziert hauptsächlich die auf die Zellen treffende Einstrahlung. Die Kurve kann dadurch einem insgesamt niedrigeren Einstrahlungsniveau ähneln: Der Strom und damit die Leistung sinken, ohne dass zwangsläufig ausgeprägte Stufen entstehen.
Lokale Verschmutzung wirkt dagegen ähnlich wie Teilverschattung. Vogelkot, Blätter, Schneereste oder stark begrenzte Ablagerungen können einzelne Zellen oder Zellgruppen deutlich stärker beeinflussen als den Rest des Moduls. Dadurch entsteht ein internes Mismatch und gegebenenfalls wird ein Bypasspfad aktiv.
Eine Wiederholungsmessung nach der Reinigung ist deshalb eine vergleichsweise einfache und sehr aussagekräftige Prüfung. Verschwindet die Kennlinienverformung anschließend, war die lokale Verschmutzung die wesentliche Ursache. Bleibt eine Auffälligkeit bestehen, muss weiter nach einem elektrischen beziehungsweise zellbezogenen Fehler gesucht werden.
Erhöhten Serienwiderstand erkennen
Jedes PV-Modul und jeder String besitzt einen unvermeidbaren elektrischen Serienwiderstand. Dazu tragen Zellverbinder, Busbars, Modulanschlüsse, Kabel, Steckverbinder, Klemmen und weitere Kontaktstellen bei.
Steigt dieser Widerstand durch Korrosion, schlecht montierte Steckverbinder, beschädigte Zellverbinder oder andere Alterungs- beziehungsweise Kontaktprobleme, entstehen unter Last zusätzliche Spannungsverluste. Je höher der Strom, desto stärker wirkt sich der Fehler aus.
In der I-U-Kennlinie zeigt sich ein erhöhter Serienwiderstand typischerweise als ungünstige Abrundung beziehungsweise Veränderung des Bereiches vom MPP in Richtung Leerlaufspannung. Der Füllfaktor und die maximal erreichbare Leistung sinken.
Eine reine Voc-Messung kann währenddessen weiterhin nahezu unauffällig sein. Im Leerlauf fließt praktisch kein Strom und damit entsteht am Serienwiderstand auch kaum zusätzlicher Spannungsabfall.
Auffälligkeiten im Kurzschlussbereich bewerten
Auch der Verlauf der Kennlinie nahe dem Kurzschlussstrom enthält Informationen über den elektrischen Zustand des Moduls. Eine ungewöhnlich starke Steigung in diesem Bereich kann unter anderem auf zusätzliche interne Strompfade beziehungsweise einen reduzierten Parallel- oder Shuntwiderstand hindeuten.
Mögliche Ursachen können Zellschäden, Feuchtigkeitseintritt, interne Leckpfade oder lokale elektrische Defekte sein. Eine solche Veränderung sollte jedoch nicht ausschließlich anhand der Kurvenform diagnostiziert werden. Auch nicht homogene Einstrahlung und ungeeignete Messbedingungen können den Verlauf beeinflussen.
Die Kennlinie liefert deshalb einen Diagnosehinweis, der anschließend mit weiteren elektrischen oder optischen Prüfverfahren abgesichert werden sollte.
Zu niedrige Leerlaufspannung systematisch eingrenzen
Ist die gemessene Leerlaufspannung deutlich kleiner als erwartet, sollte zunächst geprüft werden, ob die zugrunde gelegten Sollwerte überhaupt zum tatsächlichen String passen. Eine falsche Modulanzahl oder ein falsch ausgewählter Modultyp im Messgerät kann bereits eine scheinbare Abweichung erzeugen.
Danach muss die Modultemperatur berücksichtigt werden. Ein deutlich aufgeheizter PV-Generator besitzt naturgemäß eine niedrigere Leerlaufspannung als unter STC-Bedingungen.
Bleibt die Differenz auch nach Temperaturkorrektur auffällig, kommen beispielsweise ein dauerhaft aktiver beziehungsweise kurzgeschlossener Bypasspfad, ein elektrisch überbrücktes Modul, eine falsche Verschaltung oder ein Bereich infrage, der nicht mehr wie vorgesehen zur Stringspannung beiträgt.
Da sich die Modulspannungen innerhalb eines Strings addieren, kann eine annähernd fehlende Modul- oder Zellgruppenspannung einen wichtigen Hinweis auf den betroffenen Abschnitt liefern.
Zu niedrigen Kurzschlussstrom systematisch eingrenzen
Ein zu niedriger Kurzschlussstrom ist nicht automatisch ein Beweis für einen Moduldefekt. Da der erzeugte Strom stark von der Einstrahlung abhängt, müssen zuerst die optischen und messtechnischen Randbedingungen kontrolliert werden.
Eine geringere Einstrahlung, gleichmäßige Verschmutzung oder Teilverschattung können den Strom reduzieren. Ebenso kann ein falsch positionierter Einstrahlungssensor dazu führen, dass für die Sollwertberechnung eine höhere Einstrahlung angenommen wird, als tatsächlich auf das Modul trifft.
Besonders problematisch ist schnell wechselnde Bewölkung. Verändert sich die Einstrahlung innerhalb weniger Sekunden zwischen Umgebungsdatenerfassung und Kennlinienaufnahme, können die beiden Datensätze nicht mehr exakt denselben Zustand beschreiben.
Erst wenn Einstrahlung, Sensorposition und Moduldaten plausibel sind, sollte eine verbleibende Stromabweichung als möglicher Hinweis auf Degradation oder einen tatsächlichen Modulfehler bewertet werden.
Soll- und Ist-Kennlinie richtig vergleichen
Eine gemessene Kennlinie wird besonders aussagekräftig, wenn sie mit einer erwarteten Kurve verglichen wird. Dafür müssen die korrekten technischen Daten des tatsächlich verbauten Moduls hinterlegt sein.
Je nach Messsystem gehören dazu unter anderem Leerlaufspannung, Kurzschlussstrom, MPP-Spannung, MPP-Strom, Nennleistung und Temperaturkoeffizienten. Zusätzlich müssen Modulanzahl und gegebenenfalls die Zahl parallel geschalteter Strings korrekt konfiguriert sein.
Ein Eingabefehler kann eine erhebliche scheinbare Leistungsabweichung erzeugen, obwohl der PV-Generator technisch einwandfrei ist. Deshalb sollten vor einer aufwendigen Fehlersuche immer sowohl die gemessenen Werte als auch die hinterlegten Konfigurationsdaten geprüft werden.
Einstrahlungs- und Temperatursensor richtig positionieren
Die Qualität einer auf Referenzbedingungen korrigierten Kennlinie hängt unmittelbar von den erfassten Umgebungsdaten ab. Der Einstrahlungssensor muss deshalb möglichst dieselben optischen Bedingungen erfassen wie die zu untersuchenden PV-Module.
Besonders wichtig sind gleiche Ausrichtung und derselbe Neigungswinkel. Wird ein Einstrahlungssensor beispielsweise horizontal auf dem Dach abgelegt, während die Module mit 35° Neigung montiert sind, kann der erfasste Wert erheblich von der tatsächlich auf die Module treffenden Einstrahlung abweichen.
Auch lokale Verschattung des Sensors oder eine verschmutzte Sensorfläche verfälschen die Auswertung. Der Sensor selbst wird damit zu einer möglichen Fehlerquelle der Kennlinienbewertung.
Der Temperaturfühler sollte ebenfalls thermisch sinnvoll am zu untersuchenden Modul angebracht werden. Die Umgebungslufttemperatur ist nicht identisch mit der tatsächlichen Modultemperatur. Ein Modul kann bei starker Einstrahlung wesentlich wärmer als die umgebende Luft sein.
Modul oder kompletten String messen?
String- und Einzelmodulmessung erfüllen unterschiedliche Aufgaben. Eine komplette Stringkennlinie eignet sich sehr gut für Inbetriebnahme, wiederkehrende Prüfung und den schnellen Vergleich mehrerer Generatorzweige. Weicht nur einer von mehreren baugleichen Strings deutlich ab, ist bereits ein wichtiger Teil der Fehlersuche abgeschlossen.
Die Einzelmodulmessung dient anschließend der genaueren Lokalisierung. Sie ist insbesondere sinnvoll, wenn Thermografie, Kennlinienform oder Stringvergleich bereits auf einen bestimmten Bereich hinweisen.
Ein effizienter Diagnoseweg besteht deshalb häufig aus Stringvergleich → auffälligen String bestimmen → betroffene Module gezielt prüfen. Dadurch muss nicht jedes Modul der gesamten Anlage ohne konkreten Verdacht einzeln gemessen werden.
Praxisbeispiel: Ein String liefert deutlich weniger Leistung
Eine PV-Anlage besitzt acht baugleiche Strings mit jeweils 20 identischen Modulen und gleicher Ausrichtung. Die Betriebsdaten des Wechselrichters zeigen, dass String 6 dauerhaft weniger Leistung liefert als die übrigen sieben Strings.
Bei der ersten Sichtprüfung sind keine fehlenden, vollständig abgedeckten oder offensichtlich beschädigten Module erkennbar. Auch die gemessene Leerlaufspannung von String 6 liegt nur geringfügig unter den Werten der Nachbarstrings. Aus der Voc-Messung allein lässt sich deshalb noch keine eindeutige Ursache ableiten.
Anschließend werden die Kennlinien der Strings unter möglichst vergleichbaren Einstrahlungsbedingungen aufgenommen. Während die übrigen Strings einen weitgehend gleichmäßigen Kurvenverlauf zeigen, besitzt String 6 eine deutliche Stufe im mittleren Spannungsbereich.
Die Module dieses Strings werden daraufhin genauer auf Verschattung und Verschmutzung untersucht. Dabei wird ein lokal stark verschmutzter Modulbereich gefunden. Nach der Reinigung wird die Kennlinie erneut gemessen. Die Stufe ist nun kleiner, aber weiterhin vorhanden. Damit ist klar, dass die Verschmutzung zwar einen Teil des Problems verursacht hat, aber nicht die einzige Ursache sein kann.
Die Fehlersuche wird anschließend auf einzelne Module eingegrenzt. Ein Modul zeigt weiterhin eine charakteristische Abweichung einer Zellgruppe. Eine ergänzende Thermografie zeigt an diesem Modul zusätzlich eine auffällige Zellgruppe beziehungsweise einen auffälligen Bereich der Anschlussdose.
Damit kann die weitere Untersuchung gezielt auf dieses Modul konzentriert werden. Je nach Herstelleranforderung folgen weitere elektrische Prüfungen oder der Austausch des betroffenen Moduls.
Das Beispiel zeigt den eigentlichen Vorteil der Kennlinienmessung: Sie bestimmt nicht zwangsläufig sofort das defekte Bauteil, macht aber sehr deutlich sichtbar, dass das elektrische Verhalten des Strings vom erwarteten Zustand abweicht und in welchem Bereich der Kennlinie die Ursache weiter gesucht werden muss.
Kennlinienmessung mit Thermografie kombinieren
Die Kennlinienmessung beschreibt das elektrische Verhalten des PV-Generators, während die Thermografie lokale Temperaturunterschiede sichtbar macht. Beide Verfahren liefern deshalb unterschiedliche, aber sehr gut kombinierbare Informationen.
Zeigt eine I-U-Kurve beispielsweise eine Stufe, einen ungewöhnlichen Widerstandseffekt oder eine reduzierte Leistung, kann eine Wärmebildaufnahme anschließend gezielt nach Hotspots, auffälligen Zellgruppen, erwärmten Steckverbindern oder auffälligen Anschlussdosen suchen.
Umgekehrt kann ein thermisch auffälliges Modul anschließend durch eine elektrische Kennlinienmessung genauer beurteilt werden. Ein Hotspot allein beschreibt noch nicht vollständig, wie stark die elektrische Leistung des Moduls oder Strings betroffen ist.
Eine auffällige I-U-Kurve und eine thermisch auffällige Stelle am selben Modul liefern deshalb zusammen wesentlich mehr Diagnoseinformation als eine der beiden Methoden allein.
Sicher an PV-Strings messen
PV-Generatoren erzeugen bei vorhandener Einstrahlung Gleichspannung, auch wenn der Wechselrichter ausgeschaltet ist. In modernen Anlagen können Stringspannungen bis 1.000 V DC beziehungsweise 1.500 V DC auftreten. Diese Spannungen bleiben solange vorhanden, wie die Module ausreichend beleuchtet werden und elektrisch miteinander verbunden sind.
Eine Kennlinienmessung darf deshalb nur von entsprechend qualifiziertem Personal und mit einem Messgerät durchgeführt werden, das für die maximale Spannung, den maximalen Strom und den vorgesehenen Anlagenbereich geeignet ist.
Messleitungen, Steckverbinder und Adapter müssen ebenfalls für die auftretenden DC-Spannungen und -Ströme ausgelegt sein. Darüber hinaus sind die vom Anlagen- und Messgerätehersteller vorgesehenen Trenn- und Anschlussverfahren einzuhalten.
Besondere Aufmerksamkeit erfordert die Gefahr durch Gleichstromlichtbögen. PV-Steckverbinder dürfen nicht einfach unter Last getrennt werden. Auch die Reihenfolge beim Anschließen und Trennen eines Kennlinienmessgerätes muss genau nach dessen Betriebsanleitung erfolgen.
Systematischer Prüfablauf
- Schaltplan, Stringaufbau und technische Daten der tatsächlich verbauten Module prüfen.
- Sicherstellen, dass das Kennlinienmessgerät für maximale Stringspannung und maximalen Strom geeignet ist.
- String entsprechend dem vorgesehenen sicheren Verfahren vom Wechselrichter beziehungsweise Betriebssystem trennen.
- Modultyp, Modulanzahl und gegebenenfalls Stringkonfiguration korrekt im Messgerät hinterlegen.
- Einstrahlungssensor möglichst exakt in Modulebene positionieren und Temperaturfühler fachgerecht am Modul befestigen.
- Aktuelle Verschattung, Verschmutzung und sonstige optische Auffälligkeiten dokumentieren.
- I-U-Kennlinie aufnehmen und Voc, Isc, Vmpp, Impp, Pmpp sowie gegebenenfalls Füllfaktor bewerten.
- Gemessene Kennlinie mit der erwarteten beziehungsweise auf Referenzbedingungen korrigierten Kurve vergleichen.
- Auf Stufen, Kerben, ungewöhnliche Steigungen und Veränderungen des MPP-Bereichs achten.
- Vergleich mit baugleichen Nachbarstrings unter möglichst identischen Bedingungen durchführen.
- Bei Auffälligkeiten zunächst Verschattung und Verschmutzung ausschließen.
- Anschließend den auffälligen String schrittweise auf einzelne Module eingrenzen.
- Bei Bedarf Thermografie, Sichtprüfung sowie weitere elektrische Prüfungen ergänzen.
- Messbedingungen und Kennlinien für spätere Vergleichs- und Wiederholungsprüfungen dokumentieren.
Häufige Fehler bei der Kennlinienmessung
- Nur Voc messen: Fehler im Bereich des MPP oder unter Last können vollständig verborgen bleiben.
- Nur Isc messen: Veränderungen der Kurvenform und Spannung unter Last werden dadurch nicht erfasst.
- Einstrahlung nicht messen: Ein normaler Stromrückgang bei geringer Sonneneinstrahlung wird möglicherweise als Moduldefekt interpretiert.
- Nur die Umgebungstemperatur verwenden: Die tatsächliche Zell- beziehungsweise Modultemperatur kann erheblich höher sein.
- Falsche Modul- oder Stringdaten verwenden: Die berechnete Sollkennlinie passt dann nicht zum real vorhandenen Generator.
- Einstrahlungssensor falsch ausrichten: Die gemessene Einstrahlung entspricht nicht den optischen Bedingungen der Module.
- Bei stark wechselnder Bewölkung messen: Einstrahlung und elektrische Kennlinie können unterschiedliche Betriebszustände repräsentieren.
- Jede Stufe als defekte Bypassdiode interpretieren: Auch Verschattung, lokale Verschmutzung oder Zellschäden können einen korrekten Bypassvorgang auslösen.
- Kleine Schatten während der Messung übersehen: Geländer, Antennen oder sogar die prüfende Person können Zellgruppen beeinflussen.
- Nur Pmax betrachten: Die Form der I-U-Kurve enthält zusätzliche wichtige Diagnoseinformationen.
- Strings unter deutlich unterschiedlichen Bedingungen vergleichen: Einstrahlung und Temperatur müssen bei der Bewertung berücksichtigt werden.
- PV-Steckverbinder unter Last trennen: Dadurch kann ein gefährlicher DC-Lichtbogen entstehen.
Passende PV-Kennlinienmessgeräte
Für die professionelle Kennlinienmessung an aktuellen PV-Modulen und Strings bietet sich beispielsweise das I-V600 an. Das Gerät ist für I-U-Kennlinienmessungen an einzelnen Modulen und kompletten Strings ausgelegt und unterstützt Spannungen bis 1.500 V DC sowie Ströme bis 40 A DC.
| Merkmal | I-V600 | I-V400w |
|---|---|---|
| Anwendung | Module und Strings aktueller PV-Anlagen | Module und Strings bei geringeren maximalen Spannungen |
| Maximale DC-Spannung | bis 1.500 V DC | bis 1.000 V DC |
| Kennlinienmessung | I-U-Kurve inklusive charakteristischer Leistungswerte | I-U-Kurve inklusive charakteristischer Leistungswerte |
| Umgebungsdaten | Temperatur- und Einstrahlungserfassung mit SOLAR-03 | je nach Systemkonfiguration |
| Auswertung | PV-Moduldatenbank und grafische Kurvendarstellung | grafische I-U-Kennlinie und relevante Kennwerte |
Das I-V600 bestimmt unter anderem Leerlaufspannung VOC, Kurzschlussstrom ISC sowie die charakteristischen Leistungswerte der Kennlinie. Die grafische Darstellung direkt am Gerät unterstützt die schnelle Beurteilung der Kurvenform. Mit dem Datenlogger SOLAR-03 können zusätzlich Einstrahlung und Temperatur erfasst werden.
Für Anlagen mit geringeren maximalen Spannungen steht beispielsweise das I-V400w zur Verfügung. Es ermöglicht Kennlinienmessungen an einzelnen Modulen und Strings bis 1.000 V DC und stellt unter anderem aktuelle Leistung, Peakleistung, Kurzschlussstrom, Leerlaufspannung und die grafische Kennlinie dar.
Weitere Geräte für Inbetriebnahme, Fehlersuche und Prüfung von Photovoltaikanlagen finden Sie unter Photovoltaik-Geräte / PV-Messgeräte bei ICS Schneider.
Weitere elektrische Prüf- und Messgeräte finden Sie unter Elektrische Mess- und Prüfgeräte.
Fazit
Eine vollständige I-U-Kennlinienmessung liefert wesentlich mehr Informationen über den tatsächlichen Zustand eines PV-Moduls oder Strings als die alleinige Prüfung von Leerlaufspannung oder Kurzschlussstrom. Sie betrachtet das elektrische Verhalten über den gesamten Arbeitsbereich und macht dadurch insbesondere Fehler sichtbar, die erst unter Last relevant werden.
Teilverschattung, lokale Verschmutzung und Mismatch können charakteristische Stufen und Kerben erzeugen, wenn einzelne Zellgruppen weniger Strom liefern und Bypasspfade aktiv werden. Ein erhöhter Serienwiderstand verändert dagegen häufig den Verlauf im Bereich zwischen MPP und Leerlaufspannung und reduziert Füllfaktor sowie maximal nutzbare Leistung.
Die Kennlinienform darf jedoch niemals ohne die dazugehörigen Messbedingungen beurteilt werden. Einstrahlung beeinflusst vor allem den Strom, während eine erhöhte Modultemperatur insbesondere die Spannung reduziert. Für den Vergleich mit Herstellerdaten müssen diese Einflüsse deshalb gleichzeitig erfasst und entsprechend berücksichtigt werden.
Besonders aussagekräftig ist der Vergleich baugleicher Strings unter möglichst ähnlichen Bedingungen. Weicht nur ein Generatorzweig deutlich ab, kann die Fehlersuche zunächst auf diesen String und anschließend gezielt auf einzelne Module eingegrenzt werden.
Thermografie, Sichtprüfung und weitere elektrische Messungen ergänzen die Kennlinienanalyse. Während die I-U-Kurve zeigt, dass und in welcher Form das elektrische Verhalten abweicht, können zusätzliche Prüfverfahren helfen, die konkrete physikalische Ursache zu lokalisieren.
Die entscheidende Frage lautet deshalb nicht nur: „Erreicht der String seine erwartete Leerlaufspannung?“, sondern: „Entspricht sein vollständiges Strom-Spannungs-Verhalten unter den tatsächlich gemessenen Einstrahlungs- und Temperaturbedingungen dem erwarteten Verhalten des PV-Generators?“
FAQ: PV-Kennlinienmessung
Was ist eine I-U-Kennlinie bei einem Solarmodul?
Die I-U-Kennlinie beschreibt den Zusammenhang zwischen Strom und Spannung eines PV-Moduls beziehungsweise Strings über den vollständigen Arbeitsbereich. Sie reicht vom Kurzschlussstrom bei nahezu 0 V bis zur Leerlaufspannung bei praktisch 0 A und enthält dazwischen den Maximum Power Point.
Warum reicht die Leerlaufspannung zur Prüfung eines PV-Moduls nicht aus?
Die Leerlaufspannung beschreibt lediglich einen Betriebspunkt ohne nennenswerten Laststrom. Fehler wie erhöhter Serienwiderstand, Mismatch oder aktive Bypasspfade können sich erst unter Last beziehungsweise innerhalb des Kennlinienverlaufs deutlich auswirken.
Wie sieht Verschattung in einer I-U-Kennlinie aus?
Teilverschattung kann Stufen, Kerben oder deutliche Änderungen der Kurvensteigung erzeugen. Ursache ist das Mismatch zwischen unterschiedlich beleuchteten Zellgruppen und gegebenenfalls die Aktivierung von Bypassdioden.
Bedeutet eine Stufe in der Kennlinie, dass eine Bypassdiode defekt ist?
Nein. Eine Stufe zeigt zunächst, dass unterschiedliche Strombedingungen innerhalb des Generators bestehen und gegebenenfalls ein Bypasspfad aktiv ist. Die Ursache kann Verschattung, lokale Verschmutzung, ein Zellschaden oder tatsächlich ein Fehler an der Bypassdiode sein.
Warum muss bei der Kennlinienmessung die Einstrahlung gemessen werden?
Der erzeugte PV-Strom hängt stark von der solaren Einstrahlung ab. Ohne Kenntnis der tatsächlich auf das Modul treffenden Einstrahlung kann ein niedriger Strom nicht zuverlässig von einem normalen Verhalten bei geringerem Sonnenangebot unterschieden werden.
Warum ist die Modultemperatur wichtig?
Die Modulspannung ist temperaturabhängig. Bei typischen kristallinen Siliziummodulen sinken mit zunehmender Zelltemperatur insbesondere Leerlauf- und MPP-Spannung. Ein warmes Modul kann deshalb trotz einwandfreier Funktion deutlich unter den STC-Spannungswerten liegen.
Was bedeutet STC bei Photovoltaikmodulen?
STC steht für Standard Test Conditions. Wesentliche Referenzbedingungen sind eine Einstrahlung von 1.000 W/m² und eine Zelltemperatur von 25 °C. Hersteller-Nennwerte werden auf solche definierten Bedingungen bezogen.
Was ist der MPP?
Der Maximum Power Point ist der Arbeitspunkt, an dem das Produkt aus Spannung und Strom maximal ist. Er wird durch die MPP-Spannung VMPP und den MPP-Strom IMPP beschrieben.
Was bedeutet Mismatch bei einem PV-String?
Mismatch bedeutet, dass Module oder Zellgruppen unterschiedliche elektrische Eigenschaften oder Betriebsbedingungen besitzen. Da in einem Reihenschaltungsstring grundsätzlich derselbe Strom durch alle Module fließt, kann ein stromschwächerer Bereich die Leistung des gesamten Strings beeinflussen.
Kann Verschmutzung eine ähnliche Kennlinie wie Verschattung erzeugen?
Ja. Gleichmäßige Verschmutzung reduziert vor allem die wirksame Einstrahlung und damit den Strom. Lokale Verschmutzung kann einzelne Zellgruppen stärker beeinträchtigen und dadurch Stufen oder Kerben ähnlich einer Teilverschattung erzeugen.
Wie erkennt man einen erhöhten Serienwiderstand?
Ein erhöhter Serienwiderstand verändert typischerweise die Kennlinienform im Bereich des Maximum Power Point in Richtung Leerlaufspannung. Der Verlauf wird ungünstig abgerundet, Füllfaktor und nutzbare Leistung sinken, während Voc teilweise weiterhin relativ unauffällig bleibt.
Sollte ein kompletter String oder jedes Modul einzeln gemessen werden?
Für eine effiziente Anlagenprüfung ist zunächst der Vergleich kompletter Strings sinnvoll. Wird dabei ein auffälliger String erkannt, kann die Fehlersuche anschließend gezielt auf einzelne Module dieses Strings eingegrenzt werden.
Kann eine Kennlinienmessung einen Moduldefekt eindeutig bestimmen?
Nicht in jedem Fall. Die I-U-Kurve kann elektrische Abweichungen sehr deutlich sichtbar machen und wertvolle Hinweise auf die Fehlerart liefern. Für eine eindeutige Ursachenbestimmung können jedoch zusätzliche Sichtprüfung, Thermografie, Bypassdiodenprüfung oder weitere elektrische Messungen erforderlich sein.