Die meisten Fehler bleiben bei herkömmlichen Analysen unsichtbar.
Trotz der Versprechen der Hersteller, dass die Anlagen „robust“ und „wartungsfrei“ sind, zeigen Felddaten, dass über 75 % der PV-Anlagen innerhalb von drei Jahren nach der Inbetriebnahme Leistungsverluste von mehr als 10 % aufweisen. Selbst brandneue Anlagen weisen bei der Inbetriebnahme oft Verluste von 5 % auf, doch diese Probleme bleiben bei einer Sichtprüfung oder einfachen elektrischen Tests unentdeckt.
Die grundlegende Herausforderung liegt in den Messbeschränkungen. Herkömmliche Inspektionsmethoden – visuelle Begutachtung, Wärmebildgebung und einkanalige IV-Messungen – können die komplexen Wechselwirkungen, die zu einer Leistungsminderung in der Praxis führen, nicht erfassen. Fehlanpassungsverluste zwischen Strings erzeugen Verstärkungseffekte, bei denen eine leistungsschwache Komponente die Gesamtleistung des Arrays um Faktoren reduziert, die weit über ihren individuellen Beitrag hinausgehen.
Moderne Leistungselektronik arbeitet mit Schaltfrequenzen zwischen 2 und 20 kHz, wodurch Emissionen und Impedanzschwankungen entstehen, die sich auf das Systemverhalten in einer Weise auswirken, die bei herkömmlichen Analysen mit Schwerpunkt auf 50 Hz völlig außer Acht gelassen wird. Gleichzeitig erfordert die Verbreitung von Modulen mit hoher Kapazität (N-Typ, HJT, TOPCON) Messfunktionen, die die Spezifikationen herkömmlicher IV-Kurvenaufzeichnungsgeräte sowohl hinsichtlich der Spannungsbelastbarkeit als auch der Stromreaktionsgeschwindigkeit übertreffen.
Die synchronisierte Mehrkanalmessung mit einer Auflösung von 2200 Punkten erfasst Phänomene, die mit herkömmlichen Verfahren nicht sichtbar sind. String-Wechselwirkungen, Impedanzschwankungen und subtile Fehlersignaturen werden quantifizierbar, wenn die Messgenauigkeit der Komplexität moderner PV-Anlagen entspricht. Dieser Unterschied in der Auflösung – 2200 Punkte gegenüber dem Industriestandard von 128 Punkten – entscheidet darüber, ob kritische Übergänge in den Messdaten sichtbar werden oder verborgen bleiben.
Eine Hochfrequenzanalyse bis 150 kHz deckt Emissionen und Impedanzeigenschaften auf, die sich auf die langfristige Zuverlässigkeit und Netzkompatibilität auswirken. Geräte, die bei einer herkömmlichen Oberschwingungsanalyse als konform erscheinen, können in Frequenzbereichen, die die Versorgungsinfrastruktur nicht bewältigen kann, gegen die Kompatibilitätsstufen der Norm IEC 61000-2-2 verstoßen, wenn der Anteil erneuerbarer Energien steigt.
Die Messung des Leckstroms mit Abstandsmessung zum Fehlerort identifiziert Sicherheitsrisiken, bevor sie zu Brandgefahren oder Stromschlaggefahren eskalieren. Die regelmäßige Bewertung der Erdschlussmuster liefert eine Frühwarnung vor Isolationsverschleiß, der sowohl die Sicherheit des Personals als auch die Verfügbarkeit des Systems gefährdet.
Diese Technik zeichnet das Spannungs- und Stromprofil (IV-Kurve) von PV-Modulen von der Leerlaufspannung (Voc) bis zum Kurzschlussstrom (Isc) durch Anlegen einer Last auf. Je nach Kurvenverlauf können die unterschiedlichen möglichen Fehler erkannt und unterschieden werden. Darüber hinaus ist es die einzige Methode, um Mismatch-Verluste zu erkennen.
Die folgende Grafik zeigt ein Beispiel einer simulatanen Messung einer PV Anlage mit 17 Strings.
Während die Verwendung von Einkanal-IV-Überprüfungssystemen viel Zeit (Tage) für die Inspektion von Solarparks in Anspruch nehmen wird (z. B. 400 Strings für 3 MW), ermöglicht das Mehrkanal-IV-Kurven-Überprüfungssystem die Inspektion von Solarkraftwerken innerhalb sehr kurzer Zeit (~4 Stunden pro MW) und liefert wertvolle Informationen über die Mismatch Verluste.
Das patentierte Diagnosesystem zeigt automatisch den Zustand jedes Strings an. Dabei kann anhand der Farbcodierung auf unterschiedliche Fehlerarten und der Anzahl von Fehler zurückgeschlossen werden.
Fehlerdiagnose: Mistmatch, PID, Bypass Dioden defekt, Verschattung, Glasbruch, Verschmutzung, Delamnieriung, Zellriss, etc.
Die Inspektion von PV-Parks ist in mehrere Disziplinen unterteilt. Zunächst muss das System auf Sicherheitsprobleme überprüft werden. Kriechströme und Isolationsfehler können gefährlich für Personen sein und können auch andere Betriebsmittel wie Rohrleitungen beeinträchtigen. Weitere leistungsbegrenzende Fehler wie PID, Hotspots, defekte Bypass-Dioden etc. sollten erkannt und die Leistung des Gesamtsystems nach IEC62446-2 analysiert werden.
Montagehardware erzeugt subtile Verschattungsmuster, die die PV-Leistung erheblich beeinträchtigen und dabei für konventionelle Testverfahren unsichtbar bleiben. Diese leichten Schatten von Klemmen, Schienen und Strukturkomponenten erzeugen charakteristische "Knicke" in IV-Kennlinien, die Standardmesssysteme nicht auflösen können.
Herkömmliche IV-Kennlinienanalysatoren mit 128 Messpunkten verpassen kritische Übergänge, bei denen Montageschatten Bypass-Dioden aktivieren. Unsere Abtastauflösung mit 2200 Punkten erfasst diese subtilen Stromsprünge und zeigt, wie scheinbar geringfügige Montageentscheidungen messbare Leistungsverluste über die gesamte Systemlebensdauer verursachen.
Feldmessungen belegen, wie montagebezogene Verschattung die Leistung einzelner Module um 8-12% reduziert, wobei das charakteristische Spannungsplateau nur durch hochauflösende Analyse klar sichtbar wird. Untersuchungen zeigen, dass eine optimale Positionierung der Montagehardware diese Verluste vollständig verhindert, wodurch die Erkennungsfähigkeit sowohl für die Inbetriebnahmeprüfung als auch für die Fehlersuche unverzichtbar wird.
Laden Sie die vollständige Messmethodik und Fallstudien herunter, die die Identifizierung von Montageschatten, quantifizierte Leistungsauswirkungen und Korrekturmaßnahmen zur Wiederherstellung der vollen Systemleistung zeigen.
Mangelhafte MC4-Steckverbindermontage erzeugt progressiven Kontaktwiderstand, der die Systemleistung beeinträchtigt und dabei durch konventionelle Tests nicht erkennbar bleibt. Diese Verbindungsfehler manifestieren sich als subtile IV-Kennlinienverzerrungen, die nur Hochpräzisionsmessungen identifizieren können, bevor sie zu kompletten Ausfällen eskalieren.
Kontaktwiderstand entwickelt sich allmählich durch thermische Zyklen, Feuchtigkeitseintritt und mechanische Belastung und erzeugt messbare Spannungsabfälle während Stromübergängen. Standardmessverfahren können diese Widerstandssignaturen nicht von normalen Modulvariationen unterscheiden, sodass Steckverbinderprobleme undiagnostiziert bleiben, bis katastrophale Ausfälle auftreten.
Unsere Untersuchung dokumentierte MC4-Steckverbinder-Degradationsmuster mit 3-7% Leistungsverlusten durch schlechte Verbindungen, mit charakteristischen IV-Kennlinienverläufen, die direkt mit Kontaktwiderstandswerten korrelieren. Die charakteristische Kurvenform ermöglicht die Feldidentifizierung problematischer Steckverbinder, bevor sie Systemabschaltungen oder Brandgefahren verursachen.
Erfahren Sie mehr über Messtechniken, die Steckverbinder-Degradationsmuster offenlegen, verstehen Sie den quantifizierten Zusammenhang zwischen Kontaktwiderstand und Leistungsverlust, und implementieren Sie vorbeugende Wartungsprotokolle, die verbindungsbedingte Ausfälle eliminieren.
Einzelne leistungsschwache Strings erzeugen systemweite Verluste, die ihren individuellen Beitrag aufgrund von Parallel-Mismatch-Effekten bei weitem übertreffen. Ingenieure unterschätzen diese Verstärkungsverluste konsistent, da konventionelles String-Monitoring die dynamischen Wechselwirkungen nicht erfassen kann, die die Gesamtarray-Leistung reduzieren.
Wenn ein String in einem Parallel-Array mit reduzierter Kapazität arbeitet, zwingt die resultierende Spannungsfehlanpassung alle Strings dazu, an suboptimalen Arbeitspunkten zu operieren. Unsere Felddokumentation zeigt, wie ein einzelner String mit 30% Kapazität die Gesamtleistung eines 20-String-Arrays um 27% reduziert statt der erwarteten 5% proportionalen Verluste.
Diese Verstärkung tritt auf, weil parallel geschaltete Strings an gemeinsamen Spannungspunkten arbeiten müssen, die vom schwächsten Performer bestimmt werden. Mehrkanalige IV-Kennlinienmessung offenbart diese Wechselwirkungen durch gleichzeitige Erfassung aller String-Leistungen unter identischen Umgebungsbedingungen und quantifiziert Verluste, die für sequentielle Testverfahren unsichtbar bleiben.
Sehen Sie vollständige Fallstudien zur Mismatch-Verlustverstärkung, verstehen Sie den Messansatz zur Quantifizierung systemweiter Auswirkungen und lernen Sie Diagnoseprotokolle kennen, die leistungsschwache Komponenten identifizieren, bevor sie die gesamte Array-Leistung beeinträchtigen.
Moderne PV-Systeme erfahren Fehlermodi, die ähnliche Symptome erzeugen, aber unterschiedliche Sanierungsstrategien erfordern. Die Unterscheidung zwischen PID-Degradation, Bypass-Dioden-Ausfällen, Zellrissen und partieller Verschattung erfordert Messpräzision, die subtile Kennlinienmerkmale auflöst, die für Standardtestverfahren unsichtbar sind.
Jeder Fehlertyp erzeugt charakteristische IV-Kennlinien-Signaturen, die eine Differentialdiagnose ermöglichen, wenn die Messauflösung die relevanten Übergänge erfasst. PID erzeugt allmähliche Steigungsänderungen über die gesamte Kennlinie, während Bypass-Dioden-Ausfälle scharfe Spannungssprünge bei spezifischen Stromstärken erzeugen und Zellrisse Leistungskurven-Unregelmäßigkeiten am Maximum Power Point generieren.
Unsere dokumentierte Fehlerbibliothek demonstriert, wie Kurvenformanalyse eine präzise Diagnose ermöglicht, wo visuelle Inspektion versagt. Versicherungsdokumentationsfälle zeigen, wie umfassende elektrische Tests Sturmschäden offenbarten, die über visuell erkennbare Modulbrüche hinausgingen und letztendlich zusätzliche Garantieansprüche mit erheblicher Kostenerstattung unterstützten.
Greifen Sie auf die vollständige Fehlersignaturbibliothek zu, machen Sie sich mit den Messanforderungen für eine zuverlässige Fehlerklassifizierung vertraut und implementieren Sie Diagnoseprotokolle, die zwischen ähnlichen Fehlermodi unterscheiden, indem sie quantitative Kurvenanalysen anstelle von symptomorientierten Annäherungen verwenden.
Bei der seriellen oder parallelen Verbindung von PV-Modulen treten aufgrund unterschiedlicher elektrischer Eigenschaften Mismatch-Verluste auf. Die Ursachen für Mismatch können sein: unterschiedliche Module, unterschiedliche Neigung, Verschattung, Hotspots, PID oder andere Fehler. Die folgende Abbildung erklärt die Verluste aufgrund einer seriellen (links) und einer parallelen (rechts) Verbindung:
In Solarparks wird meist eine Kombination aus Reihen- und Parallelschaltung von PV-Modulen verwendet, um den vollen MPP-Eingangsbereich von Wechselrichtern zu nutzen. Über Reihenschaltung werden Panels zu einem PV-String verbunden. Durch die Parallelschaltung dieser PV-Strings entsteht ein PV-Array. Wenn nun ein String des PV-Generators seine Ausgangsleistung aufgrund eines defekten Moduls oder einer vorübergehenden Verschattung reduziert, wird nicht nur die Leistung dieses Strings reduziert. Die gesamte Systemspannung (Parallelschaltung von Spannungsquellen) sinkt und die Leistung des gesamten Arrays sinkt. Im folgenden Beispiel wird die Ausgangsleistung des Arrays aufgrund dieser Mismatch-Verluste um 8 kW (30 %) statt 3 kW (10 % Reduzierung am String) reduziert.
Wenden Sie sich an unser technisches Team, um Ihre spezifischen Messanforderungen zu besprechen und zu erfahren, wie eine umfassende Systemanalyse sowohl die Leistung als auch die Sicherheit Ihrer PV-Anlagen optimieren kann.
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Die Diskrepanz zwischen Nennleistungen und gemessener Leistung birgt sowohl Einnahmeverluste als auch versteckte Risiken, die mit herkömmlichen Tests nicht quantifiziert werden können. Ganz gleich, ob Sie neue Anlagen in Betrieb nehmen, Beschwerden über Leistungsmängel untersuchen oder Wartungsstrategien für bestehende Anlagen entwickeln – umfassende Messungen decken die technische Realität hinter Leistungsannahmen auf.
Unsere Messlösungen bieten die Auflösung und Analysefunktionen, die moderne PV-Anlagen erfordern. Von der Mehrkanal-IV-Kurvenanalyse bis hin zur Bewertung der Stromqualität bei hohen Frequenzen liefern wir die technischen Erkenntnisse, die fundierte technische Entscheidungen ermöglichen, anstatt auf Symptomen basierende Vermutungen anzustellen.
Thermografie erkennt zuverlässig nur Hotspots und übersieht PID-Degradation, Mismatch-Verluste, Zellrisse und die meisten Bypass-Dioden-Ausfälle. Kameras benötigen hohe Einstrahlung (>1100 W/m²), windstille Bedingungen und Experteninterpretation, um fehlerbedingte Wärme von Umgebungsvariationen zu unterscheiden. Dieser Messansatz erkennt fortgeschrittene Degradationssymptome statt elektrischer Grundursachen.
Mehrkanalige IV-Kennlinienanalyse mit 2200-Punkt-Auflösung erfasst elektrische Signaturen, die Fehlerzustände offenbaren, bevor thermische Symptome auftreten. Unser Messansatz funktioniert über breitere Einstrahlungsbereiche (>300 W/m²) und quantifiziert alle Hauptfehlerkategorien durch Kurvenformanalyse statt Symptombeobachtung.
Die synchronisierte Messung von bis zu 20 Strings gleichzeitig offenbart vergleichende Leistung unter identischen Umgebungsbedingungen und legt Mismatch-Effekte und Degradationsmuster frei, die für sequentielle Thermoscans unsichtbar sind. Automatisierte Fehlerklassifizierung verarbeitet Kennlinienmerkmale gegen bekannte elektrische Signaturen und identifiziert PID, Bypass-Ausfälle und Zellschäden ohne Thermografie-Expertise oder ideale Wetterbedingungen zu benötigen.
Bypass-Dioden-Ausfälle treten in zwei unterschiedlichen Modi auf, die verschiedene Sanierungsstrategien erfordern. Kurzgeschlossene Dioden umgehen permanent Zellgruppen und reduzieren die String-Spannung. Offene Ausfälle eliminieren den Bypass-Schutz und zwingen verschattete Zellen in den Durchbruch mit übermäßiger Erwärmung. Standardtests können diese Modi nicht unterscheiden, während visuelle Inspektion nichts über den internen Diodenzustand offenbart.
Hochauflösende IV-Kennlinienmessung offenbart die elektrischen Signaturen, die kurzgeschlossene von offenen Bypass-Dioden durch Spannungsübergangsanalyse unterscheiden. Kurzgeschlossene Dioden erzeugen charakteristische Spannungssprünge, die als deutliche Plateaus in der IV-Kennlinie sichtbar sind, wobei die Spannungsreduktion präzise der Anzahl umgangener Zellgruppen entspricht.
Unsere 2200-Punkt-Abtastauflösung erfasst diese Übergänge klar, während Messsysteme mit 128 Punkten die kritische Spannungsregion verpassen, in der Bypass-Aktivierung auftritt. Die quantifizierte Spannungsreduktion ermöglicht sofortige Identifizierung, welche Zellgruppen permanent umgangen sind, und leitet Techniker zu spezifischen Anschlussdosen-Positionen statt Modul-für-Modul-Untersuchung über ganze Strings zu erfordern.
Potentialinduzierte Degradation entwickelt sich allmählich durch Spannungsstress zwischen Modulen und Erdungssystemen und reduziert die Ausgangsleistung um 5-10% jährlich. Früherkennung erweist sich als schwierig, weil Degradation gleichmäßig über Module auftritt und vergleichende Referenzpunkte eliminiert. Elektrolumineszenz erfordert nächtlichen Zugang und Spezialausrüstung, während Thermografie Symptome erst offenbart, nachdem Verluste das Wiederherstellungspotential übersteigen.
IV-Kennlinien-Formanalyse identifiziert PID durch charakteristische Steigungsänderungen, die gleichzeitige Serien- und Shunt-Widerstandsdegradation anzeigen. Der Messansatz vergleicht tatsächliche Kurvenformen mit erwarteter Leistung, berechnet aus Umgebungsbedingungen und Modulspezifikationen, und offenbart systematische Abweichungen, die potentialinduzierte Stresseffekte anzeigen.
Unsere Analyse quantifiziert sowohl die Rs-Abnahme, die in der Maximum-Power-Region der Kennlinie sichtbar ist, als auch die Rsh-Abnahme, die im Niederspannungsbereich erkennbar ist, und liefert elektrische Bestätigung von PID, bevor visuelle Inspektion Modulverfärbung offenbart. Diese Früherkennung ermöglicht rechtzeitige Implementierung von Regenerationsprotokollen oder Systemerdungsmodifikationen, während Leistung noch wiederherstellbar ist, und verhindert permanente Degradation, die auftritt, wenn PID unentdeckt fortschreitet.
Hotspots entwickeln sich, wenn rückwärts vorgespannte Zellen Leistung als Wärme dissipieren, wodurch Brandrisiken entstehen und Degradation beschleunigt wird. Thermografie erfordert Einstrahlung über 1100 W/m² für zuverlässige Erkennung, was Inspektionen auf Mittagsperioden bei klarem Wetter beschränkt. Windbedingungen und Wolkenübergänge erzeugen weitere Komplikationen, begrenzen Inspektionsflexibilität und erzwingen verzögerte Fehlererkennung.
IV-Kennlinienanalyse identifiziert Hotspot-Bedingungen durch elektrische Signaturen statt thermischer Symptome und ermöglicht Erkennung bei Einstrahlungswerten über 300 W/m². Die charakteristische Kurvenverzerrung – reduzierter Strom bei aufrechterhaltener Spannung – offenbart Zellen, die im Durchbruch arbeiten, unabhängig davon, ob ausreichende Wärmeentwicklung für Thermokamera-Erkennung stattgefunden hat.
Unser Messansatz erfasst Hotspot-elektrische Signaturen über Morgen- und Nachmittagsperioden, die Thermografie nicht nutzen kann, und bietet Inspektionsflexibilität, die Projektplanungsanforderungen berücksichtigt. Die elektrische Erkennung identifiziert Hotspot-Bedingungen in frühen Entwicklungsstadien, bevor thermische Zyklen die Verkapselung degradiert und Brandgefahren erzeugt haben, die Thermografie typischerweise erst nach ausgedehnter Wärmeexposition offenbart.
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Moderne Leistungselektronik arbeitet außerhalb herkömmlicher Messgrenzen und erzeugt oberharmonische Emissionen, die intelligente Zähler stören, Netzresonanzen verstärken und Kompatibilitätsstandards verletzen. Erfahren Sie, wie frequenzabhängige Impedanzanalysen und Messverfahren mit erweitertem Messbereich Interferenzmuster bis zu 150 kHz aufdecken, die mit herkömmlichen Netzqualitätsanalysatoren nicht erkannt werden können.
