August 2010

Welcher Wechselrichter passt?

Für jede Modultechnologie gibt es den passenden Wechselrichter

Schon heute sind im Fachhandel tausende Modultypen verfügbar und jedes Jahr kommen weitere hinzu. Vor allem im Bereich der Dünnschichttechnologien gibt es jedes Jahr zahlreiche Neuerscheinungen, doch auch bei den Wechselrichtern ist die Auswahl groß. Was zunächst wie ein doppeltes Dilemma erscheint, ist tatsächlich seine Lösung. Denn für jede Modultechnologie gibt es den passenden Wechselrichter.
Die richtige Kombination aus PV-Modul und Wechselrichter ist nicht immer leicht zu finden. Zu vielfältig sind die Eigenschaften der Module. Es gibt verschiedene Größen und Leistungsklassen. Es gibt sie mit oder ohne Rahmen, starr oder flexibel, kristallin oder im Dünnschichtverfahren hergestellt und nicht zuletzt aus unterschiedlichsten Materialkombinationen. Auch PV-Wechselrichter sind in diversen Ausführungen erhältlich wobei verschiedene Topologien und Konzepte zum Einsatz kommen.
Zunächst daher eine kurze Übersicht über die für die Modulkompatibilität relevanten Wechselrichter-Eigenschaften sowie die am Markt verfügbaren Modultechnologien. Es folgt ein Blick auf die häufigsten Probleme im Bereich der PV-Module und anschließend – nach Modultechnologie geordnet – eine Aufstellung sinnvoller Kombinationen aus PV-Modul und Wechselrichter, die diese Probleme vermeiden.

Welche Wechselrichter-Eigenschaften sind relevant?

Mit Blick auf die Modulkompatibilität ist die Unterscheidung in trafolose und galvanisch trennende Wechselrichter sicherlich am wichtigsten: Transformatorgeräte ermöglichen durch ihre galvanische Trennung eine Erdung des PV-Generators, was für einige Modultypen notwendig ist. So werden durch eine Erdung des Minuspols alle Module der PV-Anlage auf positives, bei Erdung des Pluspols auf negatives Potenzial verschoben.
Bei trafolosen Wechselrichtern ist dies nicht immer möglich – zumindest bei den meisten derzeit am Markt erhältlichen Geräten. Hier ist das Generatorpotenzial durch die Elektronik vorgegeben, meistens in Form einer in etwa symmetrischen Aufteilung ins Positive und Negative. Ebenfalls durch die Elektronik vorgegeben ist ein gewisser Wechselstrom-Anteil auf der DC-Seite: Gerade die besonders effizienten Topologien lassen das Potenzial des PV-Generators mit halber Netzamplitude schwingen. Diese Potenzialschwingung kann jedoch immer dann problematisch werden, wenn die PV-Module hohe parasitäre Kapazitäten aufweisen – in diesem Fall entstehen kapazitive Ableitströme. Wechselrichter mit sogenannter „Quiet Rail“-Topologie wie der Sunny Tripower von SMA vermeiden die Schwingung bewusst und weisen lediglich eine kleine Spannungsripple von wenigen Volt auf, ähnlich wie Wechselrichter mit Transformator (Abb. 1).

Abb. 1: Generatorpotenzial bei unterschiedlichen Wechselrichter-Topologien und Erdungsvarianten (Quelle: SMA)

Übersicht der verfügbaren Modultechnologien

Mit einem Anteil von über 80 Prozent dominieren Module mit Zellen aus mono- und polykristallinem Silizium bis heute den Markt. Sie bestehen aus etwa 0,2 mm dicken Siliziumwafern, die entweder zwischen zwei Glasplatten oder einer Glasplatte und einer Folie einlaminiert sind. Meistens werden sie auf der Vorderseite von einem Gitter aus Kontaktfingern überzogen, manche sind aber mit beiden Polen über die Rückseite kontaktiert.

Deutlich weniger Halbleitermaterial wird bei den Silizium-Dünnschichtzellen verbraucht. Hier wird unter Hochvakuum eine nur wenige Mikrometer dicke, amorphe Siliziumschicht abgeschieden und in einzelne Zellen aufgeteilt, die entsprechend miteinander verschaltet sind. Auf der Vorderseite werden die Zellen durch eine transparente, leitende Schicht (TCO, engl. für „Transparent Conductive Oxide“) kontaktiert.
Der Herstellungsprozess beginnt meist mit der äußeren Glasplatte, dann folgen das TCO, das amorphe Silizium sowie die metallische Rückseitenkontaktschicht. Dieser sogenannte Superstrat-Aufbau wird auch in Verbindung mit Cadmiumtellurid (CdTe) eingesetzt, während bei Modulen aus Kupfer-Indium-Selenid (CIS) meist der umgekehrt verlaufende Substrat-Aufbau zum Einsatz kommt. Hier beginnt man mit der Rückseite, auf die nacheinander der Rückseitenkontakt, das Halbleitermaterial und das TCO aufgedampft werden (siehe Abb. 1). Wichtigster Unterschied: Beim Substrat-Aufbau liegt die Laminatfolie zwischen Deckglas und TCO und verhindert anders als  beim Superstrat-Aufbau einen direkten Kontakt.

Ein eigenes, noch junges Marktsegment bilden die flexiblen Laminate. Hier werden die diversen Funktionsschichten auf eine Folie abgeschieden, was die Möglichkeit eröffnet, flexible, dünne und extrem leichte Zellen herzustellen. Diese können dann unmittelbar auf die Oberfläche von herkömmlichen Konstruktionsmaterialien aufgebracht werden (z. B. Metalldächer, Sonnensegel oder Flugzeugtragflächen).
Von allen weiteren Modultypen haben nur wenige das Stadium der Massenproduktion erreicht. Kurz vor der Serienreife stehen die Farbstoffzellen, die durch Aufbringen einer Art organischen oder anorganischen  Tinte entstehen, sowie die sogenannten Konzentratorzellen, bei denen eine Optik das Sonnenlicht bis zu 1000-fach auf eine hocheffiziente Stapelzelle konzentriert.

Abb. 2: Substrat- und Superstrat-Aufbau bei Dünnschichtmodulen (Quelle: SMA)

Die vier häufigsten Herausforderungen im Modulbereich

1.) TCO-Korrosion: Sie entsteht bei der Reaktion von Natrium aus dem Deckglas des Moduls mit Feuchtigkeit, unter Einfluss von negativem Potenzial gegen Erde. Eine weitere Voraussetzung ist offenbar der direkte Kontakt des TCO mit dem Deckglass, wie es bei Superstrat-Technologien der Fall ist. Als Folge der Korrosion wird das TCO vom Rand des Moduls her milchig und verliert seine Leitfähigkeit. Das Modul büßt irreversibel Leistung ein – erst langsam und ab einer gewissen Betroffenheit komplett.

2.) Polarisation: Die beim photovoltaischen Prozess im Halbleiter freigesetzten Ladungsträger können sich unter bestimmten Umständen an inneren Grenzflächen anhäufen. Dadurch wird die ursprüngliche Kennlinie verändert und die Leistung der Zelle verringert. In der Regel ist dieser Effekt jedoch reversibel, so dass zumindest kein dauerhafter Schaden an den Modulen auftritt.

3.) Kapazitive Ableitströme: Ein PV-Modul ist letzen Endes eine elektrisch aufladbare Fläche, die einem geerdeten Gestell gegenüber steht – es verhält sich daher ähnlich wie ein Kondensator. Wird das Modul durch den Wechselrichter DC-seitig mit Potenzialschwankungen beaufschlagt, treten periodisch Verschiebungsströme auf, die auch von der Unterkonstruktion und der Witterung abhängig sind. Der „Modulkondensator“ wird also periodisch ge- und entladen, was zu entsprechenden Stromflüssen führt. Diese Ströme können im ungünstigsten Fall so groß werden, dass die vorgeschriebene Fehlerstrom-Überwachung des Wechselrichters auslöst und er sich vom Netz trennt.

4) Isolationswiderstand (Riso): Jede PV-Anlage sollte so gut wie möglich gegen Erde isoliert sein, um Leckströme zu vermeiden. Im schlimmsten Fall können diese zu Personen- oder Sachschaden führen. Moderne Wechselrichter überprüfen daher den Isolationswiderstand des PV-Generators vor jedem Aufschalten. Bei Systemen mit galvanischer Trennung ist eine Riso-Überwachung mit Abschaltung nicht vorgeschrieben, da erst ein doppelter Fehler zu einem harten Kurzschluss führen kann – es bleibt bei einer Warnmeldung.
Ein trafoloses Gerät darf sich jedoch ab einem Wert von1mA (=1kOhm/V) nicht aufschalten, ein Wert, den schon ein völlig intakter, großer PV-Generator von wenigen kW Peakleistung bei Nässe erreichen kann. Solch eine Situation wird umso leichter erreicht, je größer die Gesamtfläche des zu einem Wechselrichter gehörenden PV-Generators ist. Manchmal sind allerdings auch schadhafte Stecker die Ursache des Problems.

Welcher Wechselrichter für welches Modul?

Die Frage ist natürlich: Welche der oben genannten Probleme treten bei welcher Modultechnologie auf? Und welcher Wechselrichter ist jeweils die Lösung? Erste Orientierung bietet die folgende Übersicht sowie die Tabelle in Abb. 3.

Kristallines Silizium (auch „c-Si“): Die dicken, verkapselten Zellen erweisen sich chemisch als ziemlich robust und neigen auch in negativen Potenzialen nicht zur Korrosion. Eine Erdung ist in der Regel nicht erforderlich. Durch die beträchtliche Dicke der Module ist auch deren parasitäre Kapazität meist relativ klein. Die meisten kristallinen Module lassen sich daher mit allen Wechselrichtern problemlos betreiben. Allerdings gibt es zwei Ausnahmen von der Regel:
• Einige Zelltypen, vor allem solche mit beiden Polen auf einer Seite, neigen im Betrieb unter positivem Potenzial zu Polarisationseffekten (Problem Nr. 2). Die positive Erdung des Generators löst in der Regel das Problem – die meisten TL-Geräte kommen dafür wie gesagt nicht in Frage.
• Manche Glas-Folie-Module haben eine geerdete metallische Struktur in die Rückseitenfolie eingearbeitet, so dass ihre parasitäre Kapazität unerwartet groß sein kann (Problem 3). Zur Vermeidung von kapazitiven Ableitströmen sollten hier nur Wechselrichter zum Einsatz kommen, die DC-seitig keine nennenswerten Potenzialschwankungen aufweisen (Trafogeräte oder trafolose Wechselrichter mit Quiet-Rail-Topologie).

Dünnschicht-Silizium (a-Si): Zellen auf Basis von amorphem Silizium neigen zu einer Korrosion des TCO, was mit einem dauerhaften Leistungsverlust verbunden ist (Problem Nr. 1). Die Lösung besteht im Einsatz einer negativen Erdung des Generators, wodurch die meisten trafolosen Wechselrichter ausscheiden.

Cadmiumtellurid (CdTe): Ein ähnlicher Zusammenhang wie beim amorphen Silizium wird auch bei Dünnschichtmodulen auf Basis von Kadmiumtellurid vermutet. Auch hier wird eine negative Erdung empfohlen, es sei denn der Hersteller erteilt ausdrücklich eine anderslautende Freigabe.

Kupfer-Indium-Selenid (CIS) bzw. Kupfer-Indium-Gallium-Selenid (CIGS ): Aufgrund des Substrat-Aufbaus sind hier bislang keine TCO-Korrosionen beobachtet worden, in den meisten Fällen kann auf eine Erdung verzichtet werden. Allerdings ist zu berücksichtigen, dass es gerade bei CIGS-Modulen sehr viele verschiedene Herstellungsprozesse gibt. Im Einzelfall sollte hier eine Empfehlung des Herstellers eingefordert werden.

Flexible Solar-Zellen: Die derzeit am Markt verfügbaren flexiblen Zellen basieren neben CIGS auf amorphem Silizium, das aber im Substrataufbau gefertigt wird und auch keinen Glaskontakt hat. TCO-Korrosionen wurden hier nicht beobachtet, eine Erdung ist nicht erforderlich. Allerdings kann hier die geringe Dicke Probleme machen: Parasitäre Kapazitäten von flexiblen Laminaten können besonders bei direktem Aufbringen auf eine Metalloberfläche oder bei Feuchtigkeit sehr groß sein und daher im Betrieb mit manchen trafolosen Wechselrichtern zu sehr großen Ableitströmen führen (Problem Nr. 3). Um eine unerwünschte Abschaltung zu vermeiden empfiehlt sich der Einsatz eines Wechselrichters, der DC-seitig keine nennenswerten Potenzialschwankungen aufweist (Trafogerät oder trafoloser Wechselrichter mit Quiet-Rail-Topologie)

Mit den am Markt verfügbaren Wechselrichtern lassen sich also nicht nur sämtliche denkbaren Anlagenkonfigurationen realisieren. Auch der Einsatz aller verfügbaren Modultechnologien ist problemlos möglich, sofern der Planer ihre jeweiligen Eigenarten berücksichtigt und beim Wechselrichter die richtige Auswahl trifft. Als weltweiter Marktführer im Bereich der PV-Wechselrichter kann SMA hier für jeden Einsatzzweck das passende Gerät anbieten.

Abb.3: Empfohlene Kombinationen von SMA Wechselrichtern und Zelltechnologien