DE102014223593A1

DE102014223593A1 - Verfahren und Vorrichtung zum Ermitteln eines Degradationszustandes eines Fotovoltaikmoduls

Info

Publication number: DE102014223593A1
Application number: DE102014223593.6A
Authority: DE
Inventors: Michael Wendl; Paul Mielcarek; Martin Weiss; Kathrin Klee
Original assignee: Robert Bosch GmbH
Current assignee: Robert Bosch GmbH
Priority date: 2014-11-19
Filing date: 2014-11-19
Publication date: 2016-05-19
Also published as: ITUB20155674A1; AU2015258246A1

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren (200) zum Ermitteln eines Degradationszustandes eines Fotovoltaikmoduls (110). Das Verfahren (200) umfasst einen Schritt des Einlesens (210) zumindest eines Stromsignals (130), das einen Kurzschlussstrom (ISC) und/oder MPP-Strom des Fotovoltaikmoduls (110) zu einem Messzeitpunkt repräsentiert. Ferner umfasst das Verfahren (200) einen Schritt des Bestimmens (220) des Degradationszustandes des Fotovoltaikmoduls (110) unter Verwendung des Stromsignals (130), wobei der Degradationszustand einen Grad der Verschlechterung des Fotovoltaikmoduls (110) gegenüber einem Originalzustand repräsentiert.

Description

Stand der Technik
Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Ermitteln eines Degradationszustandes eines Fotovoltaikmoduls, auf eine entsprechende Vorrichtung sowie auf ein entsprechendes Computerprogrammprodukt.
Nach dem aktuellen Stand der Technik wird zur Selbstdiagnose von Fotovoltaik-Generatoren, kurz PV-Generatoren, häufig ein Vergleich zwischen dem erwarteten Soll-Ertrag und dem gemessenen Ist-Ertrag durchgeführt (performance ratio). Aufgrund der großen Schwankungen in der Sonneneinstrahlung wird hierfür unbedingt ein unabhängiger Strahlungssensor benötigt, mit dem der Soll-Ertrag an diesem speziellen Tag bei der vorliegenden Einstrahlung berechnet wird. Hierbei wird auf die hinterlegte Kennlinie des Systems zurückgegriffen. Diese Zusatzsensoren sind kostenaufwendig und benötigen Platz bei der Installation.
Offenbarung der Erfindung
Vor diesem Hintergrund werden mit dem hier vorgestellten Ansatz ein Verfahren zum Ermitteln eines Degradationszustandes eines Fotovoltaikmoduls, weiterhin eine Vorrichtung, die dieses Verfahren verwendet sowie schließlich ein entsprechendes Computerprogrammprodukt gemäß den Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
Der hier vorgestellte Ansatz schafft ein Verfahren zum Ermitteln eines Degradationszustandes eines Fotovoltaikmoduls, wobei das Verfahren die folgenden Schritte aufweist:

– Einlesen zumindest eines Stromsignals, das einen MPP- Strom und/oder Kurzschlussstrom des Fotovoltaikmoduls zu einem Messzeitpunkt repräsentiert; und
– Bestimmen des Degradationszustandes des Fotovoltaikmoduls unter Verwendung des Stromsignals, wobei der Degradationszustand einen Grad der Verschlechterung des Fotovoltaikmoduls gegenüber einem Originalzustand repräsentiert.

Unter einem Fotovoltaikmodul kann ein Solarstromgenerator verstanden werden, der in der Lage ist, aus elektromagnetischer Strahlung des Wellenlängenbereichs von sichtbarem Licht eine elektrische Energie zu generieren. Unter einem Degradationszustand kann ein Zustand des Fotovoltaikmoduls verstanden werden, der einen Abnutzungsgrad oder eine altersabhängige Minderfunktion des Fotovoltaikmoduls repräsentiert. Unter einem MPP-Strom kann ein Stromfluss verstanden werden, der im MPP-Arbeitspunkt (MPP = Maximum Power Point), d. h. im Betriebspunkt des Solarstromgenerators, in dem entsprechend dem Strom-Spannungs-Diagramm sein Maximum hat und somit die maximale Leistung aus dem Solarstromgenerator entnommen werden kann. Unter einem Kurzschlussstrom kann ein Stromwert verstanden werden, der sich durch das Kurzschließen der Anschlussklemmen bei Betrieb des Fotovoltaikmoduls, also bei Lichteinstrahlung auf das Fotovoltaikmodul, einstellt oder messen lässt.
Der hier vorgestellte Ansatz basiert auf der Erkenntnis, dass ein MPP- und/oder Kurzschlussstrom des Fotovoltaikmoduls eine sehr genaue Information über einen Degradationszustand des Fotovoltaikmoduls liefert. Der Kurzschlussstrom stellt dabei eine geeignete Messgröße für die Einstrahlung von Licht, beispielsweise Sonnenlicht, auf das Fotovoltaikmodul dar, sodass dieser Kurzschlussstrom dann beispielsweise im zeitlichen Verlauf ausgewertet werden kann. Der MPP-Strom stellt ebenfalls eine geeignete Messgröße für die Einstrahlung von Licht, beispielsweise Sonnenlicht, auf das Fotovoltaikmodul dar, falls keine lokal stromreduzierenden Einflüsse wie beispielsweise eine Verschattung vorliegt, sodass dieser MPP-Strom dann beispielsweise im zeitlichen Verlauf ausgewertet werden kann. Das Vorhandensein lokal stromreduzierender Einflüsse kann durch Analyse der Strom-Spannungskennlinie auf Unstetigkeiten erkannt werden und entsprechende Datenpunkte verworfen werden. Prinzipiell ist der Kurzschlusstrom zwar die bessere Größe, da z. B. Knicke durch lokale Verschattung keinen Einfluss darauf haben, allerdings ist dieser Arbeitspunkt schwer zu messen und die Messung im Betrieb nicht erwünscht. Da der MPP-Strom in der Regel proportional zum Kurzschlussstrom ist, enthält er die gleiche Information (solange Knicke ausgeschlossen werden) und stellt den natürlichen Arbeitspunkt dar, der ohnehin kontinuierlich gemessen wird. Nachdem ein Fotovoltaikmodul im Laufe seiner Lebensdauer beispielsweise durch Veränderungen im Halbleiterkristall oder Mikrobrüche zunehmend schlechter die eingestreute Lichtleistung in elektrische Energie umsetzen kann, lässt sich durch die Auswertung des MPP- und/oder Kurzschlussstromes ein Rückschluss auf diese Veränderungen des Fotovoltaikmoduls ziehen, die auch als Degradation bezeichnet wird.
Der hier vorgestellte Ansatz bietet den Vorteil, dass die Veränderungen des Fotovoltaikmoduls durch die Auswertung vom Fotovoltaikmodul selbst bereitgestellten oder bereitstellbaren Messgrößen erkannt werden können. Ein separater Sensor zur Erfassung der Einstrahlung auf das Fotovoltaikmodul kann somit entfallen, wodurch einerseits die Herstellung bzw. der Betrieb oder die Montage des Fotovoltaikmoduls kostengünstig erfolgen kann und andererseits eine Fehlermöglichkeit bei der Bestimmung der Leistungsfähigkeit des Fotovoltaikmoduls, beispielsweise durch einen verschmutzten Sensor, reduziert werden kann.
Günstig ist eine Ausführungsform, bei der im Schritt des Einlesens als Stromsignal ein ausgewählter MPP-/oder Kurzschlussstrom aus einer Mehrzahl von zu unterschiedlichen Zeitpunkten gemessenen MPP- und/oder Kurzschlussströmen eingelesen wird. Dabei kann der ausgewählte MPP-und/oder Kurzschlussstrom ein vorbestimmtes Kriterium in Bezug auf die Mehrzahl von bereitgestellten MPP- und/oder Kurzschlussströmen erfüllen. Besonders vorteilhaft ist eine Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes, bei dem die MPP- und/oder Kurzschlussströme zu unterschiedlichen Zeitpunkten innerhalb eines Tages gemessen wurden. Unter einem solchen vorbestimmten Kriterium kann beispielsweise die Auswahl des größten MPP- und/oder Kurzschlussstromwerts aus der Mehrzahl von zu unterschiedlichen Zeitpunkten gemessenen MPP- und/oder Kurzschlussströmen als Stromsignal verstanden werden. Eine solche Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes bietet den Vorteil, einen besonders günstigen Wert eines MPP- und/oder Kurzschlussstromwerts des Fotovoltaikmoduls als Stromsignal auszuwählen, sodass eine mögliche Degradation des Fotovoltaikmoduls möglichst präzise und genau festgestellt werden kann.
Denkbar ist ferner eine Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes, bei dem im Schritt des Einlesens ein MPP- und/oder Kurzschlussstromwert als Stromsignal eingelesen wird, wenn ein unter Verwendung der Mehrzahl von MPP- und/oder Kurzschlussströmen gebildeter zeitlicher Verlauf der MPP-und/oder Kurzschlussströme ein vorbestimmtes Kriterium erfüllt. Unter einem zeitlichen Verlauf der MPP- und/oder Kurzschlussströme kann eine Kurve verstanden werden, die durch Interpolation der einzelnen der Mehrzahl von MPP-und/oder Kurzschlussströmen gebildet wird. Eine solche Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes bietet den Vorteil, durch die Berücksichtigung von zeitlichen Abhängigkeiten der einzelnen der Mehrzahl von MPP- und/oder Kurzschlussströmen den als Stromsignal verwendeten MPP- und/oder Kurzschlussstromwert besonders vorteilhaft auszuwählen, um eine präzise Erkennung des Grades der Abnutzung bzw. Degradation des Fotovoltaikmoduls zu ermöglichen.
Besonders vorteilhaft ist eine Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes, bei dem im Schritt des Einlesens ein MPP- und/oder Kurzschlussstromwert als Stromsignal eingelesen wird, wenn ein Graph über den zeitlichen Verlauf der MPP- und/oder Kurzschlussströme als knickfrei erkannt wird und/oder Spannung-Strom-Kennlinie des Fotovoltaikmoduls als knickfrei erkannt wird und/oder eine Ableitung des zeitlichen Verlaufs der MPP- und/oder Kurzschlussstromstärke genau eine Nullstelle aufweist. Eine solche Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes bietet den Vorteil, dass für das Stromsignal ein MPP- und/oder Kurzschlussstromwert ausgewählt werden kann, der bei einer möglichst konstanten und vollflächigen Bestrahlung des Fotovoltaikmoduls mit Licht gemessen wird. Auf diese Weise lässt sich vermeiden, dass durch Teilverschattungen von Teilen des Fotovoltaikmoduls ein MPP- und/oder Kurzschlussstromwert des Stromsignals erhalten wird, der in einer ungenauen Bestimmung der Degradation des Fotovoltaikmoduls resultieren könnte.
Um einen MPP- und/oder Kurzschlussstrom als Stromsignal zu erhalten, der an einem Tag mit einem sehr homogenen Lichteinfall auf das Fotovoltaikmodul erfasst wurde, kann gemäß einer weiteren Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes im Schritt des Einlesens ein MPP- und/oder Kurzschlussstromwert als Stromsignal eingelesen werden, wenn eine Abweichung eines tiefpassgefilterten zeitlichen Verlaufs der MPP- und/oder Kurzschlussströme und/oder aus den MPP- und/oder Kurzschlussströmen gebildete gleitende Mittelwerte um nicht mehr als einen vordefinierten Varianzwert von dem zeitlichen Verlauf der MPP- und/oder Kurzschlussströme abweicht. Eine solche Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes bietet den Vorteil, dass durch den Vergleich des zeitlichen Verlaufs der MPP- und/oder Kurzschlussströme mit dem tiefpassgefilterten zeitlichen Verlauf der MPP-und/oder Kurzschlussströme und/oder den MPP- und/oder Kurzschlussströmen gebildeten gleitenden Mittelwerten erkannt werden kann, wobei an dem Tag, an dem der entsprechende Kurzschlussstrom gemessen wurde, häufige Wechsel in der Lichteinstrahlung auf das Fotovoltaikmodul stattgefunden haben, sodass der als Stromsignal verwendete Kurzschlussstrom möglicherweise eine ungünstige Wahl eines Messwertes zur Bestimmung der Degradation des Fotovoltaikmoduls darstellt.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes kann im Schritt des Bestimmens der Degradationszustand dann erkannt werden, wenn das Stromsignal oder ein vom Stromsignal abgeleitetes Signal in einer vorbestimmten Beziehung zu einem Degradationsschwellenwert steht. Ein solcher Degradationsschwellenwert kann beispielsweise von einem MPP-und/oder Kurzschlussstrom oder von einem oder mehreren zu früheren Zeitpunkten gemessenen MPP- und/oder Kurzschlussströmen oder einer aus zu früheren Zeitpunkten gemessenen MPP-/oder Kurzschlussströmen gebildeten statistischen Größe abhängig sein. Eine solche Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes bietet den Vorteil einer eindeutigen und technisch einfachen Umsetzung der Bestimmungen der Verschlechterung der Leistungsfähigkeit (Degradation) des Fotovoltaikmoduls.
Um die Veränderungen der Leistungsfähigkeit des Fotovoltaikmoduls über einen längeren Zeitraum, günstigerweise über mehrere Betriebsjahre hinweg, beobachten zu können, kann gemäß einer weiteren Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes im Schritt des Bestimmens der Degradationszustand unter Verwendung zumindest eines weiteren Stromsignals erkannt werden. Dabei kann das weitere Stromsignal einen MPP- und/oder Kurzschlussstrom des Fotovoltaikmoduls zu einem anderen vom Messzeitpunkt abweichenden weiteren Messzeitpunkt repräsentieren.
Denkbar ist eine Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes, bei dem im Schritt des Bestimmens der Degradationszustand unter Verwendung des zumindest einen weiteren Stromsignals erkannt wird. Dabei kann das weitere Stromsignal einen MPP- und/oder Kurzschlussstrom repräsentieren, der in einem Jahr gemessen wurde, das vor dem Jahr einer Messung des dem Stromsignal zugrunde liegenden MPP- und/oder Kurzschlussstromes liegt. Eine solche Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes bietet den Vorteil, dass ein Unterschied zwischen Stromsignal und dem weiteren Stromsignal eine ausreichende Größe aufweist, um präzise die Verschlechterung der Leistungsfähigkeit des Degradationszustandes bestimmen zu können. Zugleich bietet eine solche Ausführungsform den Vorteil, eine Langzeitüberwachung des Fotovoltaikmoduls technisch sehr einfach umsetzen zu können.
Um vereinzelt auftretende Messfehler möglichst gut kompensieren zu können, sodass hieraus keine fehlerhafte Bestimmung der Verminderung der Leistungsfähigkeit des Fotovoltaikmoduls resultiert, kann gemäß einer weiteren Ausführungsform des hier vorgestellten Ansatzes im Schritt des Bestimmens der Degradationszustand auf der Basis eines Mittelwertes, Maximalwertes, Medians oder zumindest einer weiteren statistischen Kenngröße über eine feste oder variable Anzahl von Messungen zumindest des Stromsignals und des weiteren Stromsignals erkannt werden. Eine solche Ausführungsform der vorliegenden Erfindung bietet den Vorteil, dass für den Fall des Vorliegens eines fehlerhaften Stromsignals oder weiteren Stromsignals, diese Fehlerwahrscheinlichkeit durch die Mittelwertbildung kompensiert wird.
Von Vorteil ist ferner eine Ausführungsform der vorliegenden Erfindung, bei der im Schritt des Bestimmens der Degradationszustand auf der Basis einer Abweichung des Stromsignals von zumindest einem weiteren Stromsignal erkannt wird. Beispielsweise kann der Degradationszustand des Fotovoltaikmoduls dann erkannt werden, wenn das weitere Stromsignal in einer vorbestimmten Beziehung zum Stromsignal steht, beispielsweise, wenn das weitere Stromsignal um mehr als einen Toleranzwert von dem Stromsignal abweicht. Eine solche Ausführungsform der Erfindung bietet den Vorteil, dass eine kontinuierliche Überwachung des Fotovoltaikmoduls auf Veränderung seiner Leistungsfähigkeit auf technisch sehr einfachem Wege sichergestellt werden kann.
Der hier vorgestellte Ansatz schafft ferner eine Vorrichtung, die ausgebildet ist, um die Schritte einer Variante eines hier vorgestellten Verfahrens in entsprechenden Einrichtungen durchzuführen bzw. umzusetzen. Auch durch diese Ausführungsvariante der Erfindung in Form einer Vorrichtung kann die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe schnell und effizient gelöst werden.
Unter einer Vorrichtung kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuer- und/oder Datensignale ausgibt. Die Vorrichtung kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen beispielsweise Teil eines sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen der Vorrichtung beinhaltet. Es ist jedoch auch möglich, dass die Schnittstellen eigene, integrierte Schaltkreise sind oder zumindest teilweise aus diskreten Bauelementen bestehen. Bei einer softwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen Softwaremodule sein, die beispielsweise auf einem Mikrocontroller neben anderen Softwaremodulen vorhanden sind.
Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt oder Computerprogramm mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger oder Speichermedium wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung und/oder Ansteuerung der Schritte des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, insbesondere wenn das Programmprodukt auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.
Der hier vorgestellte Ansatz wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:
1 ein Blockschaltbild einer Vorrichtung gemäß einem Ausführungsbeispiel des hier vorgestellten Ansatzes;
2 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens gemäß einem Ausführungsbeispiel des hier vorgestellten Ansatzes;
3 ein Ablaufdiagramm eines Teils des Verfahrens gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel des hier vorgestellten Ansatzes; und
4 ein Diagramm, in dem der Tagesverlauf der Einstrahlung von Licht auf ein Fotovoltaikmodul ohne Verschattungen und mit Teilverschattungen wiedergegeben ist.
In der nachfolgenden Beschreibung günstiger Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung werden für die in den verschiedenen Figuren dargestellten und ähnlich wirkenden Elemente gleiche oder ähnliche Bezugszeichen verwendet, wobei auf eine wiederholte Beschreibung dieser Elemente verzichtet wird.
1 zeigt ein Blockschaltbild einer Vorrichtung 100 zum Ermitteln eines Degradationszustandes eines Fotovoltaikmoduls 110. Das Fotovoltaikmodul 110 ist vorliegend als Modul mit einer oder mehreren Solarzelle(n) 115 ausgestaltet, die in der Lage ist/sind, um Licht 120, welches auf das Fotovoltaikmodul 110 fällt, in elektrische Energie umzuwandeln. Die Vorrichtung 100 umfasst eine Schrittstelle 125 zum Einlesen zumindest eines Stromsignals 130, das einen Kurzschlussstrom I_SC oder MPP-Strom I_MPP des Fotovoltaikmoduls 110 zu einem Messzeitpunkt repräsentiert. Hierzu kann die Vorrichtung 100 ein Steuergerät 135 aufweisen, welches in der Lage ist, zu dem Messzeitpunkt die Anschlussklemmen 140 des Fotovoltaikmoduls 110 kurzzuschließen und den dann über die Anschlussklemmen 140 fließenden Kurzschlussstrom I_SC oder MPP-Strom I_MPP zu erfassen und das entsprechende Stromsignal 130 an eine Einheit 145 zum Bestimmen des Degradationszustandes des Fotovoltaikmoduls 110 zu liefern. In der Einheit 145 zum Bestimmen wird dann unter Verwendung des Stromsignals 130 der Degradationszustand des Fotovoltaikmoduls 110 bestimmt, wobei der Degradationszustand einen Grad der Verschlechterung des Fotovoltaikmoduls 110 gegenüber einem Originalzustand repräsentiert. Der Degradationszustand kann dann in der Form eines Degradationssignals 150 aus der Vorrichtung 100 ausgegeben werden.
2 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 200 zum Ermitteln eines Degradationszustandes eines Fotovoltaikmoduls gemäß einem Ausführungsbeispiel des hier vorgestellten Ansatzes. Das Verfahren 200 umfasst einen Schritt 210 des Einlesens zumindest eines Stromsignals, das einen Kurzschlussstrom des Fotovoltaikmoduls zu einem Messzeitpunkt repräsentiert. Weiterhin umfasst das Verfahren 200 einen Schritt 220 des Bestimmens des Degradationszustandes des Fotovoltaikmoduls unter Verwendung des Stromsignals, wobei der Degradationszustand einen Grad der Verschlechterung des Fotovoltaikmoduls gegenüber einem Originalzustand repräsentiert.
Der hier vorgestellte Ansatz kommt dabei im Gegensatz zu bekannten Lösungen beim Leistungsvergleich von Soll- und Ist-Werten ohne einen zusätzlichen Sensor aus. Anstelle des ansonsten vielfach verwendeten Einstrahlungssensors wird der Kurzschlussstrom I_SC des Fotovoltaikmoduls 110 ausgewertet. Dieser ist in den meisten Fällen proportional zur äußeren Einstrahlung auf die Zellen 115 bzw. das Fotovoltaikmodul 110. Die Auswertung des Kurzschlussstroms I_SC erfolgt statistisch und über einen längeren Zeitraum, sodass die spezifische Einstrahlung zu einem Mess-Zeitpunkt einen geringen Einfluss hat.
Durch diese Auswertung des Kurzschlussstrom I_SC anstelle des Bestrahlungssensors findet eine massive Aufwandseinsparung bei der Fehlerdiagnose an PV-Modulen 110 (PV = Photovoltaik = Fotovoltaik) statt.
Durch die Sammlung statistischer Daten werden zudem weitere Auswertungsanalysen möglich, die bis dahin nicht umsetzbar gewesen wären.
Eine nähere Beschreibung eines Ausführungsbeispiels des hier beschriebenen Ansatzes ist unter Bezugnahme auf das Ablaufdiagramm aus der Darstellung aus 3 zu entnehmen. Um einen möglichst guten Messwert für den Kurzschlussstrom I_SC zu erhalten, kann im Schritt 210 des Einlesens eine Beurteilung des zur Verfügung gestellten Wertes des Kurzschlussstromes I_SC als geeignetem Stromsignal für die Ermittlung des Degradationszustandes vorgenommen werden. Dies kann durch zwei Schritte 310 und 320 erfolgen, die als obere zwei Kästchen im Ablaufdiagramm von 3 wiedergegeben sind. Die oberen beiden Kästchen in dem Ablaufdiagramm der 3 stellen somit eine erste Möglichkeit zur Abprüfung von Voraussetzungen für einen Messwert eines guten Mess-Zeitpunkts dar.
Idealerweise wird für den Leistungsabgleich ein Szenario ohne Teilverschattungen auf dem Fotovoltaikmodul 110 (wie sie etwa durch den Schatten eines Kamins oder eines Baums bewirkt werden) gewählt. Davon kann ausgegangen werden, wenn keine Knicke in der U-I-Kennlinie des Fotovoltaikmoduls 110 vorhanden sind, was im Schritt 310 überprüft wird (rechtes Kästchen). Wird als Ergebnis des Schrittes 310 geliefert, dass die U-I-Kennlinie des Fotovoltaikmoduls 110 knickfrei ist, liefert diese Aussage bereits eine erste Information für das Vorliegen eines gültigen Messzeitpunktes, was in einem Bewertungsschritt 330 überprüft und ermittelt wird.
Somit ist schnelle Möglichkeit zur Auswertung durch das Abfahren der Strom-Spannungskennlinie (I-U-Kennlinie) gegeben. Treten hierbei Unstetigkeiten oder Knicke im Verlauf des Stroms I auf, so deutet dies auf aktivierte Bypass-Dioden und damit auf eine Teilverschattung des Fotovoltaikmoduls 110 bzw. des Systems hin. Eine Teilverschattung des betrachteten Moduls 110 kann in bestimmten Konstellationen den Kurzschlussstrom I_SC beeinflussen, der bereits als Messgröße für die Sonneneinstrahlung dienen soll. Daher ist es günstig, eine Teilverschattung beim Leistungsabgleich zu vermeiden.
Außerdem ist es sehr vorteilhaft, einen der wenigen ganz sonnigen Tage im Jahr mit einer vormittags monoton steigenden und nachmittags monoton fallenden Einstrahlung als Mess-Zeitpunkt zu verwenden. Dies ist in Deutschland für etwa 30 von 365 Tagen im Jahr der Fall. Es kann also im Schritt 320 (linkes Kästchen) eine Überprüfung stattfinden, ob aktuell ein sonniger Tag vorliegt, was sich mit der nachfolgend noch näher erläuterten Varianzanalyse ermitteln lässt. Liefert der zweite Schritt 320 ebenfalls ein positives Ergebnis, d h. der Kurzschlussstrom I_SC wurde an einem sonnigen Tag gemessen, liefert diese Aussage ebenfalls eine Information für das Vorliegen eines gültigen Messzeitpunktes in dem Bewertungsschritt 330.
Zur Ermittlung eines sonnigen Tages kann das Tagesprofil der eingestrahlten bzw. der Ausgangsleistung des PV-Generators 110 verwendet werden. Ein typisches Tagesprofil eines sonnigen Tages ohne Verschattungen und Teilverschattungen ist aus der Einstrahlungskurve 400 in dem Diagramm aus 4 nach "A Study of the Automatic Analysis for the I-V-Curves of a Photovoltaie Subarray", T. Mishina et. al, IEEE, 2002, 2 dargestellt, wobei auf der Abszisse die Uhrzeit und auf der Ordinate die Einstrahlung in kW/m² dargestellt ist. Zeigt sich ein homogen steigender und fallender MPP- oder Kurzschlussstrom (der als proportionale Größe in Abhängigkeit der Einstrahlung aus der 4 erkennbar ist) im Tagesverlauf, wie es in der 4 wiedergegeben ist, so ist gleichzeitig von einer unverschatteten Szene bzw. einem nicht-verschatteten Lichteinfall auf das Fotovoltaikmodul 110 auszugehen. Um nun einen günstigen Messtag von einem ungünstigen zu unterscheiden, kann als erste Analysemethode eines Tagesprofils der Leistung bzw. Einstrahlung, die Varianz der Differenz zwischen Original- und geglättetem Signal zu berechnen (Varianzanalyse). Handelt es sich um einen homogenen Tagesverlauf, so ähnelt der geglättete Tagesverlauf der Leistung bzw. der Einstrahlung 400 stark dem nicht geglättetem Tagesverlauf; die Varianz ist somit sehr klein. Handelt es sich hingegen um einen wechselhaften Tag, so ist die Varianz der Differenz zwischen Originalsignal und geglättetem Signal sehr viel größer. Daher kann jeweils aus dem Originalsignal ein geglättetes Signal berechnet, die Differenz gebildet, und anschließend die Varianz analysiert werden. Eine gute Möglichkeit zur Glättung des Signals ist ein gleitender Mittelwert oder ein Tiefpass-Filter. Liegt die Varianz über einer bestimmten Schwelle, so handelt es sich nicht mehr um einen sonnigen Tag, und die Auswertung wird auf der Basis eines MPP-Stromes I_MPP oder eines Kurzschlussstromes I_SC an einem anderen Messzeitpunkt, vorzugsweise auf einen besser passenden Tag verschoben.
Ein zusätzlicher Test für die Tauglichkeit des Messzeitpunkts ist die Höhe des absoluten Leistungsmaximums an einem Tag. Beispielsweise kann eines solches Leistungsmaximum anhand des Absolutwertes der Einstrahlungskurve 400 aus 4 erkannt werden. Hierzu kann ebenfalls ein Schwellwert definiert werden, der überschritten werden sollte.
Eine weitere Analysemethode lässt sich über die Auswertung der Ableitung(en) der I_MPP-Kurve, I_SC-Kurve oder Leistungskurve des Fotovoltaikmoduls 110 realisieren, wie dies in dem Schritt 340 aus dem Ablaufdiagramm aus der 3 schematisch wiedergegeben ist. Die erste Ableitung eines solchen gleichmäßigen Profils (d. h. einer Kennlinie im Kurzschlussstrom (I_SC)-Zeit (t)-Diagramm oder IMPP-Zeit oder Leistung(P)-Zeit) ist bei homogener Einstrahlung auf das Fotovoltaikmodul 110 im Tagesverlauf erst positiv und dann negativ und weist eine Nullstelle auf. Bei einem weniger gleichmäßigen Tagesverlauf mit zeitweisen Bewölkungen würde die erste Ableitung mehrfach zwischen positiven und negativen Werten schwanken und daher mehrere Nullstellen aufweisen. Zusammenfassend ist somit anmerken, dass im Tagesprofil als Kennlinie im I_SC-t-Diagramm oder I_MPP-t-Diagramm oder P-t-Diagramm die Ableitung des erzeugten Stroms oder der erzeugten Leistung keine mehrfachen Nullstellen auf, so kann man von einem Teilverschattungs-freien Szenario und gleichzeitig von einem sonnigen Tag ausgehen, was dann als gültiger Messzeitpunkt im Schritt 340 bewertet werden kann. Allerdings kann diese Diagnose im Schritt 340 dann erst nach Ende des Tages durchgeführt werden, da zunächst der gesamte Tagesverlauf der erzeugten Leistung einer PV-Anlage aufgenommen werden sollte.
In der 3 wird somit eine Untersuchung des Tagesverlaufes der von dem Fotovoltaikmodul 110 abgegebenen Leistung in den beiden auf der linken Seite abgebildeten Schritten 320 und 340 (beispielsweise auf Hinweise von schlechtem Wetter oder einem Schattenwurf) und/oder eine instantane Kennlinienmessung in dem auf dem rechten Teil des Ablaufdiagrammes abgebildeten Schritt 310 vorgenommen, um eine Überprüfung zu ermöglichen, ob ein MPP- und/oder Kurzschlussstrom an einem für die Ermittlung des Degradationszustandes des Fotovoltaikmoduls 110 günstigen, d. h. aussagekräftigen Zeitpunkt aufgenommen wurde.
Vorstehend wurden somit mehrere Detektionsmethoden zur Bestimmung eines günstigen bzw. gültigen Messzeitpunkten bzw. der Verwertbarkeit eines an einem solchen Zeitpunkt gemessenen MPP-Strom I_MPP oder Kurzschlussstromes I_SC zur Bestimmung der Degradation des Fotovoltaikmoduls 110 beschrieben, die alternativ oder als Ergänzung zueinander verwendet werden können.
In einem Szenario ohne Teilverschattungen ist der Kurzschlussstrom I_SC eine geeignete Messgröße für die Einstrahlung G, da folgender Zusammenhang näherungsweise besteht: G = k·I_SC + α_T
In einem Szenario ohne Teilverschattungen ist der MPP-Strom I_MPP eine geeignete Messgröße für die Einstrahlung G, da folgender Zusammenhang näherungsweise besteht: G = k₂·I_MPP + alpha_T wobei es sich bei dem Parameter k und k₂ um eine wichtige Systemkonstante handelt. Diese richtet sich nach dem Modultyp und der Anzahl der parallel verschalteten Module. Der Parameter α_T gibt die Temperaturabhängigkeit des Fotovoltaikmodul-Systems 110 an und liegt beispielsweise bei α_T = 0,039 %/ K. Bei den üblichen Temperaturschwankungen von PV-Generatoren 110 über ein Jahr (etwa 80 K) kann dieser Parameter vernachlässigt werden, da er etwa im Beispiel eines Moduls der Bosch Solar Energy bei einer Abweichung von ca. +/–40°C von STC (25°C) nur ca. +/–1,6% beträgt.
Es besteht also ein linearer Zusammenhang zwischen dem MPP-Strom I_MPP bzw. dem Kurzschlussstrom I_SC und der Einstrahlung G, wie er beispielsweise durch einen Berechnungsschritt 350 gemäß dem Ablaufdiagramm aus der 3 ermittelbar ist. Durch eine Kalibrierung bei der Installation oder durch eine Datenblattinformation kann die Konstante k ermittelt werden, sodass zu jedem Kurzschlussstrom I_SC zu einem späteren Zeitpunkt die Einstrahlung ohne einen weiteren Zusatzsensor bestimmt werden kann. Voraussetzung hierfür ist, dass die richtigen Bedingungen für einen günstigen Mess-Zeitpunkt vorliegen. Für die Erkennung einer Degradation ist der Absolutwert der Einstrahlung aber nicht notwendig, hier ist ein relativer Vergleich der gemessenen Ströme ausreichend.
Für den Soll-Ist Vergleich der Leistung des Systems 110 gemäß dem Schritt 220 des Bestimmens kann folgender einfacher Algorithmus in Betracht gezogen werden: Von Jahr zu Jahr werden jeweils die Strom- oder Einstrahlungswerte der n (z. B. n = 5) Tage mit der größten Einstrahlung in den Datenspeicher geschrieben. Anschließend wird von Jahr zu Jahr verglichen, ob diese Spitzenwerte des Stroms oder der Einstrahlung nur entsprechend der zulässigen Degradation abnehmen und mehr nicht. Es kann sowohl der Durchschnittswert der n Spitzenwerte als auch der Maximalwert verwendet werden. Folgende Herstellerangaben zur Degradation sind üblich: Nach 20 Betriebsjahren wird noch eine Modulleistung von 80 % im Vergleich zur Originalleistung garantiert. Dieser Wert linear interpoliert werden auf eine 1 %-ige Leistungsabnahme pro Jahr. Wird nun eine Toleranzschwelle von beispielsweise 10 % unter der garantierten Leistung im jeweiligen Jahr unterschritten, so erzeugt dies eine Alarmierung beim Fehlerfall einer übermäßigen Degradation.
Zusammenfassend lässt sich anmerken, dass in dem hier vorgestellten Ansatz mehrere Methoden zur Diagnose von Degradation vorgestellt werden, die einzeln oder kombiniert verwendet werden können. Eine dieser Methoden (der Tagesverlauf des MPP-Stroms oder des Kurzschlussstroms oder der Leistung) ermöglicht eine zusätzliche Überprüfung, ob ein ausreichend sonniger Tag vorliegt. Ist keine Verschattung vorhanden und liegt ein sonniger Tag vor, so kann aus dem MPP-Strom oder dem Kurzschlussstrom die Einstrahlung berechnet werden. Eine besonders einfache Realisierung des Soll-Ist-Vergleichs über mehrere Jahre ist das Abspeichern der n (z. B. n = 5) Spitzenwerte für den MPP-Strom oder Kurzschlussstrom oder die Einstrahlung von Jahr zu Jahr. Bildet man den Durchschnitt dieser n Spitzenwerte pro Jahr und vergleicht diesen Durchschnittsverlauf über mehrere Jahre, so kann eine Abweichung der Degradation von der eingeplanten Degradation festgestellt und gegebenenfalls der Anlagenbetreiber verständigt werden.
Die beschriebenen und in den Figuren gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt. Unterschiedliche Ausführungsbeispiele können vollständig oder in Bezug auf einzelne Merkmale miteinander kombiniert werden. Auch kann ein Ausführungsbeispiel durch Merkmale eines weiteren Ausführungsbeispiels ergänzt werden.
Ferner können die hier vorgestellten Verfahrensschritte wiederholt sowie in einer anderen als in der beschriebenen Reihenfolge ausgeführt werden.
Umfasst ein Ausführungsbeispiel eine „und/oder“-Verknüpfung zwischen einem ersten Merkmal und einem zweiten Merkmal, so ist dies so zu lesen, dass das Ausführungsbeispiel gemäß einer Ausführungsform sowohl das erste Merkmal als auch das zweite Merkmal und gemäß einer weiteren Ausführungsform entweder nur das erste Merkmal oder nur das zweite Merkmal aufweist.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Nicht-Patentliteratur

“A Study of the Automatic Analysis for the I-V-Curves of a Photovoltaie Subarray“, T. Mishina et. al, IEEE, 2002 [0035]

Claims

Verfahren (200) zum Ermitteln eines Degradationszustandes eines Fotovoltaikmoduls (110), wobei das Verfahren (200) die folgenden Schritte aufweist: – Einlesen (210) zumindest eines Stromsignals (130), das einen Kurzschlussstrom (I_SC) und/-oder MPP-Strom des Fotovoltaikmoduls (110) zu einem Messzeitpunkt repräsentiert; und – Bestimmen (220) des Degradationszustandes des Fotovoltaikmoduls (110) unter Verwendung des Stromsignals (130), wobei der Degradationszustand einen Grad der Verschlechterung des Fotovoltaikmoduls (110) gegenüber einem Originalzustand repräsentiert.
Verfahren (200) gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Einlesens (210) als Stromsignal (130) ein ausgewählter MPP- und/oder Kurzschlussstrom (I_SC) aus einer Mehrzahl von zu unterschiedlichen Zeitpunkten gemessenen MPP- und/oder Kurzschlussströmen eingelesen wird, wobei der ausgewählte MPP-und/oder Kurzschlussstrom ein vorbestimmtes Kriterium in Bezug auf die Mehrzahl von breitgestellten MPP- und/oder Kurzschlussströmen erfüllt, insbesondere wobei die MPP- und/oder Kurzschlussströme zu unterschiedlichen Zeitpunkten innerhalb eines Tages gemessen wurden.
Verfahren (200) gemäß Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Einlesens (210) ein MPP- und/oder Kurzschlussstromwert als Stromsignal (130) eingelesen wird, wenn ein unter Verwendung der Mehrzahl von MPP- und/oder Kurzschlussströmen gebildeter zeitlicher Verlauf (400) der Kurzschlussströme ein vorbestimmtes Kriterium erfüllt.
Verfahren (200) gemäß Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Einlesens (210) ein MPP- und/oder Kurzschlussstromwert als Stromsignal (130) eingelesen wird, wenn ein Graph über den zeitlichen Verlauf der MPP- und/oder Kurzschlussströme als knickfrei erkannt wird und/oder eine Spannung-Strom-Kennlinie des Fotovoltaikmoduls (110) als knickfrei erkannt wird und/oder eine Ableitung des zeitlichen Tages- oder Teiltagesverlaufs (400) der MPP-und/oder Kurzschlussstromstärke genau eine Nullstelle aufweist.
Verfahren (200) gemäß einem der Ansprüche 3 oder 4, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Einlesens (210) ein MPP-und/oder Kurzschlussstromwert als Stromsignal (130) eingelesen wird, wenn eine Abweichung eines tiefpassgefilterten zeitlichen Verlaufs der MPP- und/oder Kurzschlussströme und/oder aus den MPP- und/oder Kurzschlussströmen gebildete gleitende Mittelwerte um nicht mehr als einen vordefinierten Varianzwert von dem zeitlichen Verlauf der MPP-und/oder Kurzschlussströme abweicht.
Verfahren (200) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Bestimmens (220) der Degradationszustand dann erkannt wird, wenn das Stromsignal (130) und/oder ein vom Stromsignal (130) abgeleitetes Signal in einer vorbestimmten Beziehung zu einem Degradationsschwellenwert steht.
Verfahren (200) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Bestimmens (220) der Degradationszustand unter Verwendung zumindest eines weiteren Stromsignals (130) erkannt wird, wobei das weitere Stromsignal (130) einen MPP- und/oder Kurzschlussstrom des Fotovoltaikmoduls (110) zu einem anderen vom Messzeitpunkt abweichenden weiteren Messzeitpunkt repräsentiert.
Verfahren (200) gemäß Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Bestimmens (220) der Degradationszustand unter Verwendung des zumindest einen weiteren Stromsignals (130) erkannt wird, wobei das weitere Stromsignal (130) einen MPP- und/oder Kurzschlussstrom repräsentiert, der in einem Jahr gemessen wurde, das vor dem Jahr einer Messung des dem Stromsignal (130) zugrunde liegenden MPP- und/oder Kurzschlussstromes liegt.
Verfahren (200) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche 7 oder 8, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Bestimmens (220) der Degradationszustand auf der Basis eines Mittelwertes zumindest des Stromsignals (130) und des weiteren Stromsignals (130) erkannt wird.
Verfahren (200) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche 7 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt des Bestimmens (220) der Degradationszustand auf der Basis einer Abweichung des Stromsignals (130) von zumindest einem weiteren Stromsignal erkannt wird.
Vorrichtung (100), die ausgebildet ist, um alle Schritte eines Verfahrens (200) gemäß einem der vorangegangenen Ansprüche durchzuführen, anzusteuern und/oder umzusetzen.
Computerprogramm, das dazu eingerichtet ist, alle Schritte eines Verfahren (200)s einem der vorangegangenen Ansprüche 1 bis 9 durchzuführen, anzusteuern und/oder umzusetzen.
Maschinenlesbares Speichermedium mit einem darauf gespeicherten Computerprogramm nach Anspruch 12.