WO2014006003A1 - Verfahren und vorrichtung zur bestimmung und signalisierung einer modultechnologie eines photovoltaikgenerators - Google Patents

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Christopher Merz
Markus Hopf
Sebastian Bieniek
Felix Eger
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SMA Solar Technology AG
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    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • Photovoltaic systems are used to convert sunlight into electrical energy.
  • a plurality of photovoltaic modules abbreviated to PV modules, each of which is an interconnection of several
  • PV cells Photovoltaic cells
  • PV generator electrically connected to a photovoltaic generator (PV generator).
  • the PV generator is usually connected to a possibly remotely mounted inverter, which is used to convert the direct current supplied by the PV generator into alternating current, which is suitable for feeding into a public or private (isolated) power supply network.
  • PV cells and PV modules constructed from them are known in a wide variety of designs, which differ, inter alia, in the materials used, their electrical properties and the manufacturing process.
  • Common to all PV cells is the utilization of at least one areally configured diode junction between two or three differently doped semiconductor layers.
  • crystalline cells or modules and thin-film cells or modules can be distinguished.
  • Crystalline cells use mono- or polycrystalline semiconductor material, usually silicon, which is produced as bulk material (bulk material) and which is cut into slices with a thickness of about 100 to 300 micrometers ( ⁇ ) used in the PV cells.
  • a semiconductor layer of about 1 to 5 ⁇ m in thickness is applied to a suitable carrier material in an epitaxy process applied.
  • the semiconductor layer in thin-film cells is either amorphous or microcrystalline.
  • Thin-film cells differ from crystalline cells in, among other things, the amount of power delivered by one cell per area and - at the same voltage of the considered cells - their maximum current. Due to the interconnection of several cells to one
  • the inverter of a PV system performs other important functions. For example, it usually has a tracking device for the operating point of the PV generator, the so-called MPP (Maximum Power Point) tracker. The tracking device is used to operate the PV generator at an operating point of the highest possible power output. Furthermore, some inverters provide monitoring and diagnostic functionality and are thus able to detect and signal a fault condition of the PV generator.
  • MPP Maximum Power Point
  • An inventive method for determining and signaling a module technology of a PV generator of a PV system comprises the following steps: An impedance measurement is carried out on the PV generator to determine a frequency dependence of an impedance of the PV generator, hereinafter also referred to as impedance curve, and a capacity of the PV generator is determined on the basis of the impedance curve. Furthermore, a PV voltage and a PV current of the PV generator are determined under reference conditions, wherein the reference conditions relate to a predetermined irradiation intensity. From the determined capacitance, the PV voltage and the PV current, a comparison capacity is calculated, which is compared with a given threshold value. The module technology of the PV generator is determined as a thin-film technology and signals if the comparison capacity is greater than the specified threshold value and as a crystalline technology if the comparison capacity is less than or equal to the specified threshold value.
  • a high irradiation intensity is assumed as the reference condition, in particular a radiation intensity of 1000 W / m 2 or more.
  • the reference condition in particular a radiation intensity of 1000 W / m 2 or more.
  • Such chosen reference conditions can be easily identified during the day.
  • the PV generator 2 comprises a parallel connection of two strings, each of which has a plurality of series-connected PV modules.
  • FIG. 1 only two PV modules 2a and 2b as well as 2c and 2d, which are symbolized by the switching symbol of a single photovoltaic cell, are shown by way of example for each string. It is understood that in principle also a different number of strings connected in parallel or also a different type of series and parallel connection of PV modules in the PV generator 2 is possible.
  • the power supply network 6 may be a public utility network or a private network (island operation).
  • the inverter 5 is designed with three alternating current (AC) outputs for a three-phase feeding into the energy supply network 6. It is understood that a different three-phase design of the inverter 5 and / or the power supply network 6 is possible, for example, a single-phase design.
  • AC alternating current
  • FIG. 1 only the essential parts of the PV system 1 are shown in FIG. 1. Further DC or AC side of the inverter 5 arranged elements, such as separation or switching elements, filters, monitoring devices or transformers are not shown for reasons of clarity.
  • a control device 18 which, on the one hand, drives the signal generator 1 2 and, on the other hand, receives an output signal of the signal amplifier 14, the AC voltage measuring device 1 5, the DC current measuring device 1 6 and the DC voltage measuring device 1 7 for further processing.
  • the control device 18 also has a signaling output 19 at which, as a result of the method according to the invention, the module technology used is signaled, that is, whether the PV Generator 2 consists of crystalline cells (mono- or polycrystalline cells) or thin-film cells (amorphous or microcrystalline cells).
  • the signaling output 19 is coupled to a control input of the inverter 5 so that it can perform, for example, an optimized MPP tracking method depending on the detected module technology and can specify suitable monitoring criteria and limit values for its internal or associated monitoring devices.
  • impedance measurements are carried out on the PV generator 2 by the device 10.
  • an AC signal generated by the signal generator 12 is fed via the coupling means 1 1 in the DC circuit of the PV system 1.
  • the AC current I A c caused by the supplied AC signal superimposes the PV current I PV possibly flowing in the circuit.
  • a measurement signal is decoupled, which is amplified by the signal amplifier 14 and forwarded for evaluation to the control device 18 and which is linked to the alternating current flowing in the circuit.
  • the height of the AC voltage U AC is determined by the AC voltage measuring device 15 and also transmitted to the control device 18.
  • the measurement is carried out at several frequencies f of the injected signal, so that a dependence of the impedance Z on the frequency f is determined, which is also referred to as impedance curve Z (f) or frequency-dependent impedance Z (f). If, in addition to amplitudes of the signals coupled in and out, their phase relationship is also taken into account, the impedance curve Z (f) becomes complex.
  • the test signal is inductively impressed or decoupled from the coupling means 1 1 and decoupling 13. It is understood that, alternatively, the test signal can also be capacitively connected and / or decoupled.
  • the signal generator 12 can, for example, output a test signal whose frequency is varied with time, for example.
  • the signal measured by the signal amplifier 14 is evaluated depending on the frequency of the signal generator 12.
  • the signal generator 12 outputs a broadband noise signal containing frequency components of a plurality of frequencies.
  • a signal amplitude and possibly phase position are then detected as a function of the filter frequency by means of a tunable bandpass filter present in the control device or the signal amplifier 14, while the filter frequency is varied.
  • Multiple use of components of device 10 may be accomplished by using the components to exchange signals, e.g. Control signals are used with corresponding transceivers near the generator via the DC lines 3, 4.
  • Such a signal transmission is also known as "power line communication" (PLC), so that the coupling-in means 11 and the signal generator 12 for the transmission and the decoupling means 13 and the signal amplifier 14 can be used for the reception of signals.
  • PLC power line communication
  • the device 10 may be completely or partially integrated in the inverter 5. This applies in particular to the control device 18, the signal generator 12, the signal amplifier 14, the AC
  • the coupling of the AC signal can also be done by a clocking of semiconductor switches of an inverter own boost converter or an inverter bridge.
  • a signal amplitude detected by the decoupling means 13 and representing the alternating current is amplified via the signal amplifier 14, as well as a signal obtained by the AC voltage measuring device 15.
  • the signal level and optionally a phase angle of the decoupled signal with respect to the injected signal or the measured alternating current c with respect to the measured AC voltage UAC is determined. This measurement is performed for a plurality of frequencies within a predetermined frequency range from f min to f max .
  • the measured impedance curve Z (f) comprises the frequency range of the resonance point.
  • the value of the capacity of the PV generator determined in step S2 is stored for further use.
  • the capacitance in the equivalent circuit is composed of several components from which the junction capacitance of the PV cells may possibly be extracted. This procedure is possible, but a dark measurement in step S1 is preferred. It goes without saying that other models, possibly more complex models than that of a series resonant circuit, can also be used to evaluate the impedance curve Z (f).
  • a PV voltage U R and a PV current I R are determined at a radiation intensity which is as exactly as possible This can be done for example with the aid of the DC current measuring device 16 and the DC voltage measuring device 1 7 according to the embodiment of FIG.
  • a measurement at the given irradiation intensity is also referred to below as measurement under reference conditions.
  • a relatively high value for the predetermined irradiation intensity can be selected, for example 1000 W / m 2 .
  • Voltage UR * and a comparison PV current I R * supplies.
  • a comparison PV voltage UR * of 0.5 V and a comparison PV current I R * of 5 A are defined here as values.
  • the introduction of this imaginary (virtual) comparison cell serves for the resolution of the interconnection network of the plurality of individual PV cells, from which the PV generator, for example the PV generator 2 of FIG. 1, is composed.
  • the aim of step S5 is to deduce from the capacitance C of the entire PV generator measured in step S2 to the comparative capacitance C * of a single PV cell intended as a comparison cell.
  • the capacitance C * kris t of a polycrystalline or monocrystalline cell with the same comparative PV voltage and the same comparative PV current under reference conditions in the darkened state is less than 5 ⁇ . If different irradiation intensities are used as reference conditions, the actual capacitance values may change, but in principle the large discrepancy between the capacitance values of cells of different module technology is maintained.
  • the threshold value C * sw used in step S6 can be set in a range between 5 ⁇ and 50 ⁇ , for example 40 ⁇ .

Landscapes

  • Inverter Devices (AREA)

Description

Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung und Signalisierung einer Modultechnologie eines Photovoltaikgenerators
Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Bestimmung und Signalisierung einer Modultechnologie eines Photovoltaikgenerators einer Pho- tovoltaikanlage. Die Erfindung betrifft weiterhin einen zur Durchführung des Verfahrens geeigneten Wechselrichter für eine Photovoltaikanlage.
Photovoltaikanlagen, im Folgenden abkürzend PV-Anlagen genannt, dienen der Umwandlung von Sonnenlicht in elektrische Energie. Üblicherweise wird dazu eine Vielzahl von Photovoltaikmodulen, im Folgenden abkürzend PV- Module genannt, von denen jedes eine Zusammenschaltung von mehreren
Photovoltaikzellen (PV-Zellen) darstellt, elektrisch zu einem Photovoltaikgene- rator (PV-Generator) verbunden. Der PV-Generator ist üblicherweise mit einem ggf. entfernt montierten Wechselrichter verbunden, der der Umwandlung des von dem PV-Generator gelieferten Gleichstroms in Wechselstrom dient, wel- eher zur Einspeisung in ein öffentliches oder privates (Inselbetrieb) Energieversorgungsnetz geeignet ist.
PV-Zellen und daraus aufgebaute PV-Module sind in unterschiedlichsten Bauarten bekannt, die sich unter anderem in den verwendeten Materialien, ihren elektrischen Eigenschaften und dem Herstellungsverfahren unterscheiden. Allen PV-Zellen gemeinsam ist die Ausnutzung von mindestens einem flächig ausgestalteten Diodenübergang zwischen zwei oder drei unterschiedlich dotierten Halbleiterschichten. Grundsätzlich können dabei kristalline Zellen bzw. Module und Dünnschichtzellen bzw. -module unterschieden werden. Kristalline Zellen nutzen mono- oder polykristallines Halbleitermaterial, meist Silizium, das als Volumenmaterial (bulk-Material) hergestellt wird und das in Scheiben mit einer Dicke von etwa 100 bis 300 Mikrometern (μιτι) geschnitten in den PV-Zellen eingesetzt wird. Im Unterschied dazu wird bei Dünnschichtzellen eine Halbleiterschicht von etwa 1 bis 5 μιτι Dicke in einem Epitaxieverfahren auf ein geeignetes Trägermaterial aufgebracht. Die Halbleiterschicht bei Dünnschichtzellen ist entweder amorph oder mikrokristallin. Dünnschichtzellen unterscheiden sich von kristallinen Zellen unter anderem in der Höhe der von einer Zelle pro Fläche maximal gelieferten Leistung und - bei gleicher Spannung der betrachteten Zellen - ihres maxi- malen Stroms. Aufgrund der Zusammenschaltung mehrerer Zellen zu einem
PV-Modul und mehrerer PV-Module zu dem PV-Generator sind die Unterschiede in der Zellspannung und dem maximal gelieferten Strom beim PV-Generator jedoch nicht mehr unmittelbar erkenntlich. Neben der Umwandlung des vom PV-Generator bereitgestellten Gleichstroms in einen zur Einspeisung in das Energieversorgungsnetz geeigneten Wechselstrom übernimmt der Wechselrichter einer PV-Anlage weitere wichtige Funktionen. Beispielsweise weist er üblicherweise eine Nachführeinrichtung für den Arbeitspunkt des PV-Generators auf, den sogenannten MPP (Maximum Power Point)-Tracker. Die Nachführeinrichtung dient dazu, den PV-Generator an einem Arbeitspunkt der größtmöglichen abgegebenen Leistung zu betreiben. Weiterhin bieten manche Wechselrichter eine Überwachungs- und Diagnosefunktionalität und sind so in der Lage, einen Fehlerbetriebszustand des PV- Generators zu erkennen und zu signalisieren. Diese Zusatzfunktionen können im Detail optimiert werden, wenn Informationen über den verwendeten Zellentyp des PV-Generators vorliegen, also Informationen darüber, ob bei dem PV- Generator Dünnschichtzellen oder kristalline Zellen eingesetzt sind. Die verwendete Modultechnologie, d.h. der in den Modulen eingesetzte Zellentyp, kann jedoch anhand von unmittelbar messbaren Größen wie der Spannung des PV-Generators und/oder der von ihm bereitgestellten Leistung und/oder des gelieferten Maximalstroms nicht ermittelt werden.
Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren und eine Vorrichtung zu schaffen, durch die die verwendete Modultechnologie, also der verwendete Zellentyp eines PV-Generators, automatisch und fehlerfrei erkannt und signalisiert werden kann. Es ist eine weitere Aufgabe, einen Wechselrichter bereitzustellen, der zur Durchführung eines solchen Verfahrens geeignet ist bzw. eine derartige Vorrichtung aufweist. Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren mit den Merkmalen von Anspruch 1 , eine Vorrichtung mit den Merkmalen von Anspruch 1 1 und einen Wechselrichter mit den Merkmalen von Anspruch 14. Ein erfindungsgemäßes Verfahren zum Bestimmen und Signalisieren einer Modultechnologie eines PV-Generators einer PV-Anlage weist die folgenden Schritte auf: Es wird eine Impedanzmessung an dem PV-Generator zur Bestimmung einer Frequenzabhängigkeit einer Impedanz des PV-Generators, nachfolgend auch als Impedanzverlauf bezeichnet, durchgeführt und eine Kapazität des PV-Generators anhand des Impedanzverlaufs ermittelt. Weiter werden eine PV-Spannung und ein PV-Strom des PV-Generators bei Referenzbedingungen bestimmt, wobei die Referenzbedingungen eine vorgegebene Ein- strahlungsintensität betreffen. Aus der ermittelten Kapazität, der PV-Spannung und dem PV-Strom wird eine Vergleichskapazität berechnet, die mit einem vor- gegebenen Schwellenwert verglichen wird. Die Modultechnologie des PV- Generators wird als Dünnschicht-Technologie bestimmt und signalisiert, falls die Vergleichskapazität größer als der vorgegebene Schwellenwert ist und als kristalline Technologie, falls die Vergleichskapazität kleiner oder gleich dem vorgegebenen Schwellenwert ist.
In den beiden unterschiedlichen Modultechnologien gefertigte PV-Zellen, die unter gleichen Einstrahlungsbedingungen, die im Rahmen der Anmeldung als Referenzbedingungen bezeichnet werden, gleiche Leistung haben, weisen unterschiedliche Kapazitäten auf. Erfindungsgemäß wird eine Impedanzmessung zur Bestimmung der Kapazität des PV-Generators durchgeführt und diese Kapazität wird anhand von PV-Spannung und PV-Strom des PV-Generators auf eine Vergleichskapazität umgerechnet. Mit Hilfe der Vergleichskapazität kann dann in einem Vergleich mit einem Schwellenwert auf die Modultechnologie geschlossen werden. Durch die erfindungsgemäße Verknüpfung verschiedener bestimmbarer Parameter des PV-Generators wird so eine Größe ermittelt, die für die eine oder andere Modultechnologie charakteristisch ist und die zur automatischen Bestimmung der Modultechnologie herangezogen werden kann. In einer vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird der Impedanzverlauf bei nicht vorhandener Einstrahlung oder nur geringer EinStrahlungsintensität gemessen. Bei einer derartigen Dunkelmessung wird vorteilhafterweise die von die Sperrschichten der einzelnen PV-Zellen gebildete Kapazität des PV- Generators bestimmt, in deren Größe sich die Unterschiede der Modultechnologie widerspiegeln.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird als Referenzbedingung eine hohe EinStrahlungsintensität angenommen, insbesondere eine EinStrahlungsintensität von 1000 W/m2 oder mehr. Bevorzugt wird dabei zur Ermittlung der PV-Spannung und des PV-Stroms des PV-Generators bei Referenzbedingungen ein PV-Strom und eine PV-Spannung im Tagesverlauf wiederholt gemessen und ein Wertepaar von PV-Strom und PV-Spannung, bei dem eine PV-Leistung PPV im Tagesverlauf maximal ist, als PV-Spannung und PV-Strom bei Referenzbedingungen übernommen. Derartig gewählte Referenzbedingungen können im Tagesverlauf leicht identifiziert werden.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens entspricht die Vergleichskapazität der Kapazität einer PV-Zelle, die unter den Referenzbedin- gungen einen festgelegten Vergleichs-PV-Strom bei einer festgelegten Vergleichs-PV-Spannung liefert, und bei dem die Vergleichskapazität aus der ermittelten Kapazität durch Multiplikation mit einem Normierungsfaktor bestimmt wird, der sich aus dem Vergleichs-PV-Strom im Verhältnis zum ermittelten PV- Strom und der ermittelten PV-Spannung im Verhältnis zur Vergleichs-PV- Spannung ergibt. Bevorzugt liegt dann der vorgegebene Schwellenwert zwischen einer Kapazität einer kristallinen Zelle und der Kapazität einer Dünnschichtzelle, wobei diese kristalline Zelle und diese Dünnschichtzelle jeweils unter Referenzbedingungen einen festgelegten Vergleichs-PV-Strom bei einer festgelegten Vergleichs-PV-Spannung liefern. Das Abstellen auf die (gedachte) PV-Zelle, die bei den Referenzbedingungen den festgelegten Vergleichs-PV- Strom bei der festgelegten Vergleichs-PV-Spannung liefert, ermöglicht es, auf leicht umsetzbare Weise, von der gemessenen Kapazität auf die Vergleichskapazität zu schließen und einen zur Unterscheidung der Modultechnologie geeigneten Schwellenwert anzugeben. Eine erfindungsgemäße Vorrichtung zum Bestimmen und Signalisieren einer Modultechnologie eines PV-Generators einer PV-Anlage weist Mittel zur Durchführung einer Impedanzmessung an dem mindestens einen PV-Generator auf und ist zur Durchführung eines der zuvor genannten Verfahren eingerichtet. Es ergeben sich die im Zusammenhang mit dem Verfahren genannten Vorteile.
Ein erfindungsgemäßer Wechselrichter weist zumindest eine Steuereinrichtung einer derartigen Vorrichtung auf und ist ebenfalls zur Durchführung eines der zuvor genannten Verfahren eingerichtet. Ein solcher Wechselrichter kann seine Betriebsparameter, beispielsweise für ein MPP-Nachführverfahren oder für Überwachungsaufgaben, automatisch optimal an die bei einem angeschlossenen PV-Generator verwendete Modultechnologie anpassen. Alternativ könnte vorgesehen sein, bei einem Wechselrichter den verwendeten Zellentyp manuell einzustellen. Die manuelle Vorgabe des Zellentyps ist jedoch fehlerbehaftet.
Falsche Vorgaben aufgrund von Unwissenheit oder Nachlässigkeit bei der Erstinstallation und insbesondere bei einem nachträglichen Austausch von Geräten können dazu führen, dass der PV-Generator nicht in einem optimalen Arbeitspunkt betrieben wird oder dass Fehlerbetriebszustände nicht oder zu spät oder fälschlich erkannt werden. Bei Kenntnis der verwendeten Modultechnologie können das MPP-Tracking und die Generatordiagnose zuverlässig optimiert werden.
Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen sind in den jeweili- gen abhängigen Ansprüchen angegeben.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen mit Hilfe von zwei Figuren näher erläutert. Die Figuren zeigen:
Fig. 1 ein Blockschaltbild einer PV-Anlage mit einem PV-Generator und einer Vorrichtung zur Bestimmung und Signalisierung der bei dem PV- Generator verwendeten Modultechnologie und Fig. 2 ein Flussdiagramm eines Verfahrens zum Bestimmen und Signalisieren einer Modultechnologie. Fig. 1 zeigt schematisch den Grundaufbau einer PV-Anlage 1 mit einer Vorrichtung 1 0 zum Bestimmen und Signalisieren einer Modultechnologie.
Die PV-Anlage 1 weist einen PV-Generator 2 auf, von dem aus Gleichstromleitungen 3, 4 zu einer Gleichstromeingangsstufe eines Wechselrichters 5 führen, der mit einem Energieversorgungsnetz 6 verbunden ist.
Der PV-Generator 2 umfasst im hier dargestellten Beispiel eine Parallelschaltung von zwei Strings, die jeweils eine Mehrzahl von serienverschalteten PV- Modulen aufweisen. In der Figur 1 sind beispielhaft für jeden String jeweils nur zwei PV-Module 2a und 2b sowie 2c und 2d dargestellt, die durch das Schaltzeichen einer einzelnen Photovoltaikzelle symbolisiert sind. Es versteht sich, dass grundsätzlich auch eine andere Anzahl von parallel geschalteten Strings oder auch eine andersgeartete Serien- und Parallelschaltung von PV-Modulen bei dem PV-Generator 2 möglich ist.
Das Energieversorgungsnetz 6 kann ein öffentliches Versorgungsnetz oder ein privates Netz (Inselbetrieb) sein. Beispielhaft ist der Wechselrichter 5 mit drei Wechselstrom (AC) - Ausgängen für ein dreiphasiges Einspeisen in das Energieversorgungsnetz 6 ausgelegt. Es versteht sich, dass auch eine andere als die dargestellte dreiphasige Auslegung des Wechselrichters 5 und/oder des Energieversorgungsnetzes 6 möglich ist, zum Beispiel eine einphasige Auslegung. Zudem sind in Fig. 1 lediglich die im Rahmen der Anmeldung wesentlichen Teile der PV-Anlage1 dargestellt. Weitere gleich- oder wechselstromseitig vom Wechselrichter 5 angeordnete Elemente, wie zum Beispiel Trenn- oder Schaltorgane, Filter, Überwachungseinrichtungen oder Transformatoren, sind aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht dargestellt.
Die PV-Anlage 1 weist darüber hinaus eine Vorrichtung 1 0 zum Erkennen und Signalisieren eines Zellentyps auf. Diese umfasst ein Einkoppelmittel 1 1 , über das ein Wechselspannungs-Testsignal auf eine der beiden Gleichstrom (DC) - Leitungen 3, 4 zwischen dem PV-Generator 2 und dem Wechselrichter 5 aufgebracht werden kann. Im Ausführungsbeispiel der Fig. 1 ist das Einkoppelmittel 1 1 ein Übertrager, der mit einer Sekundärwindung in die Gleichstromleitung 3 eingeschleift ist und mit einer Primärwicklung mit einem Signalgenerator 1 2 verbunden ist.
Weiterhin ist ein Auskoppelmittel 1 3 vorgesehen, das vorliegend ebenfalls als ein Übertrager ausgestaltet ist. Das Auskoppelmittel 13 ist mit einer Pri- märwicklung wiederum in eine der Gleichstromleitungen 3, 4, hier beispielhaft die Gleichstromleitung 3 eingeschleift, um ein Signal eines in dem vom PV- Generator 2, den Gleichstromleitungen 3, 4 und der Eingangsstufe des Wechselrichters gebildeten Stromkreis fließenden Wechselstroms lAc zu bestimmen. Eine Sekundärwicklung des Auskoppelmittels 1 3 ist mit einem optionalen Sig- naiverstärker 14 verbunden. Zudem ist eine AC-Spannungsmesseinrichtung 15 zur Messung einer über dem PV-Generator anliegenden Wechselspannung UAC vorgesehen.
Weiterhin ist eine DC-Strommesseinrichtung 1 6 zur Messung eines im Strom- kreis fließenden Photovoltaikgleichstroms I PV, nachfolgend PV-Strom lPV genannt, und eine DC-Spannungsmesseinrichtung 1 7 zur Messung einer Gleichspannung Upv zwischen den Gleichstromleitungen 3, 4 vorhanden. Abgesehen von eventuellen ohmschen Verlusten in den Gleichstromleitungen 3, 4, die für die nachfolgenden Betrachtungen aber vernachlässigbar sind, entspricht die Gleichspannung UPV der Ausgangsspannung des PV-Generators 2 und wird daher auch als PV-Spannung UPV bezeichnet.
Weiterhin ist eine Steuereinrichtung 18 vorgesehen, die zum einen den Signalgenerator 1 2 ansteuert und zum anderen ein Ausgangssignal des Signalver- stärkers 14, der AC-Spannungsmesseinrichtung 1 5, der DC- Strommesseinrichtung 1 6 und der DC-Spannungsmesseinrichtung 1 7 zur Weiterverarbeitung entgegennimmt. Die Steuereinrichtung 18 weist zudem einen Signalisierungsausgang 1 9 auf, an dem als Ergebnis des erfindungsgemäßen Verfahrens die verwendete Modultechnologie signalisiert wird, also ob der PV- Generator 2 aus kristallinen Zellen (mono- oder polykristallinen Zellen) oder Dünnschichtzellen (amorphen oder mikrokristallinen Zellen) besteht. Der Signa- lisierungsausgang 19 ist mit einem Steuereingang des Wechselrichters 5 gekoppelt, so dass dieser abhängig von der erkannten Modultechnologie bei- spielsweise ein darauf optimiertes MPP-Nachführverfahren durchführen kann und seinen internen oder mit ihm verbundenen Überwachungseinrichtungen passende Überwachungskriterien und Grenzwerte vorgeben kann.
Zur Unterscheidung zwischen den genannten Modultechnologien werden von der Vorrichtung 10 Impedanzmessungen an dem PV-Generator 2 durchgeführt. Zu diesem Zweck wird ein von dem Signalgenerator 12 erzeugtes Wechselspannungssignal über das Einkoppelmittel 1 1 in den Gleichstromkreis der PV- Anlage 1 eingespeist. Der von dem eingespeisten Wechselspannungssignal hervorgerufene Wechselstrom lAc überlagert den im Stromkreis gegebenenfalls fließenden PV-Strom lPV. Von dem Auskoppelmittel 13 wird ein Messsignal ausgekoppelt, das von dem Signalverstärker 14 verstärkt und zur Auswertung an die Steuereinrichtung 18 weitergeleitet wird und das mit dem im Stromkreis fließenden Wechselstrom verknüpft ist. Daneben wird die Höhe der Wechselspannung UAC von der AC-Spannungsmesseinrichtung 15 bestimmt und eben- falls an die Steuereinrichtung 18 übermittelt. Aus dem Verhältnis der gemessenen Wechselspannung UAc zum gemessenen Wechselstrom lAc kann eine Impedanz Z im Stromkreis bestimmt werden. In einer alternativen Ausgestaltung kann die Messung einer der Größen Wechselspannung UAC oder Wechselstrom lAc ausreichend zur Bestimmung der Impedanz Z sein, wenn die andere Größe konstant ist oder das frequenzabhängige Übertragungsverhalten des Einkoppelmittels 1 1 bekannt ist.
Üblicherweise wird die Messung bei mehreren Frequenzen f des eingespeisten Signals durchgeführt, so dass eine Abhängigkeit der Impedanz Z von der Fre- quenz f ermittelt wird, die auch als Impedanzverlauf Z(f) oder frequenzabhängige Impedanz Z(f) bezeichnet wird. Wenn neben Amplituden der ein- bzw. ausgekoppelten Signale auch deren Phasenbeziehung zueinander berücksichtigt wird, wird der Impedanzverlauf Z(f) komplexwertig. Im dargestellten Ausführungsbeispiel wird vom Einkoppelmittel 1 1 bzw. Auskoppelmittel 13 das Testsignal induktiv eingeprägt bzw. ausgekoppelt. Es versteht sich, dass alternativ das Testsignal auch kapazitiv ein- und/oder ausgekoppelt werden kann.
Zur Messung eines Impedanzverlaufs Z(f), also der Abhängigkeit der Impedanz Z von der Frequenz f eines Signals, kann beispielsweise der Signalgenerator 12 ein Testsignal ausgeben, dessen Frequenz beispielsweise mit der Zeit variiert wird. Das von dem Signalverstärker 14 gemessene Signal wird abhängig von der Frequenz des Signalgenerators 12 ausgewertet.
In einer alternativen Ausgestaltung ist es möglich, dass der Signalgenerator 12 ein breitbandiges Rauschsignal abgibt, das Frequenzkomponenten einer Vielzahl von Frequenzen enthält. Zur Bestimmung der frequenzabhängigen Impe- danz wird dann mittels eines in der Steuereinrichtung 18 oder dem Signalverstärker 14 vorhandenen durchstimmbaren Bandpassfilters eine Signalamplitude und ggf. Phasenlage in Abhängigkeit der Filterfrequenz erfasst, während die Filterfrequenz variiert wird. Eine Mehrfachnutzung von Komponenten der Vorrichtung 10 kann erfolgen, indem die Komponenten zum Austausch von Signalen, z.B. Steuersignalen, mit entsprechenden generatornahen Transceivern über die Gleichstromleitungen 3, 4 verwendet werden. Eine solche Signalübertragung ist auch als„Power Line Communication" (PLC) bekannt. So können das Einkoppelmittel 1 1 und der Signalgenerator 12 für das Senden und das Auskoppelmittel 13 und der Signalverstärker 14 für das Empfangen von Signalen eingesetzt werden.
In einer alternativen Ausgestaltung kann die Vorrichtung 10 ganz oder teilweise in dem Wechselrichter 5 integriert sein. Dies betrifft insbesondere die Steuer- einrichtung 18, den Signalgenerator 12, den Signalverstärker 14, die AC-
Spannungsmesseinrichtung 15, die DC-Strommesseinrichtung 16, und die DC- Spannungsmesseinrichtung 17, gegebenenfalls aber auch das Einkoppelmittel 1 1 und das Auskoppelmittel 13. In einer weiteren alternativen Ausgestaltung kann vorgesehen sein, dass die Einkopplung des Wechselspannungssignals auch durch eine Taktung von Halbleiterschaltern eines wechselrichtereigenen Hochsetzstellers oder einer Wechselrichterbrücke erfolgen kann.
Im Folgenden wird anhand von Fig. 2 ein Verfahren zum Feststellen und Sig- nalisieren der bei einem PV-Generator einer PV-Anlage verwendeten Modultechnologie dargestellt, wie es beispielsweise von der in Fig. 1 gezeigten PV- Anlage ausgeführt werden kann. Das Verfahren ist in Fig. 2 anhand eines Flussdiagramms wiedergegeben. In einem ersten Schritt S1 des Verfahrens gemäß Fig. 2 wird eine Impedanzmessung am PV-Generator 2 durchgeführt. Dazu wird die komplexwertige Impedanz Z des PV-Generators 2 in Abhängigkeit einer Mehrzahl von Frequenzen f bestimmt. Das Ergebnis einer derartigen Messung wird auch als Impedanzverlauf Z(f) bezeichnet. Beim Ausführungsbeispiel der Fig. 1 beispielswei- se wird dazu über das Einkoppelmittel 1 1 ein vom Signalgenerator 12 erzeugtes sinusförmiges Wechselsignal in den PV-Generator 2 über die Gleichstromleitung 3, 4 eingespeist. Eine vom Auskoppelmittel 13 erfasste und den Wechselstrom repräsentierende Signalamplitude wird verstärkt über den Signalverstärker 14 ausgewertet, ebenso wie ein von der AC- Spannungsmesseinrichtung 15 erhaltenes Signal. Dabei wird die Signalhöhe sowie gegebenenfalls eine Phasenlage des ausgekoppelten Signals gegenüber dem eingekoppelten Signal bzw. des gemessenen Wechselstroms c gegenüber der gemessenen Wechselspannung UAC bestimmt. Diese Messung wird für eine Mehrzahl von Frequenzen innerhalb eines vorgegebenen Fre- quenzbereiches von fmin bis fmax durchgeführt. Alternativ ist es möglich, über den Signalgenerator 12 ein Rauschsignal, das eine Vielzahl von Frequenzkomponenten im interessierenden Frequenzbereich von fmin bis fmax enthält, in den Gleichstromkreis einzukoppeln und die Frequenzkomponenten nach dem Auskoppeln bezüglich ihrer jeweiligen Amplitude und/oder Phaselage zu ana- lysieren. In diesem Fall kann der Signalverstärker 14 mit einem schmalbandi- gen Frequenzfilter versehen sein. Die Impedanzmessung im Schritt S1 wird bevorzugt als Dunkelmessung bei nicht oder nur gering beleuchtetem PV- Generator 2 durchgeführt. In einem nächsten Schritt S2 wird aus dem zuvor gemessenen Impedanzverlauf Z(f) ein Wert für eine Kapazität C des PV-Generators 2 bestimmt. Dazu wird der PV-Generator 2 einschließlich der Gleichstromleitung 3, 4 mithilfe eines Ersatzschaltbildes modelliert. Die Parameter von Komponenten des Er- satzschaltbilds werden dann solange angepasst, bis ein errechneter Impedanzverlauf des Ersatzschaltbildes dem gemessenen Impedanzverlauf Z(f) möglichst gut entspricht. Unter den Messbedingungen des Schritts S1 , also bei nicht vorhandener Einstrahlung oder geringer EinStrahlungsintensität, kann eine Reihenschaltung (Serienschwingkreis) eines Kondensators, einer Spule und eines Widerstands (RLC-Ansatz) als Ersatzschaltbild herangezogen werden. Unter den angegebenen Messbedingungen entsprechen die Spule und der Widerstand des Ersatzschaltbildes der Induktivität und dem Leitungswiderstand der Gleichstromleitungen 3, 4, wohingegen die Kapazität des Kondensators im Ersatzschaltbild im Wesentlichen die Zusammenschaltung aller Sperr- Schichtkapazitäten der PV-Zellen des PV-Generators 2 angibt. Wie auch das gewählte Ersatzschaltbild eines Serienschwingkreises zeigt, ist im Impedanzverlauf des PV-Generators mindestens eine Resonanzstelle zu erwarten. Um eine gute Anpassung der Modellparameter an den gemessenen Impedanzverlauf Z(f) zu ermöglichen, ist es vorteilhaft, wenn der gemessene Impedanzver- lauf Z(f) den Frequenzbereich der Resonanzstelle umfasst. Der im Schritt S2 ermittelte Wert der Kapazität des PV-Generators wird zur weiteren Verwendung gespeichert.
Falls die Messung im Schritt S1 nicht bei Dunkelheit sondern unter Einstrah- lungsbedingungen vorgenommen wurde, setzt sich die Kapazität im Ersatzschaltbild aus mehreren Komponenten zusammen, aus denen die Sperrschichtkapazität der PV-Zellen unter Umständen extrahiert werden kann. Diese Vorgehensweise ist möglich, jedoch ist eine Dunkelmessung im Schritt S1 bevorzugt. Es versteht sich, dass auch andere, gegebenenfalls komplexere Modelle als das eines Serienschwingkreises der Auswertung des Impedanzverlaufs Z (f) zugrunde gelegt werden können.
In weiteren Schritten S3 und S4 werden eine PV-Spannung UR und ein PV- Strom lR bei einer EinStrahlungsintensität bestimmt, die möglichst genau einer vorgegebenen EinStrahlungsintensität entspricht Dies kann beispielsweise mit Hilfe der DC-Strommesseinrichtung 16 und der DC- Spannungsmesseinrichtung 1 7 gemäß Ausführungsbeispiel der Fig. 1 erfolgen. Eine Messung bei der vorgegebenen EinStrahlungsintensität wird nach- folgend auch als Messung unter Referenzbedingungen bezeichnet.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens kann ein relativ hoher Wert für die vorgegebene EinStrahlungsintensität gewählt werden, beispielsweise 1 000 W/m2. Um in dem Fall Werte für die PV-Spannung UR und ein PV-Strom I R unter Referenzbedingungen zu erhalten, kann beispielsweise vorgesehen sein, eine Messung einer PV-Spannung U PV und eines PV-Stroms I PV im Verlauf eines Tages wiederholt durchzuführen und das Wertepaar der PV- Spannung UPV und des PV-Stroms lPV mit der höchsten erzeugten Leistung PPV=Upv ■ Ipv als Wertepaar der PV-Spannung UR und des PV-Stroms lR unter Referenzbedingungen anzunehmen.
Dabei kann zudem vorgesehen sein, die Nennleistung des Wechselrichters zu Hilfe zu nehmen, um von den Referenzbedingungen weit abweichende Wertepaare zu identifizieren. Diesem liegt zugrunde, dass bei Auslegung einer Anla- ge aus ökonomischen Gründen üblicherweise ein dem PV-Generator ange- passter Wechselrichter eingesetzt werden wird. Es ist unwahrscheinlich, dass ein Wechselrichter verwendet wird, der eine deutlich höhere Nennleistung hat als benötigt wird. Ein Wertepaar von PV-Spannung UPV und PV-Strom lPV, bei dem die sich ergebene Leistung PPV weit, beispielsweise um mehr als 50%, von der Nennleistung des Wechselrichters 5 abweicht, kann in diesem Sinne nicht als unter Referenzbedingungen gemessen angesehen werden. In einer alternativen Ausführung kann bei Bekanntsein der Generatornennleistung (bei einer Einstrahlung von 1 000W/m2) aus der Wechselrichternennleistung und der gemessenen PV-Spannung der gesuchte PV-Strom direkt bestimmt wer- den. In diesem Fall dient der Weg über die Leistung nicht dazu, um Wertepaare zu verwerfen, sondern ein Wertepaar anhand nur einer gemessenen Größe zu bestimmen. In einem nächsten Schritt S5 wird die in Schritt S2 bestimmte Kapazität C des PV-Generators 2 mit Hilfe der in den Schritten S3 und S4 gemessenen Werte für die PV-Spannung UR und den PV-Strom lR auf eine Vergleichskapazität C* einer normierten PV-Zelle umgerechnet. Als normierte PV-Zelle wird eine PV- Zelle angesehen, die unter Referenzbedingungen eine Vergleichs-PV-
Spannung UR* und einen Vergleichs-PV-Strom lR * liefert. Als Werte sind hier beispielsweise eine Vergleichs-PV-Spannung UR* von 0,5 V und ein Vergleichs-PV-Strom lR * von 5 A festgelegt. Die Einführung dieser gedachten (virtuellen) Vergleichszelle dient der Auflösung des Verschaltungsnetzwerkes der Vielzahl von einzelnen PV-Zellen, aus denen der PV-Generator, beispielsweise der PV-Generator 2 der Fig. 1 , zusammengesetzt ist. Ziel des Schrittes S5 ist, aus der in Schritt S2 gemessenen Kapazität C des gesamten PV- Generators auf die Vergleichskapazität C* einer einzelnen, als Vergleichszelle gedachten PV-Zelle zu schließen.
Bei einer Reihenschaltung von PV-Zellen innerhalb des PV-Generators (vgl. beispielsweise die Reihenschaltung der PV-Module 2a und 2b bzw. 2c und 2d zu einem sogenannten String in Fig. 1 unter Berücksichtigung der Reihenschaltung der PV-Zellen innerhalb dieser PV-Module 2a bis 2d) addieren sich die Spannungen einer Mehrzahl j von PV-Zellen zu einer Gesamtspannung des Strings Us gemäß: Us=j ■ UR * bei gleichbleibendem Strom IS=I R*. Dabei wird angenommen, dass es sich bei den PV-Zellen um die zuvor beschriebenen virtuellen Vergleichszellen handelt und die PV-Spannung Us und der PV- Strom ls unter den Referenzbedingungen ermittelt werden. Bei einer Reihen- Schaltung der Mehrzahl j von Vergleichszellen der Vergleichskapazität C* ergibt sich für die Gesamtkapazität Cs der Reihenschaltung: Cs=1 /i ■ C*. Zusammengesetzt folgt:
Figure imgf000015_0001
Bei einer Parallelschaltung von Strings zu einem PV-Generator, z.B. des
Strings der PV-Module 2a und 2b und des Strings der PV-Module 2c und 2d zu dem PV-Generator 2, addieren sich dann die Ströme zu dem PV-Strom lR des PV-Generators bei gleichbleibender Spannung Us= UR. Entsprechend gilt für eine Mehrzahl von k parallel geschalteten Strings der Kapazität Cs: |R=k■ ls, woraus sich mit IS=I R* weiterhin der Zusammenhang lR=k ■ lR* ergibt. Ferner addieren sich auch die einzelnen Kapazitäten Cs der Strings zur Gesamtkapazität C des PV-Generators: C=k■ Cs. Zusammengesetzt folgt: C= Cs ■ lR /I r*. Mit Hilfe des Zusammenhangs aus dem vorigen Absatz:
Figure imgf000016_0001
■ C* und Us= U R kann dann wie folgt aus der gemessenen Kapazität C des PV- Generators auf die Vergleichskapazität C* einer Vergleichszelle innerhalb des PV-Generators geschlossen werden:
C*=C ■ UR/UR* ■ I r I R.
In einem nächsten Schritt S6 wird die im Schritt S5 bestimmte Vergleichskapazität C* mit einem vorgegebenen Schwellenwert C*sw verglichen. Ist die innerhalb der PV-Anlage bestimmte Vergleichskapazität C* größer als der Schwellenwert, verzweigt das Verfahren zu einem Schritt S7, in dem signalisiert wird, dass der PV-Generator aus PV-Zellen vom Dünnschichttyp aufgebaut ist.
Ergibt der Vergleich im Schritt S6 dagegen, dass die ermittelte Vergleichskapazität C* kleiner oder gleich dem vorgegebene Schwellenwert C* sw ist, verzweigt das Verfahren zu einem Schritt S8, in dem signalisiert wird, dass der PV-Generator mono- oder polykristalline PV-Zellen aufweist.
Der Vergleich im Schritt S6 und die Schlussfolgerungen der Schritte S7 und S8 beruhen auf der Erkenntnis, dass Vergleichszellen, also Zellen mit bestimmtem PV-Strom und bestimmter PV-Spannung unter gegebenen Referenzbedingungen, sich für die beiden unterschiedlichen Zellentypen signifikant in ihrer Kapazität unterscheiden, die somit als Erkennungs- bzw. Unterscheidungsmerkmal dienen kann. Messungen haben ergeben, dass die Kapazität C*dünn einer normierten Dünnschichtzelle, die bei einer EinStrahlungsintensität von 1 000 W/m2 als Referenzbedingungen den Vergleichs-PV-Strom lR*=5A bei der Vergleichs-PV-Spannung U R*=0,5V liefert, im abgedunkelten Zustand größer oder gleich 50 Mikrofarad (μΡ) beträgt. Dagegen ist die Kapazität C*krist einer poly- oder monokristallinen Zelle mit gleicher Vergleichs-PV-Spannung und gleichem Vergleichs-PV-Strom unter Referenzbedingungen im abgedunkelten Zustand kleiner als 5 μΡ. Werden andere EinStrahlungsintensitäten als Referenzbedingungen zugrunde gelegt, ändern sich gegebenenfalls die konkreten Kapazitätswerte, wobei grundsätzlich aber die große Diskrepanz zwischen den Kapazitätswerten von Zellen unterschiedlicher Modultechnologie erhalten bleibt. Basierend auf den bestimmten Kapazitätswerten C*krist und C*dünn kann der im Schritt S6 eingesetzte Schwellenwert C*sw in einem Bereich zwischen 5 μΡ und 50 μΡ vorgegeben werden, beispielsweise 40 μΡ. Da der für die Vergleichskapazität C* ermittelte Wert mit sinkender EinStrahlungsintensität ansteigt, ist es vorteilhaft, als Schwellenwert C*Sw einen Wert zu wählen, der näher an dem höheren Kapazitätswert C*dünn liegt als an dem niedrigeren Kapazitätswerten CVist- Auch wenn die Ermittlung der Vergleichskapazität C* bei einer Einstrahlung durchgeführt wird, die kleiner ist, als es die Referenzbedingungen vorsehen, wird so eine korrekte Aussage über die Modultechnologie erzielt. In einer alternativen Ausgestaltung des Verfahrens kann anstelle der Messwerte des Stroms im Schritt S4 auch ein Strom aus der Angabe der Wechselrichternennleistung und der gemessenen Spannung UPV ermittelt werden, wobei zusätzlich ein Auslegungsfaktor berücksichtigt wird, der das Verhältnis zwischen dem Maximalstrom des Wechselrichters und dem maximal zu erwarten- den Strom des PV-Generators betrifft. Es kann dann die Nennleistung des PV- Generators mit Hilfe des Auslegungsfaktors aus der Wechselrichternennleistung bestimmt werden und der maximale PV-Strom lPV aus der gemessenen Spannung UPV und der Generatornennleistung ermittelt werden. Die Kapazitätswerte C*krist und C*dünn der Vergleichszellen der beiden betrachteten Zellentypen unterscheiden sich um einen Faktor 1 0 und damit sehr deutlich voneinander. Aus diesem Grunde ist die benötigte Genauigkeit, mit der im Schritt S4 beim Ausführungsbeispiel der Fig. 2 der PV-Strom lR bei Referenzbedingungen bestimmt wird, relativ klein. Gleiches gilt, wenn der PV-Strom lR bei Referenzbedingungen aus der Wechselrichternennleistung abgeschätzt wird. Selbst wenn der gemessene oder abgeschätzte Wert I R unter Referenzbedingungen von dem tatsächlichen Wert um einen Faktor 2 bis 3 abweicht, ist eine sichere Unterscheidung zwischen den beiden unterschiedlichen Zellentypen dennoch möglich. Aus diesem Grunde ist es auch relativ unkritisch, wenn im Tagesverlauf beispielsweise nur eine maximale EinStrahlungsintensität von beispielsweise 50% der Referenzbedingungen, die den Kapazitätswerten C*krist und C*dünn zugrundegelegt ist, erreicht wird. Da der bestimmte Strom lR proportional zur EinStrahlungsintensität ist und der Strom lR umgekehrt proportional in die Bestimmung der Vergleichskapazität C* der virtuellen PV-Zellen eingeht, unterscheidet sich der so bestimmte Wert der Vergleichskapazität C* nur um einen Faktor 2 von dem Wert, der unter Referenzbedingungen ermittelt würde.
Bezugszeichenliste PV-Anlage
PV-Generator
a-d PV-Modul
, 4 Gleichstromleitung (DC-Leitung)
Wechselrichter
Energieversorgungsnetz 0 Vorrichtung zum Feststellen eines Zellentyps
Einkoppelmittel
2 Signalgenerator
3 Auskoppelmittel
4 Signalverstärker
5 AC-Spannungsmesseinrichtung
6 DC-Strommesseinrichtung
7 DC-Spannungsmesseinrichtung
8 Steuereinrichtung
9 Signalisierungsausgang

Claims

Ansprüche
1 . Verfahren zum Bestimmen und Signalisieren einer Modultechnologie eines PV-Generators (2) einer PV-Anlage (1 ) mit den folgenden Schritten :
- Durchführen einer Impedanzmessung an dem PV-Generator (2) zur Bestimmung einer Frequenzabhängigkeit einer Impedanz (Z(f)) des PV-Generators (2) ;
- Ermitteln einer Kapazität (C) des PV-Generators (2) anhand der Frequenzabhängigkeit der Impedanz (Z(f));
- Bestimmen einer PV-Spannung (U R) und eines PV-Stroms (I R) des PV- Generators (2) bei Referenzbedingungen, die eine vorgegebene Ein- strahlungsintensität betreffen;
- Berechnen einer Vergleichskapazität (C*) aus der ermittelten Kapazität (C), der PV-Spannung (UR) und des PV-Stroms (lR);
- Vergleichen der Vergleichskapazität (C*) mit einem vorgegebenen Schwellenwert (C*sw);
- Bestimmen und Signalisieren der Modultechnologie des PV-Generators (2) als Dünnschicht-Technologie, falls die Vergleichskapazität (C*) größer als der vorgegebene Schwellenwert (C*sw) ist; und
- Bestimmen und Signalisieren der Modultechnologie des PV-Generators (2) als kristalline Technologie, falls die Vergleichskapazität (C*) kleiner oder gleich dem vorgegebenen Schwellenwert (C*s) ist.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem die Frequenzabhängigkeit der Impedanz (Z(f)) bei nicht vorhandener Einstrahlung oder nur geringer Einstrah- lungsintensität gemessen wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem als Referenzbedingungen eine hohe EinStrahlungsintensität angenommen wird, insbesondere eine EinStrahlungsintensität von 1 000 W/m2 oder mehr.
4. Verfahren nach Anspruch 3, bei dem zur Bestimmung der PV-Spannung (U R) und des PV-Stroms (I R) des PV-Generators (2) bei Referenzbedin- gungen ein PV-Strom (lPV) und eine PV-Spannung (UPV) im Tagesverlauf wiederholt gemessen wird und ein Wertepaar von PV-Strom (lPV) und PV- Spannung (UPV), bei dem eine PV-Leistung PPV im Tagesverlauf maximal ist, als PV-Spannung (UR) und PV-Strom (lR) bei Referenzbedingungen übernommen wird.
5. Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, bei dem der PV-Strom (lR) des PV- Generators (2) bei Referenzbedingungen aus einer gemessenen PV- Spannung (UpV) und einer Nennleistung eines mit dem PV-Generator (2) verbundenen Wechselrichters (5) der PV-Anlage (1 ) ermittelt wird.
6. Verfahren nach Anspruch 5, bei dem ein Auslegungsfaktor berücksichtigt wird, der das Verhältnis einer typischen Betriebsspannung des PV- Generators (2) zur Nennspannung des Wechselrichters (5) angibt.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, bei dem die Vergleichskapazität (C*) der Kapazität einer PV-Zelle entspricht, die unter den Referenzbedingungen einen festgelegten Vergleichs-PV-Strom (lR *) bei einer festgelegten Vergleichs-PV-Spannung (UR*) liefert, und bei dem die Vergleichskapazität (C*) aus der ermittelten Kapazität (C) durch Multiplikation mit einem Normierungsfaktor der Größe lR7 lR ■ UR/UR* bestimmt wird.
8. Verfahren nach Anspruch 7, bei dem der vorgegebene Schwellenwert (C*sw) zwischen einer Kapazität einer kristallinen Zelle und der Kapazität einer Dünnschichtzelle liegt, wobei diese kristalline Zelle und diese Dünnschichtzelle jeweils unter Referenzbedingungen den festgelegten Vergleichs-PV-Strom (lR *) bei der festgelegten Vergleichs-PV-Spannung (UR*) liefern.
9. Verfahren nach Anspruch 7 oder 8, bei dem die festgelegte Vergleichs-PV- Spannung (UR*) 0,5 V und der festgelegten Vergleichs-PV-Strom (lR *) 5 A beträgt.
10. Verfahren nach den Ansprüchen 7 bis 9, bei dem der vorgegebene
Schwellenwert (C*Sw) zwischen 5 und 50 μΡ liegt.
1 1 . Vorrichtung (1 0) zum Bestimmen und Signalisieren einer Modultechnolgie eines PV-Generators (2) einer PV-Anlage (1 ), aufweisend Mittel zur Durchführung einer Impedanzmessung an dem mindestens einen PV-Generator (2), dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung (1 0) zur Durchführung eines Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 0 eingerichtet ist.
1 2. Vorrichtung (1 0) gemäß Anspruch 1 1 , umfassend mindestens ein Einkoppelmittel (1 1 ) zum Einkoppeln eines Wechselspannungs-Testsignals in den PV-Generator (2), ein Auskoppelmittel (13) zum Auskoppeln eines Wechselstromsignals ( c), eine AC-Spannungsmesseinrichtung (1 5) zur Bestimmung eines Wechselspannungssignals (UAc) am PV-Generator (2), eine DC-Strommesseinrichtung (1 6) und eine DC- Spannungsmesseinrichtung (1 7) zur Bestimmung eines PV-Stroms (I PV) bzw. einer PV-Spannung (U PV) des PV-Generators (2) und eine Steuereinrichtung (1 8) zur Steuerung der Durchführung und Auswertung der Impedanzmessung.
1 3. Vorrichtung (1 0) gemäß Anspruch 1 2, bei der zumindest die Steuereinrichtung (1 8) in einem Wechselrichter (5) der PV-Anlage (1 ) angeordnet ist.
14. Wechselrichter (5) für eine PV-Anlage (1 ), aufweisend zumindest eine
Steuereinrichtung (1 8) einer Vorrichtung (1 0) zum Bestimmen und Signalisieren einer Modultechnologie eines PV-Generators (2) einer PV-Anlage (1 ) gemäß einem der Ansprüche 1 1 bis 1 3 und dazu eingerichtet, ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 0 durchzuführen.
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