Sicherheit von PV-Anlagen: Eure Fragen, unsere Antworten

Die Sicherheit einer PV-Anlage hängt unter anderem vom Design des Gesamtsystems ab. Moderne String-Wechselrichter ermöglichen mit integrierten Features ein schlankes Anlagendesign. Das vermeidet potenzielle Fehlerquellen etwa durch zusätzlichen Verkabelungsaufwand bei der Installation von Modulelektronik. Im Webinar „Analyzing PV system safety and the promise of optimizers“ diskutierten Dr. Heribert Schmidt vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE und SMA Experte Hannes Knopf im Sommer 2022 den Einfluss unterschiedlicher Systemauslegungen auf die Sicherheit von PV-Anlagen. Dazu erreichten uns so viele spannende Fragen, die wir gerne mit euch teilen wollen. Hier findet ihr die Antworten unseres Kollegen Hannes Knopf auf die häufigsten Fragen.

String-Wechselrichter vs. MLPE: Auswirkungen auf die Systemsicherheit

Die These lautet, dass das größte Risiko für PV-Anlagen in der Erhöhung der Fehlerquellen besteht?

Richtig.

 

Was genau bedeutet eine geringere Komplexität, wie erreiche ich die?

Eine geringere Komplexität bedeutet, dass eine PV-Anlage aus so wenig Geräten wie möglich besteht. Denn das ist gleichbedeutend mit weniger Anschlüssen, weniger DC-Steckverbindungen und damit einer geringeren Zahl möglicher Fehlerquellen. Das Motto lautet: Weniger ist mehr. Eine geringere Komplexität im Gesamtsystem bedeutet also mehr Sicherheit.

 

Warum benötigen PV-Systeme wie beispielsweise die von SolarEdge ganz bestimmte DC-Steckverbinder, um reibungslos zu funktionieren?

PV-Module werden meist von einem anderen Hersteller produziert als die MLPE-Geräte (sogenannte Optimierer etc.). Oftmals stammen auch die dazugehörigen DC-Steckverbinder von einem anderen Hersteller. Das nennt man „Cross-Mating“. Einige Hersteller behaupten, dass ihre DC-Steckverbinder mit denen anderer Hersteller kompatibel sind. Die Prüfung der Kompatibilität von DC-Steckverbindern verschiedener Hersteller ist schwierig, da es keine Norm dafür gibt. Das führt zu einem erheblichen Risiko für Kontaktausfälle, Lichtbögen und potenzielle Brände. Der IEC Technical Report TR 63225 befasst sich mit diesem Problem und stellt fest: „Mehrere Länder berichten, dass Probleme mit DC-Steckverbindern eine Hauptursache für Ausfälle sind, wie z.B. Brandgefahren in PV-Anlagen.“

 

Welche tatsächliche Brandgefahr geht von Optimierern aus?

Da in der Regel weder Versicherungsunternehmen noch Feuerwehren Brände in Zusammenhang mit oder aufgrund von PV-Anlagen getrennt von anderen durch elektrische Geräte verursachten Bränden ausweisen, ist es sehr schwer, entsprechende Informationen einzuholen. Nur sehr aufwendige Studien, in denen viele Details berücksichtigt werden, wie die vom TÜV und vom Fraunhofer-Institut durchgeführte Studie, können derartige Daten liefern. Diese Studie kommt zu dem Schluss, dass zusätzliche Steckverbinder und mehr Komplexität der Sicherheit einer PV-Anlage abträglich sind.

 

Waren bei dem bekannten Großbrand bei Walmart Optimierer involviert?

Einige Quellen berichteten, dass bei dem Walmart-Brand Optimierer involviert waren.

 

Hat der Mangel an Daten auch damit zu tun, dass die PV-Branche eine relativ junge Branche ist und PV-Anlagen noch nicht so lange in Betrieb sind?

PV-Anlagen sind weltweit seit vielen Jahrzehnten und in großer Stückzahl in Betrieb. SMA ist als Pionier dieser Technologie bereits seit mehr als 40 Jahren in diesem Bereich tätig. In all den Jahren hat sich bestätigt, dass PV-Anlagen sehr sicher und zuverlässig Strom liefern. Meldungen über Brände, die durch PV-Anlagen verursacht wurden, sind äußerst selten.

 

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Der Anteil von 0,006 % ist tatsächlich sehr gering. Eine Rapid-Shutdown-Funktion würde an dieser Zahl nichts ändern. Im Gegenteil: Dadurch würde die Zahl der potenziellen Fehlerstellen und damit auch die Zahl der potenziellen Brände eher steigen. Um diese Anzahl noch weiter zu reduzieren, stattet SMA alle String-Wechselrichter mit der Lichtbogen-Schutzfunktion AFCI bzw. SMA ArcFix aus.

Leider ist nicht bekannt, auf welchen Fakten und wissenschaftlichen Erkenntnissen diese Vorgaben basieren, die in den USA bestehen und von manchen Versicherungsunternehmen gefordert werden. Jedenfalls weisen die Ergebnisse der sehr umfangreichen und von Experten des TÜV und des Fraunhofer-Instituts durchgeführten Studie deutlich in eine andere Richtung.

Diese Frage wird in Kapitel 4 der Studie vom TÜV und vom Fraunhofer-Institut eingehend behandelt. Die Ersteller der Studie beziehen sich auf die in DIN VDE 0132 definierten Verfahren zur sicheren Handhabung und kommen zu folgendem Schluss: „Die Untersuchungen zur Leitfähigkeit und möglichen Ableitströmen über ein Strahlrohr haben gezeigt, dass beim Löschen im Bereich von Photovoltaik-Anlagen unter Einhaltung der Sicherheitsabstände gemäß DIN VDE 0132 keine ernsthafte Gefahr für die Einsatzkraft durch Ableitströme über das Löschwasser bei gegebenen 1000 V DC besteht.“. Weitere Einzelheiten dazu finden Sie in den folgenden Fragen/Antworten.

Geschulte Feuerwehrleute kennen die Sicherheitsmaßnahmen und wissen, was im Brandfall bei elektrischen Anlagen zu tun ist. Die vom TÜV und vom Fraunhofer-Institut durchgeführte Studie hat unter anderem ergeben, dass Rapid-Shutdown-Systeme (RSD-Systeme) nie zu 100 Prozent zuverlässig sind und sich Feuerwehrleute daher nie darauf verlassen dürfen. Vielmehr müssen Feuerwehrleute eine PV-Anlage stets so behandeln, als ob sie unter Spannung steht und in Betrieb ist. Durch die Integration von Rapid-Shutdown-Geräten in eine PV-Anlage erhöht sich die Anzahl der potenziellen Fehlerstellen erheblich und somit auch die Gefahr von Bränden, die ein Eingreifen von Feuerwehrleuten erst erforderlich machen. Daher sind Rapid-Shutdown-Anlagen für Feuerwehren nicht vorteilhaft.

Es gab in der Vergangenheit tatsächlich einzelne Berichte aus Ländern, in denen PV-Anlagen erst vor Kurzem eingeführt worden waren. In diesen Fällen waren die Feuerwehrleute vor Ort mit dieser neuen Technologie noch nicht vertraut und wussten bei Bränden folglich nicht, wie sie vorgehen sollten.  Heute gibt es Normen und umfassende Informations- und Schulungsmaterialien für Feuerwehren zum Umgang mit PV-Anlagen.

In Bezug auf DC-Freischalter verweisen wir auf das pv magazine Australia vom Juni 2020: „DC-Freischalter, die oftmals als die größte Schwachstelle in Bezug auf die Sicherheit von PV-Dachanlagen genannt werden, wurden 2012 durch die australische Norm für PV-Anlagen (AS/NZS 5033) obligatorisch. Dadurch wurde Australien zum einzigen Land weltweit, das DC-Freischalter bei PV-Dachanlagen vorschreibt. Seitdem haben Prüfdaten gezeigt, dass sie die größte einzelne Fehlerquelle bei konventionellen DC-Solaranlagen darstellen.“. Das unterstreicht unser Argument, dass die Installation zusätzlicher Komponenten in einer PV-Anlage auch die Anzahl an möglicher Fehlerquellen erhöht. Angesichts der negativen Erfahrungen beschloss der für die Pflege der australischen Norm für PV-Anlagen (AS/NZS 5033) zuständige Ausschuss in der Folge, „die Pflicht zur Installation von DC-Freischaltern bei PV-Dachanlagen abzuschaffen, solange andere Sicherheitsmaßnahmen befolgt werden.“ (siehe pv magazine Australia vom November 2021).

Richtig, siehe hier.

 

 

String-Wechselrichter vs. MLPE: Auswirkungen auf Energieerträge

Eine solche Studie wurde von der University of Southern Denmark durchgeführt und 2019 veröffentlicht. Sie zeigt, dass MLPE- oder „Optimierer“-Systeme in den meisten Fällen keine Ertragsvorteile bringen und die meisten PV-Anlagen ohne Optimierer sowohl unter verschatteten als auch unverschatteten Bedingungen sogar besser abschneiden.

SMA ShadeFix ist als intelligente Software-Lösung in SMA String-Wechselrichter integriert. Es sind keine zusätzlichen Komponenten erforderlich. Die Komplexität bleibt gering und die Sicherheit hoch.

Da SMA ShadeFix zusätzliche Geräte wie „Optimierer“ überflüssig macht, entfällt auch der zusätzliche Stromverbrauch, der mit „Optimierern“ in einer PV-Anlage verbunden ist. Wie ebenfalls aus der Studie der University of Southern Denmark hervorgeht, liefert eine PV-Anlage ohne „Optimierer“ in der Regel sogar höhere Erträge – bei unverschatteten Bedingungen und in den meisten Fällen sogar bei verschatteten Bedingungen.

Die Fertigungstoleranzen für die Ausgangleistung moderner PV-Module sind extrem gering. Die Auswirkungen von Modul-Mismatches bei modernen PV-Anlagen dürften stark überbewertet sein.

Die von der University of Southern Denmark durchführte Studie kommt zu dem Schluss, dass PV-Anlagen mit SMA ShadeFix in der Regel bessere Erträge als Anlagen mit „Optimierern“ liefern – unter unverschatteten wie verschatteten Bedingungen.

In der Vergangenheit haben wir Tigo-„Optimierer“ aufgrund der Kundennachfrage über unsere Vertriebskanäle verkauft. Doch aufgrund der vielen negativen Erfahrungen mit „Optimierern“ in den letzten Jahren erkennen wir keinen Mehrwert für unsere Kunden und haben den Verkauf dieser Produkte eingestellt.

SMA ShadeFix ist eine patentierte Software-Lösung, die in SMA String-Wechselrichter integriert ist.

Aufgrund der hohen Anzahl von MLPE-Geräten in einer PV-Anlage mit „Optimierern“ ist die Wahrscheinlichkeit des Ausfalls eines MLPE-Geräts in einer solchen Anlage viel höher als die Ausfallwahrscheinlichkeit eines String-Wechselrichters. Da MLPE-Geräte hinter den PV-Modulen angebracht werden, sind sie für Wartungs- und Reperaturarbeiten auch schwerer zugänglich als String-Wechselrichter, die in der Regel an einem deutlich leichter zugänglichen Ort installiert sind.

Was auch zu beachten ist: Um die Anzahl der Vor-Ort-Einsätze und den damit verbundenen Aufwand sowie die entsprechenden Reparaturkosten zu minimieren, widmen sich Installateure einzelnen fehlerhaften „Optimierern“ vermutlich nicht so zeitnah wie fehlerhaften String-Wechselrichtern, sondern warten, bis sich der Service-Einsatz lohnt. Dadurch dürften die Energieverluste durch fehlerhafte „Optimierer“ über die Gesamtlaufzeit einer PV-Anlage über den Verlusten durch den potenziellen Ausfall eines fehlerhaften String-Wechselrichters liegen.

 

String-Wechselrichter vs. MLPE: Lichtbogenerkennung

SMA ArcFix ist kein Ersatz für Rapid Shutdown, sondern erfüllt eine vollkommen andere Funktion: Sie erkennt mögliche Lichtbögen in PV-Anlagen und verhindert die Entstehung von Bränden. Rapid Shutdown schützt nicht vor Lichtbögen.

Die meisten Lichtbögen entstehen durch falsches Crimpen von Steckverbindern oder durch Cross-Mating, d. h. durch die Kombination von Steckverbindern unterschiedlicher Hersteller.

Grundsätzlich muss ein Arc Fault Circuit Interrupter (AFCI) Lichtbögen erkennen und den Stromkreis unterbrechen, bevor ein Brand entstehen kann. AFCI kann als externes Gerät hinzugefügt oder direkt im Wechselrichter verbaut sein.

SMA ArcFix kombiniert spezialisierte Sensoren und Software-Algorithmen für die Lichtbogenerkennung mit leistungselektronischen Komponenten zur Unterbrechung des Stromkreises und wird künftig direkt in die SMA PV-Wechselrichter integriert. Bei einem möglichen Fehlalarm startet das System automatisch neu. Dadurch sind die vollständige Systemkompatibilität und gleichzeitig hohe Kundenzufriedenheit sichergestellt. Außerdem müssen keine zusätzlichen Geräte für den Lichtbogenschutz in der PV-Anlage installiert werden, was Zeit und Kosten bei der Installation einspart.

Alle SMA Wechselrichter für den US-Markt sind aufgrund bestehender Vorschriften mit SMA ArcFix ausgestattet. Außerhalb der USA ist SMA ArcFix derzeit in die SMA Wechselrichter Sunny Boy (SBx.x-1AV-41) und Sunny Tripower CORE1 (STP 50-41) integriert. Künftig werden weitere SMA Wechselrichter mit dieser Funktion ausgestattet.

SMA ArcFix ist gemäß der aktuellen US-Norm UL 1699B sowie der neuen internationalen Norm IEC 63027 zertifiziert. Bei der IEC 63027 handelt es sich derzeit noch um einen Norm-Entwurf, sie dürfte jedoch in Kürze offiziell in Kraft treten. SMA erfüllt bereits beide genannten Normen.

SMA ArcFix ist nicht als Software-Update verfügbar. Die Funktion wird werkseitig in den Wechselrichter eingebaut, da die Konstruktion des Wechselrichters entsprechend angepasst werden muss. Künftig werden alle SMA String-Wechselrichter serienmäßig mit dieser Funktion ausstattet sein.
Hintergrund: In die US-Wechselrichter ist SMA ArcFix bereits seit mehr als zehn Jahren integriert, da diese Funktion in den USA vorgeschrieben ist. SMA war damals der erste Hersteller, der eine integrierte und zertifizierte AFCI-Lösung in den USA bereitgestellt hat. Von den langjährigen Erfahrungen bei der Entwicklung und Herstellung von Lichtbogenerkennungssystemen profitieren künftig weltweit alle SMA Wechselrichter.

Bei einem Leitungsschutzschalter handelt es sich um ein elektromechanisches Gerät, dessen Funktion sich wesentlich von der SMA ArcFix-Funktion unterscheidet. SMA ArcFix kombiniert spezialisierte Sensoren und Software-Algorithmen für die Lichtbogenerkennung mit leistungselektronischen Komponenten zur Unterbrechung des Stromkreises.

Tipp: Mehr Informationen zum Thema Leitungsschutzschalter gibt es in der Technischen Information.

 

SMA SafeSolar: Weniger ist mehr

Seit 40 Jahren entwickelt SMA ideal aufeinander abgestimmte PV-Systemlösungen. Unsere PV-Systeme versorgen Menschen auf der ganzen Welt seit Jahrzehnten zuverlässig mit Solarstrom.

Wir integrieren relevante Sicherheitstechnologien direkt in unsere Wechselrichter. So können wir PV-Anlagen bewusst schlank halten und ihre Fehleranfälligkeit minimieren. Unsere Kunden müssen nur die Geräte installieren, die sie für eine sichere Energieversorgung brauchen.

Fachhandwerker müssen keine zusätzliche Hardware wie MLPE-Geräte (Module Level Power Electronics, sogenannte „Optimier“) installieren, um Erträge zu optimieren oder die PV-Anlage abzuschalten.

Dieser ganzheitliche Ansatz heißt SMA SafeSolar.

Mehr zu SMA SafeSolar

 

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5/5 - (6 votes)
8 Kommentare
  1. Philipp K.
    Philipp K. sagte:

    Liebes SMA Team, ab wann wird der SMA Hybrid Sunny Tripower 8.0 mit ArcFix ausgestattet sein? Viele Grüße Philipp

    Antworten
  2. Jürgen Jung
    Jürgen Jung sagte:

    Nein,
    ich habe den Text nicht schon einmal gepostet. Allerdings warte ich noch auf eine Reaktion meines bisher einzigen Posts😒
    Hallo,
    wir haben zur Zeit Dauerfrost mit festgefrorener Schneedecke auf der PPV-Anlage.
    Bei 30°-Dachneigung reicht eigentlich leichtes Tauwetter damit der Schnee rutscht.

    Mein Lob:
    Trotz Schneedecke und Hochnebel schafft der MPP-Tracker etwa 30W-DC-Einspeisung.
    Mein Verbesserungsvorschlag:
    Bei dieser geringen Leistung könnte doch der Kurzschlussstrom PV-Module eine ausreichende Erwärmung erreichen ohne die Module zu überhitzen.
    Um Haftungsrisiken zu entgehen, könnte die Funktion auf ca. 10min begrenzt werden und nur von Hand durch den Anlagenbetreiber bei Minustemperaturen über die SMA-App ausgelöst werden können.

    Antworten
    • Christiane Keim
      Christiane Keim sagte:

      Hallo Herr Jung,

      vielen Dank für Ihre Nachfrage. Wir hatten Ihnen am 15.01. bereits geantwortet.
      Wenn Sie noch weitere Fragen haben, gerne wieder hier oder direkt im SMA Service melden.

      Beste Grüße
      C. Keim

      Antworten
  3. Hartmut Kiesel
    Hartmut Kiesel sagte:

    Hallo Christiane,
    bei mir wurde ein SMA WR Sunny Tripower 6.0 installiert.
    Ist hiermit eine sichere Stromversorgung auch bei Netztausfall garantiert?
    Ev. auch Dreiphasig?
    Ist ev. eine Nachrüstung möglich?
    Würde mich über eine Info freuen!
    Gruss
    Hartmut Kiesel

    Antworten
    • Christiane Keim
      Christiane Keim sagte:

      Hallo Hartmut,

      hier gibt’s ausführliche Informationen zum Sunny Tripower 6.0 inklusive Tipps für Erweiterung in Sachen Speicher und Energiemanagement.

      Sonnige Grüße
      Christiane

      Antworten
  4. Dr. Joachim Zechlin
    Dr. Joachim Zechlin sagte:

    Liebe Enthusiasten der Energiewende,
    Wertes SMA-Team,

    Grundsätzlich halte ich es für korrekt, dass man mit automatischen MPP-Trackern und integriertem Schattenmanagement die Komplexität einer PV-Anlage niedrig halten und die Verfügbarkeits-Risiken reduzieren kann.

    Leider habe ich aber den Eindruck gewinnen müssen, dass SMA nicht wirklich an der Behebung von damit einhergehenden technischen Problemen bzw. Kundenreklamationen an Wechselrichtern interessiert ist.

    Konkret geht es um mangelhaftes MPP-Tracking seit dem automatischen Firmware-Update meines SunnyBoy 3.6 im Juli 2022. Das Verschattungsmanagement ist seitdem weitgehend dysfunktional und dementsprechend die PV-Ausbeute deutlich reduziert.

    Wiederholter Kontakt mit dem SMA-Service und meinem PV-Monteur (Enerix Neuss) gab nur ein unwürdiges Hin- und Her-Geschiebe von angeblichen Verantwortlichkeiten.

    Gute Technik mit integriertem Verschattungsmanagament muss auch softwaremäßig fehlerfrei gepflegt werden, und Kundenreklamationen müssen zufriedenstellend bearbeitet werden.
    Die damit einhergende Komplexität muss auf Herstellerseite ausreichend berücksichtigt werden – was (noch) nicht der Fall zu sein scheint.

    Gruß an alle Mitstreiter der Energiewende,
    In der Hoffnung dass den Meisten solche Probleme erspart bleiben

    Dr. Joachim Zechlin

    Antworten
    • Christiane Keim
      Christiane Keim sagte:

      Hallo Dr. Zechlin,

      es tut uns leid, dass Sie mit der Unterstützung durch den SMA Service nicht zufrieden sind.
      Ihr Installateur hat sich Ende November im SMA Service gemeldet und war zu Ihrem Anliegen im Austausch mit unseren Service Expert*innen.
      Da seitdem noch eine Rückmeldung Ihres Installateurs mit weiteren technischen Angaben aussteht, konnte Ihre Frage noch nicht abschließend bearbeitet werden.
      Bitte stimmen Sie sich daher nochmal mit Ihrem Installateur ab, der sich gern wieder zur weiteren Unterstützung an den SMA Service wenden kann.

      Beste Grüße
      C. Keim

      Antworten
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