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.

 

Klickt hier für mehr Antworten:

Das unabhängige Fraunhofer ISE hat festgestellt, dass bisher weniger als 0,006 Prozent der PV-Anlagen in Deutschland einen Brand verursacht haben. Ich halte den Wert von 0,006 Prozent von Millionen PV-Anlagen auf Dächern aber nicht für wenig. Warum ist eine Rapid-Shutdown-Funktion trotzdem nicht erforderlich?

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.

Warum, wenn nicht zur Erhöhung der Sicherheit von PV-Anlagen, sollten Versicherungsunternehmen MLPE- und Rapid-Shutdown-Systeme fordern? Auch Normen und Standards wie der NEC in den USA umfassen entsprechende Anforderungen.

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.

Können Sie etwas über weitere Brandursachen sagen? Benötigen Feuerwehrleute zur Brandbekämpfung Zugang zum Dach? Wie soll das ohne Rapid Shutdown möglich sein?

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.

Wie lässt sich im Falle eines Brands oder eines anderen Problems auf dem Dach die Hochspannung auf dem Dach ohne ein MPLE-System abschalten? Wenn die MLPE-Technologie unter Hochspannung steht, gibt es die Möglichkeit, diese auf Niederspannung zu reduzieren. Diese Möglichkeit ist bei der String-Technologie eher weniger gegeben, oder? Wie überwinden Sie die Niederspannungssicherheit (0–1 V) von Optimierern in Ihrer Anlage?

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.

PV-Anlagen verursachen sehr selten Brände. Gibt es auch Statistiken zu Fällen, in denen sich Feuerwehrleute gegen eine Löschung entschieden, da es sich um ein PV-Modul handelte? Wird in den Daten zwischen String-Wechselrichtern und Anlagen mit Optimierern unterschieden?

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.

Was bedeuten die neuen Installationsanforderungen in Australien (insbesondere NSW), die KEINE DC-Freischalter mehr vorsehen?

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).

PV-Anlagen sind übliche elektrische Anlagen. Ich darf aus einer Höhe von 5 m Wasser auf sie schütten, ohne dass etwas passiert?

Richtig, siehe hier.

 

 

String-Wechselrichter vs. MLPE: Auswirkungen auf Energieerträge

Gibt es Ertragsanalysen von PV-Anlagen mit und ohne MLPE?

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.

Wie verbessert SMA ShadeFix den Ertrag einer unverschatteten PV-Anlage? Benötigt die PV-Anlage zusätzliche Komponenten und wird dadurch komplexer? Und falls ja, ist es das zusätzliche Sicherheitsrisiko wert?

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.

Unverschattete Systeme sind jedoch auch von Modul-Mismatch betroffen, was von String-Wechselrichtern nicht angemessen bewältigt werden kann.

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

Ich habe den Eindruck, SMA ShadeFix ist hinsichtlich der MPP-Regelung mehr Marketingidee als tatsächlicher Performance-Booster.

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 verkaufte SMA die Modul-Wechselrichter SB240 und Tigo-Optimierer. Warum wurde der Verkauf eingestellt?

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.

Ist SMA ShadeFix ein spezieller, patentierter Algorithmus von SMA oder handelt es sich um einen bekannten Algorithmus, der von vielen Herstellern von Wechselrichtern verwendet wird?

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

Fällt ein MLPE-Gerät aus, verliert man nur ein Modul. Bei einem Ausfall des Wechselrichters wäre der gesamte Generator betroffen. Worin liegt also der Vorteil der String-Technologie?

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.

 

Weitere Antworten zum Lichtbogenschutz und zu anderen Themen folgen in Kürze.

 

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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