SolarMax 100C - Photovoltaik
SolarMax 100C - Photovoltaik
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Berner Fachhochschule<br />
Technik und Informatik (TI)<br />
Fachbereich Elektro- und Kommunikationstechnik<br />
Kompetenzgruppe Energiesysteme<br />
<strong>Photovoltaik</strong>-Labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Testbericht<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong><br />
von Sputnik Engineering AG
2 21.08.2009
Zusammenfassung<br />
Der vorliegende Bericht enthält die zusammengefassten Ergebnisse der<br />
Wechselrichtertests an einem Wechselrichter <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> des Herstellers Sputnik<br />
Engineering AG. Die Tests sind den aktuellen, zeitgemässen Möglichkeiten des PV-<br />
Labors der BFH-TI in Burgdorf entsprechend durchgeführt.<br />
Der Wechselrichter wurde auf folgende Aspekte geprüft:<br />
• Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV)<br />
• Statische und dynamische Wirkungsgrade<br />
• Maximum-Power-Point-Tracking (MPPT) Verhalten<br />
• Oberschwingungsverhalten<br />
• DC- und AC-seitige Betriebsparameter<br />
• Rundsteuersignal-Empfindlichkeit<br />
• Selbstlauf und Schalttransienten<br />
Es liegen Resultate über das Verhalten des Wechselrichters bei unterschiedlichem<br />
Leistungsangebot und unterschiedlichen Spannungsbereichen vor.<br />
Burgdorf, 11.08.09<br />
Hinweise<br />
Monika Münger, Urs Zwahlen<br />
Assistenten PV-Labor<br />
BFH-TI, Burgdorf<br />
Die Messungen wurden auf Grund der langjährigen Erfahrung des PV-Labors mit<br />
Messungen an Wechselrichtern für netzgekoppelte PV-Anlagen mit grosser Sorgfalt<br />
und mit präzisen Messinstrumenten nach bestem Wissen und Gewissen<br />
durchgeführt. Da Fehler aber nie ganz ausgeschlossen sind, kann keine Garantie<br />
irgendwelcher Art im juristischen Sinn für Vollständigkeit oder Korrektheit der in<br />
diesem Bericht enthaltenen Messergebnisse übernommen werden oder eine Haftung<br />
für irgendwelche Schäden übernommen werden, die aus der Verwendung der in<br />
diesem Bericht enthaltenen Angaben entstehen könnten.<br />
Das <strong>Photovoltaik</strong>labor der BFH-TI in Burgdorf behält sich sämtliche Rechte<br />
(insbesondere Copyright) an diesem Bericht vor. Eine Wiedergabe von darin<br />
enthaltenen Messergebnissen oder Diagrammen ist nur nach schriftlicher<br />
Genehmigung durch den Laborleiter und unter Quellenangabe möglich.<br />
Internet: www.pvtest.ch<br />
gez. Prof. Dr. H. Häberlin<br />
Leiter <strong>Photovoltaik</strong>-Labor
Inhaltsverzeichnis<br />
1 Testergebnisse <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> von Sputnik Engineering............................- 1 -<br />
2 Messbericht ......................................................................................................- 2 -<br />
2.1 Technische Herstellerdaten (Datenblatt)....................................................- 2 -<br />
2.2 Testablauf ..................................................................................................- 3 -<br />
2.3 23-Stufenmessung.....................................................................................- 4 -<br />
2.4 Leistungsmessungen .................................................................................- 4 -<br />
2.5 EasyTest....................................................................................................- 5 -<br />
2.5.1 Messbeschreibung EasyTest .......................................................- 5 -<br />
2.6 Eingangskontrolle und Betrieb bei Nennleistung........................................- 5 -<br />
2.6.1 Funktionskontrolle ........................................................................- 5 -<br />
2.7 EMV-Verhalten...........................................................................................- 6 -<br />
2.7.1 EMV-Verhalten auf der AC-Seite bei 0.8 * P ACn ............................- 6 -<br />
2.7.2 EMV-Verhalten auf der DC-Seite nach EN55014 bei 0.8 * P ACn ...- 8 -<br />
2.8 Spannung des DC-Eingangs am Wechselrichter gegenüber<br />
Erdpotential.............................................................................................. - 10 -<br />
2.8.1 U DC+ → PE und U DC- → PE bei P AC = 0.75 * P ACn = 75 kW......... - 10 -<br />
2.9 Überprüfung der angegebenen Kenndaten.............................................. - 12 -<br />
2.9.1 Ein und Ausschaltspannung DC-Seite........................................ - 12 -<br />
2.9.2 Netzeinspeise-Ein- und Ausschaltleistung DC-Seite .................. - 12 -<br />
2.9.3 Nennspannungsbereich DC-Seite .............................................. - 12 -<br />
2.9.4 Nennspannungsbereich AC-Seite .............................................. - 12 -<br />
2.9.5 Stand-by-Leistung AC-Seite....................................................... - 12 -<br />
2.9.6 Nachtleistung AC-Seite .............................................................. - 12 -<br />
2.10 Umwandlungswirkungsgrad..................................................................... - 13 -<br />
2.10.1 Umwandlungswirkungsgrad gemessen in drei verschiedenen<br />
Spannungsbereichen mit Kennlinie Füllfaktor 80 % ................... - 13 -<br />
2.10.2 Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 440 V............................ - 14 -<br />
2.10.3 Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 560 V............................ - 15 -<br />
2.10.4 Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 680 V............................ - 16 -<br />
2.11 MPPT-Wirkungsgrad................................................................................ - 17 -<br />
2.11.1 MPPT-Wirkungsgrad gemessen in drei verschiedenen<br />
Spannungsbereichen mit Kennlinie Füllfaktor 80 % ................... - 17 -<br />
2.11.2 MPPT-Wirkungsgrad bei U MPP = 440 V ...................................... - 18 -<br />
2.11.3 MPPT-Wirkungsgrad bei U MPP = 560 V ...................................... - 19 -<br />
2.11.4 MPPT-Wirkungsgrad bei U MPP = 680 V ...................................... - 20 -<br />
2.12 Totaler Wirkungsgrad............................................................................... - 21 -<br />
2.12.1 Einführung.................................................................................. - 21 -<br />
2.12.2 Totaler Wirkungsgrad in drei verschiedenen<br />
Spannungsbereichen mit Kennlinie Füllfaktor 80 % ................... - 22 -<br />
2.12.3 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 440 V ..................................... - 23 -<br />
2.12.4 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 560 V ..................................... - 24 -<br />
2.12.5 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 680 V ..................................... - 25 -<br />
2.13 MPP-Trackingverhalten............................................................................ - 26 -<br />
2.13.1 MPP-Trackingverhalten bei kleinen Leistungen ......................... - 26 -<br />
2.13.2 MPP-Trackingverhalten bei Generator Maximalleistung............. - 27 -<br />
I
2.14 Oberschwingungsströme ......................................................................... - 28 -<br />
2.14.1 Oberschwingungsströme bei U MPP = 440 V und 0.62 * P ACn ....... - 28 -<br />
2.14.2 Oberschwingungsströme bei U MPP = 560 V und 0.78 * P ACn ....... - 29 -<br />
2.14.3 Oberschwingungsströme bei U MPP = 680 V und 0.95 * P ACn ....... - 30 -<br />
2.15 Dynamisches Verhalten des Wechselrichters <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> ................ - 31 -<br />
2.15.1 Messbeschreibung dynamische Messung.................................. - 31 -<br />
2.15.2 Übersicht der dynamischen Messresultate................................. - 34 -<br />
2.15.3 Beispiel mit nahezu optimalem dynamischem MPP-Tracking<br />
(10% ⇒ 50%)............................................................................. - 35 -<br />
2.15.4 Beispiel mit eher schlechtem dynamischem MPP-Tracking<br />
(10% ⇒ 50%)............................................................................. - 37 -<br />
2.15.5 Beispiel mit nahezu optimalem dynamischem MPP-Tracking<br />
(30% ⇒ 75%)............................................................................. - 39 -<br />
2.15.6 Beispiel mit eher schlechtem dynamischem MPP-Tracking<br />
(30% ⇒ 75%)............................................................................. - 41 -<br />
2.16 Spannungs- und Netzfrequenzüberwachung........................................... - 43 -<br />
2.16.1 Messbeschreibung Netzfrequenzüberwachung.......................... - 43 -<br />
2.16.2 Netzfrequenzüberwachung <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>............................... - 45 -<br />
2.16.3 Messbeschreibung Spannungsüberwachung............................. - 48 -<br />
2.17 Rundsteuersignalempfindlichkeit ............................................................. - 49 -<br />
2.17.1 Rundsteuersignalempfindlichkeit des <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>................ - 49 -<br />
2.18 Selbstlauftest (Erkennung eines Inselbetriebs)........................................ - 53 -<br />
2.18.1 Messbeschreibung Selbstlauftest............................................... - 53 -<br />
2.18.2 Schwingkreistest bei P AC = 0.25*P ACn_WR ................................... - 55 -<br />
2.19 Leerlaufabschaltung................................................................................. - 60 -<br />
2.19.1 Messung auftretender Spannungstransienten bei<br />
Leerlaufabschaltung mit Nennlast .............................................. - 60 -<br />
3 Abbildungsverzeichnis .................................................................................. - 62 -<br />
II
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
1 Testergebnisse <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> von Sputnik Engineering<br />
Die EMV-Messung des <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> liefert auf der DC-Seite sehr gute Resultate.<br />
Im ganzen gemessenen Frequenzbereich liegt der Störpegel deutlich unter dem<br />
zulässigen Grenzwert. Auch die AC-seitigen EMV-Tests liefern ein positives<br />
Gesamtbild, wenn auch mit kleinen Abstrichen: Die Grenzwerte für eine<br />
Industrieumgebung werden problemlos eingehalten. Wird der Wechselrichter jedoch<br />
in einer Wohnumgebung betrieben, so kommt es bei Frequenzen von ca. 3 – 6 MHz<br />
zu geringen Grenzwertüberschreitungen.<br />
Der maximal gemessene Wirkungsgrad liegt bei 95.5 %. Dies entspricht nicht ganz<br />
den Herstellerangaben, die einen maximalen Wirkungsgrad von 96 % versprechen.<br />
Der ermittelte Eurowirkungsgrad liegt mit 94.9 % (bei 440 V MPP ) hingegen sogar<br />
minim über den Werksangaben, die für diesen Fall mit 94.8 % rechnen. Tendenziell<br />
gilt: Je höher die DC-Eingangsspannung, desto tiefer der Wirkungsgrad.<br />
Der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> zeichnet sich durch ein sehr gutes statisches MPP-Tracking<br />
(MPPT) zwischen 99 % und 100 % bereits ab 5 Prozent Nennleistung aus. Diese<br />
hohen Werte erreicht er bei allen drei gemessenen Spannungen. Im dynamischen<br />
Test schneidet der Inverter recht unterschiedlich ab, da der Trackingalgorithmus<br />
offenbar nicht mit allen beaufschlagten DC-seitigen Leistungsvariationen gleich gut<br />
zurecht kommt. Bei den durchgeführten Messungen ergaben sich dynamische<br />
Trackingwirkungsgrade zwischen 81.8 % und 99.9 %.<br />
Die Tests, welche das Verhalten der Oberschwingungsströme analysierten, lieferten<br />
absolut befriedigende Resultate. Verunreinigungen des Netzes durch Stromoberwellen<br />
sind bei diesem Gerät kein Thema.<br />
Die vom Hersteller angegebenen Betriebsparameter für DC- und AC-Seite stimmen<br />
im Wesentlichen mit den gemachten Messungen überein und erfüllen (wo<br />
vorhanden) die entsprechenden Normen.<br />
Der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> erweist sich gegenüber Rundsteuersignalen (RSS) als äusserst<br />
resistent. Bei allen durchgeführten RSS-Tests schaltete sich der WR nur ein einziges<br />
Mal (bei sehr hohem RSS-Pegel) aus. Nach Wegfall des RSS schaltete sich der<br />
Inverter automatisch wieder ein. Die Rundsteuersignale führten zu keinen Schäden<br />
am Wechselrichter.<br />
Die Selbstlauftests an Phase 1 bewältigte der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> problemlos. Bei allen<br />
durchgeführten Messungen an dieser Phase trennte sich der Wechselrichter<br />
innerhalb der geforderten Zeit vom Netz und schaltete sich aus. An Phase 2 und 3<br />
hingegen lässt der Wechselrichter bei kleinen Leistungen einen Inselbetrieb zu und<br />
ist in diesem Punkt somit nicht VDE 0126-1-1 Normkonform. Nach Herstellerangaben<br />
erfüllt das Gerät aber die VDEW-Richtlinie.<br />
Tritt eine Leerlaufabschaltung ein, so steigt die Spannung während rund einer<br />
Periode auf einen Spannungs-Peakwert von ca. 550 V AC . Nach weiteren 4 bis 5<br />
Perioden auf ca. 230 V rms geht die Spannung am Inverter auf Null zurück. Dieses<br />
Verhalten sollte bei benachbarten angeschlossenen Geräten keine Probleme<br />
verursachen.<br />
21.08.2009 - 1 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2 Messbericht<br />
Datum : 11.08.2009<br />
Prüfling<br />
: <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong><br />
Seriennummer : 5990<br />
Hersteller<br />
: Sputnik Engineering AG<br />
Adresse : Höheweg 85<br />
CH-2502 Biel<br />
Telefon : +41 (0)32 346 56 00<br />
Fax : +41 (0)32 346 56 09<br />
E-Mail<br />
: sputnik@solarmax.com<br />
Internet<br />
: www.solarmax.com<br />
2.1 Technische Herstellerdaten (Datenblatt)<br />
Generator-<br />
Empfehlung<br />
DC-<br />
Anschlussdaten<br />
Konvertierung<br />
AC-Netzdaten<br />
Allgemeine Daten<br />
Einheit <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong><br />
Max. installierbare PV-Leistung W pSTC 130’000<br />
Max. DC-Eingangsleistung W pSTC 130’000<br />
Nachtverbrauch W 2…7<br />
MPP-Spannungsbereich min. V 430<br />
MPP-Spannungsbereich max. V 800<br />
Max. Leerlaufspannung V 900<br />
Max. DC-Strom A 225<br />
DC-Eingänge Anzahl 3<br />
Max. Wirkungsgrad % 96<br />
Max. Euro-Wirkungsgrad (bei 400V DC ) % 94.8<br />
Nennausgangsleistung Dauerbetrieb P n W 100’000<br />
Spitzenleistung P p W 110’000<br />
Frequenz, nominal Hz 50<br />
AC-Netzspannung V 3*400<br />
Netzspannung Toleranzbereich % -15 / +10<br />
Klirrfaktor bei P n % < 3<br />
Leistungsfaktor cos ϕ > 0.98<br />
Notwendige Phasen zum Netzanschluss Anzahl 3<br />
Einspeisephasen Anzahl 3<br />
Schutzart (Innengehäuse) IP 20<br />
Kühlung<br />
Lüfter<br />
Gewicht kg 935<br />
Abmessungen B x T x H cm 120 x 80 x 130<br />
Weitere technische Informationen sind dem entsprechenden Handbuch zu entnehmen.<br />
- 2 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.2 Testablauf<br />
Sichtkontrolle,<br />
Betriebstest bei Nennleistung,<br />
Spannungsmessung DC -> PE<br />
EMV-Messungen<br />
Entstörmassnahmen<br />
DC-seitige Ein- & Ausschaltleistung<br />
Kennlinie wählen<br />
Tests im Normalbetrieb<br />
AC-seitige Nachtleistung<br />
Nächste Leistungsstufe starten<br />
Umwandlungswirkungsgrad<br />
MPPT-Wirkungsgrad statisch<br />
Oberschwingungsströme<br />
Stufenmessung fertig?<br />
Stufenmessung (typ. 23 Leistungsstufen)<br />
an verschiedenen Spannungen und Kennlinien<br />
AC-seitige Standby-Leistung<br />
MPPT-Wirkungsgrad dynamisch<br />
Alle Kennlinien gemessen?<br />
Tests teilweise belastend<br />
Rundsteuersignal-Empfindlichkeit<br />
Selbstlauftest<br />
Spannungstransienten bei<br />
Leerlaufabschaltung<br />
Test der Betriebsparameter<br />
Abbildung 2-1 Testablauf<br />
21.08.2009 - 3 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.3 23-Stufenmessung<br />
Während einer 23-Stufenmessung wird der Wechselrichter in 23 verschiedenen<br />
Leistungsstufen von 0.8 % bis 100 % Nennleistung (P DCn ) durchgemessen. Die 23-<br />
Stufenmessung setzt sich aus folgenden Leistungsstufen (bezogen auf P DCn )<br />
zusammen:<br />
P-Stufe [%*P DCn ] P-Stufe [%*P DCn ] P-Stufe [%*P DCn ] P-Stufe [%*P DCn ]<br />
0.80 3.15 12.5 50.0<br />
1.00 4.00 16.0 62.5<br />
1.25 5.00 20.0 75.0<br />
1.60 6.30 25.0 87.5<br />
2.00 8.00 30.0 100.0<br />
2.50 10.0 40.0<br />
Tabelle 1: Relative Leistungsstufen einer 23-Stufenmessung bezogen auf P DCn<br />
Die Messdauer je Stufe dauert 2 min. Damit der Wechselrichter genügend Zeit hat,<br />
um den optimalen Arbeitspunkt zu finden, wird vor jeder Stufe eine Wartezeit von<br />
ebenfalls 2 min eingefügt.<br />
2.4 Leistungsmessungen<br />
Im Dezember 2005 konnte das PV-Labor der BFH-TI ein neues 4-kanaliges<br />
Wattmeter in Betrieb nehmen, das gegenüber den früher verwendeten Geräten<br />
(PM3000A von Voltech) nochmals eine höhere Genauigkeit aufweist.<br />
Vergleichsmessungen haben gezeigt, dass mit diesem Wattmeter bei mittleren und<br />
höheren Leistungen im Mittel ein um zirka 0.2 % höherer Umwandlungswirkungsgrad<br />
η gemessen wird, was auch eine entsprechende Erhöhung des Euro-<br />
Wirkungsgrades zur Folge hat. Wirkungsgradmessungen erfolgen seit Dezember<br />
2005 mit dem neuen Wattmeter (WT3000 von Yokogawa).<br />
- 4 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.5 EasyTest<br />
2.5.1 Messbeschreibung EasyTest<br />
EasyTest ist das Messprogramm des <strong>Photovoltaik</strong>labors der BFH-TI in Burgdorf. Die<br />
Messungen und die Tests, insbesondere Wirkungsgradmessungen, Trackingverhalten<br />
und Oberschwingungsmessungen sind mit diesem Programm und dem<br />
zugehörigen Messaufbau durchgeführt worden. Sofern kein anderer Testaufbau<br />
beschrieben ist, sind die nachfolgend dokumentierten Messungen und Tests mit dem<br />
folgenden Messaufbau durchgeführt worden.<br />
Messaufbau<br />
Erregerstrom<br />
I=0..25A<br />
DC-Generator<br />
0..900V<br />
Solargenerator-Simulator<br />
mit integriertem<br />
Kennlinienmessgerät &<br />
MPPT-Analysator<br />
Netzgerät<br />
Netzgerät<br />
_<br />
Erregerstrom<br />
I=0..4A<br />
+ +<br />
+<br />
_<br />
Erregung<br />
+<br />
Erregung<br />
Ausgang<br />
DC-<br />
Generator<br />
_<br />
_<br />
DC-Generator<br />
0..900V<br />
Ausgang<br />
+<br />
+<br />
DC-<br />
Generator<br />
_<br />
_<br />
+<br />
Eingang<br />
_<br />
SolGenSim<br />
_ + + _<br />
bl rt rt bl<br />
LEM<br />
150A eff<br />
I<br />
U<br />
SSM<br />
Ausgang+<br />
_<br />
Wechselrichter<br />
+<br />
=<br />
_<br />
∼<br />
L1<br />
L2<br />
L3<br />
N<br />
LEM<br />
LEM<br />
Netz<br />
3*400V/50Hz<br />
L1<br />
L2<br />
LEM<br />
L3<br />
N<br />
DAQ-Book<br />
USB 2.0<br />
EXT Hi Lo<br />
I DC [A] U DC [V]<br />
CH4<br />
WT3000<br />
Lo Hi EXT Lo Hi EXT Lo Hi EXT<br />
U AC [V] I AC [A] U AC [V] I AC [A] U AC [V] I AC [A]<br />
CH1 CH2 CH3<br />
USB 2.0<br />
PC<br />
Steuer-PC EasyTest<br />
IEEE 488 (GPIB)<br />
IEEE 488 (GPIB)<br />
Abbildung 2-2 Messaufbau EasyTest<br />
2.6 Eingangskontrolle und Betrieb bei Nennleistung<br />
2.6.1 Funktionskontrolle<br />
Die Inbetriebnahme des Wechselrichters funktionierte ohne Probleme. Der <strong>SolarMax</strong><br />
wurde bis zur SolGenSim-Nennleistung von 100 kW DC betrieben<br />
21.08.2009 - 5 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.7 EMV-Verhalten<br />
2.7.1 EMV-Verhalten auf der AC-Seite bei 0.8 * P ACn<br />
Messaufbau<br />
BNC-Buchse mit<br />
50Ω abschliessen<br />
PV-Generator<br />
(Simulator)<br />
Z CM = 150 Ω<br />
Wechselrichter<br />
1000 V DC / 150 A DC<br />
Spectrumanalyzer<br />
DC<br />
- +<br />
AC<br />
L1-3, N, PE<br />
Verbindung zu<br />
AC-Netznachbildung<br />
10dB interne<br />
Dämpfung<br />
AC-Netznachbildung<br />
R & S ENV-4200<br />
400 V / 200 A<br />
Grossflächige Erdverbindung<br />
auf<br />
Aluminiumboden<br />
Evtl. Vordämpfung<br />
BNC-Buchse<br />
5*70mm2<br />
Netz<br />
DC-Netznachbildung<br />
Impulsbegrenzer<br />
10dB<br />
Advantest R3261A<br />
PC<br />
IEEE488<br />
(GPIB)<br />
Abbildung 2-3 Messaufbau EMV-Messung AC-Seite<br />
Für die EMV-Messung auf der AC-Seite werden folgende Messgeräte und<br />
Betriebsmittel benötigt:<br />
• Solargenerator Simulator 100 kW, 810 V, 156 A (Eigenbau BFH-TI Burgdorf)<br />
• DC-Netznachbildung (Eigenbau BFH-TI Burgdorf)<br />
• AC-Netznachbildung ENV-4200 (Rhode & Schwarz)<br />
• Spektrumanalysator Advantest RS3261A (Advantest Corporation)<br />
- 6 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Messung und Messergebnisse<br />
Solargenerator-Simulator<br />
Solargenerator-Kennlinie<br />
U OC<br />
I SC<br />
U DC<br />
I DC<br />
P AC<br />
Externe Dämpfung am Spektrumanalysator<br />
Reference level<br />
Abtastbandbreite<br />
Detector<br />
Dwelltime<br />
Continuous method<br />
Startfrequenz<br />
Stoppfrequenz<br />
: 100 kW, 810 V, 156 A<br />
: FF 80 %, R P = 1MΩ<br />
: 810 V<br />
: 131 A<br />
: 681 V<br />
: 125 A<br />
: 80 kW<br />
: 20 dB<br />
: 70 dB<br />
: 9 kHz<br />
: QuasiPeak<br />
: 500 ms<br />
: Swept<br />
: 150 kHz<br />
: 30 MHz<br />
Pegel [dBµV]<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: HF-Störspannungen [dBµV] auf der AC-Seite<br />
AC_EN55011 (Industriebereich)<br />
AC_EN61000-6-3 (Wohnumgebung)<br />
EMV AC-Seite @ Pac = 80kW (Quasipeak)<br />
Grundrasen (Quasipeak)<br />
10<br />
0.1 1 10 100<br />
Frequenz [MHz]<br />
Abbildung 2-4 EMV-Verhalten auf der AC-Seite<br />
Diskussion<br />
Wird der SM<strong>100C</strong> in einer Industrieumgebung betrieben, stellt die einzuhaltende<br />
Norm keine Probleme dar. Die etwas schärfere Norm, welche für Wohnumgebungen<br />
gilt, wird bei den Frequenzen von ca. 3 bis 6 MHz leicht überschritten<br />
21.08.2009 - 7 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.7.2 EMV-Verhalten auf der DC-Seite nach EN55014 bei 0.8 * P ACn<br />
Messaufbau<br />
Impulsbegrenzer<br />
ESH 3-Z2 (10dB)<br />
Evtl. Vordämpfung<br />
10.6dB interne<br />
Dämpfung<br />
Spectrumanalyzer<br />
Advantest R3261A<br />
PV-Generator<br />
(Simulator)<br />
DC-Netznachbildung<br />
Z CM = 150 Ω<br />
1000 V DC / 150 A DC<br />
Wechselrichter<br />
DC<br />
- +<br />
AC<br />
L1-3, N, PE<br />
Verbindung zu<br />
AC-Netznachbildung<br />
PC<br />
AC-Netznachbildung<br />
R & S ENV-4200<br />
400 V / 200 A<br />
BNC-Buchse mit<br />
50Ω abschliessen<br />
IEEE488<br />
(GPIB)<br />
Grossflächige Erdverbindung<br />
auf<br />
Aluminiumboden<br />
5*70mm 2<br />
Netz<br />
Abbildung 2-5 Messaufbau EMV-Messung DC-Seite nach EN55014<br />
Für die EMV-Messung auf der DC-Seite werden folgende Messgeräte und<br />
Betriebsmittel benötigt:<br />
• Solargenerator Simulator, 100 kW, 810 V, 156 A (Eigenbau BFH-TI Burgdorf)<br />
• DC-Netznachbildung (Eigenbau BFH-TI Burgdorf)<br />
• AC-Netznachbildung ENV-4200 (Rhode & Schwarz)<br />
• Spektrumanalysator Advantest RS3261A (Advantest Corporation)<br />
- 8 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Messung und Messergebnisse<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW, 810 V, 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U OC<br />
: 810 V<br />
I SC<br />
: 131 A<br />
U DC<br />
: 681 V<br />
: 125 A<br />
I DC<br />
P AC<br />
Externe Dämpfung am Spektrumanalysator<br />
Reference level<br />
Abtastbandbreite<br />
Detector<br />
Dwelltime<br />
Continuous method<br />
Startfrequenz<br />
Stoppfrequenz<br />
: 80 kW<br />
: 20.6 dB<br />
: 70 dB<br />
: 9 kHz<br />
: QuasiPeak<br />
: 483 ms<br />
: Swept<br />
: 150 kHz<br />
: 30 MHz<br />
90<br />
80<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: HF-Störspannungen [dBµV] auf der DC-Seite<br />
DC_EN55014<br />
EMV DC-Seite @ Pac = 80kW (Quasipeak)<br />
Grundrasen (Quasipeak)<br />
70<br />
Pegel [dBµV]<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
0.1 1 10 100<br />
Frequenz [MHz]<br />
Abbildung 2-6 EMV-Verhalten auf der DC-Seite nach EN55014<br />
Diskussion<br />
Das EMV-Verhalten des SM<strong>100C</strong> auf der DC-Seite ist tadellos. Die Störpegel liegen<br />
im schlechtesten Fall immer noch mehr gut 10 dBµV unter der Normkurve.<br />
21.08.2009 - 9 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.8 Spannung des DC-Eingangs am Wechselrichter gegenüber<br />
Erdpotential<br />
2.8.1 U DC+ → PE und U DC- → PE bei P AC = 0.75 * P ACn = 75 kW<br />
Messschema<br />
Oszilloskop<br />
CH1<br />
CH2<br />
CH3<br />
CH4<br />
Solargenerator-<br />
Simulator<br />
DC+<br />
Wechselrichter<br />
L1<br />
L1<br />
Netz<br />
230 V AC<br />
50 Hz<br />
DC-<br />
Diff.Probe<br />
CAT III<br />
PE 1:100<br />
Diff.Probe<br />
CAT III<br />
1:100<br />
DC<br />
AC<br />
L2<br />
L3<br />
N<br />
L2<br />
L3<br />
N<br />
Abbildung 2-7 Messaufbau zur Ermittlung der WR-Eingangsspannung bezüglich Erdpotential<br />
- 10 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Einzelmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
Impedanz Mess-Sonden (CAT III) : 2 MΩ<br />
U OC<br />
: 810 V konstant<br />
I sc<br />
: 124 A<br />
P DC<br />
: 80 kW<br />
U DC<br />
: 676 V<br />
I DC<br />
: 118.6 A<br />
P AC<br />
: 75 kW<br />
U AC<br />
: 228.5 V rms<br />
: 110.5 A rms<br />
I AC<br />
Messergebnis<br />
Kanal 1<br />
Spannung U DC+ → PE,<br />
DC-gekoppelt<br />
200 V / Div, 10 ms / Div<br />
Kanal 2<br />
Spannung U DC- → PE,<br />
DC-gekoppelt<br />
200 V / Div, 10 ms / Div<br />
Abbildung 2-8 DC-Spannungen gegenüber Erdpotential<br />
Diskussion<br />
Die Messung der beiden DC-Leitungs-Potentiale gegenüber Schutzleiter-Potential<br />
entspricht den Erwartungen für einen Wechselrichter mit galvanischer Trennung.<br />
Abbildung 2-8 zeigt, dass auf der DC-Seite weder eine 50Hz-, 100Hz, noch eine<br />
300Hz-Komponente vorhanden ist, d.h. das Gerät arbeitet voll symetrisch.<br />
21.08.2009 - 11 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.9 Überprüfung der angegebenen Kenndaten<br />
2.9.1 Ein und Ausschaltspannung DC-Seite<br />
Ermittlung der kleinsten Ein- und Ausschaltspannung<br />
U DC_ein_gemessen [V]<br />
: 500 V<br />
U DC_aus_gemessen [V]<br />
: ≈ 400 V<br />
2.9.2 Netzeinspeise-Ein- und Ausschaltleistung DC-Seite<br />
Ermittlung der DC-Einschaltleistung für Netzeinspeisung bei U OC = 659 V, Kennlinie<br />
FF 80%<br />
P DC_ein_gemessen [W]<br />
: 0.84 kW<br />
Messung der DC-Ausschaltleistung für Netzeinspeisung bei U OC = 659 V, Kennlinie<br />
FF 80 %<br />
P DC_aus_gemessen [W]<br />
: ≈ 0.6 kW<br />
2.9.3 Nennspannungsbereich DC-Seite<br />
U DC_min_gemessen [V]<br />
U DC_min_Datenblatt [V]<br />
U DC_max_gemessen [V]<br />
U DC_max_Datenblatt [V]<br />
2.9.4 Nennspannungsbereich AC-Seite<br />
: 290 V (Stand-by; keine Einspeisung)<br />
: 430 V (MPP-Angabe)<br />
: 800 V (Meldung Überspannung)<br />
: 900 V<br />
Gemessen bei P ACn<br />
U AC_min_gemessen [V]<br />
U AC_min_Datenblatt [V]<br />
U AC_max_gemessen [V]<br />
U AC_max_Datenblatt [V]<br />
: 196 V (Meldung: Unterspannung)<br />
: 195.5 V<br />
: 253 V (Meldung: Überspannung)<br />
: 253 V<br />
2.9.5 Stand-by-Leistung AC-Seite<br />
Messung der bezogenen AC-Stand-by-Leistung bei U OC = 659 V, Kennlinie FF 80 %<br />
P AC_gemessen [W]<br />
: ≈ 0.40 kW<br />
2.9.6 Nachtleistung AC-Seite<br />
Vergleich der gemessenen Nachtleistung, welche der Wechselrichter bezieht mit der<br />
vom Hersteller im Datenblatt angegebenen Nachtleistung<br />
P AC_gemessen [W]<br />
: ≈ 4 W<br />
P AC_Datenblatt [W]<br />
: 2…7 W<br />
- 12 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.10 Umwandlungswirkungsgrad<br />
2.10.1 Umwandlungswirkungsgrad gemessen in drei verschiedenen<br />
Spannungsbereichen mit Kennlinie Füllfaktor 80 %<br />
η [%]<br />
96<br />
95<br />
94<br />
93<br />
92<br />
91<br />
90<br />
89<br />
88<br />
87<br />
86<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Wirkungsgrade η (P DC /P DCn )<br />
Wirkungsgrad; Umpp = 440 V<br />
Wirkungsgrad; Umpp = 560 V<br />
Wirkungsgrad; Umpp = 680 V<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1<br />
P DC / P DCn P DCn = 105 kW<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-9 Umwandlungswirkungsgrad (Spannungsmodus U OC_fix )<br />
Übersicht Wirkungsgrade<br />
Maximalwerte<br />
η Euro_max 94.9 %<br />
η max<br />
95.5 % bei P DC = 42.5 kW / U MPP = 440 V<br />
Übersichtswerte pro Messreihe<br />
U MPP [V] η Euro [%] η max [%]<br />
440 94.9 95.5<br />
560 94.3 95.0<br />
680 93.9 94.6<br />
Diskussion<br />
Den höchsten Umwandlungswirkungsgrad erreicht der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> im unteren<br />
Bereich seines MPP-Spannungsfensters.<br />
Bemerkung<br />
Mit der Infrastruktur des PV-Labors kann der SM<strong>100C</strong> (insbesondere bei tieferen<br />
Spannungen) nicht ganz bis zur Nennleistung betrieben werden. Für die Berechnung<br />
von η Euro wurde die Wirkungsgradkurve mit einer Trendlinie bis zu P DC /P DCn = 1<br />
verlängert und der daraus resultierende Wert verwendet.<br />
21.08.2009 - 13 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.10.2 Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 440 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 440 V<br />
: 518 V konstant<br />
U OC<br />
η [%]<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Wirkungsgrad η (P DC /P DCn ) bei U MPP = 440 V<br />
100<br />
560<br />
95<br />
90<br />
520<br />
85<br />
80<br />
480<br />
75<br />
70<br />
440<br />
65<br />
Wirkungsgrad<br />
60<br />
WR-Arbeitsspannung 400<br />
55<br />
MPP-Spannung<br />
50<br />
360<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7<br />
Normierte DC-Leistung P DC / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
UDC [V]<br />
Abbildung 2-10<br />
Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 440 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-<br />
Spannung<br />
Europäischer Wirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Wirkungsgrad wird nach folgender Formel berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η η η η η + η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06*<br />
10<br />
+ 0.13*<br />
20<br />
+ 0.1*<br />
30<br />
+ 0.48*<br />
50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Wirkungsgrad bei entsprechendem<br />
Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η [%]<br />
5 90.1<br />
10 93.6<br />
20 95.0<br />
30 95.3<br />
50 95.4<br />
100 94.5<br />
η Euro 94.9<br />
η max<br />
95.5 % bei P DC = 42.5 kW<br />
100<br />
- 14 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.10.3 Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 560 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 560 V<br />
: 659 V konstant<br />
U OC<br />
η [%]<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Wirkungsgrad η (P DC /P DCn ) bei U MPP = 560 V<br />
100<br />
640<br />
95<br />
90<br />
600<br />
85<br />
80<br />
560<br />
75<br />
70<br />
520<br />
65<br />
Wirkungsgrad<br />
60<br />
WR-Arbeitsspannung 480<br />
55<br />
MPP-Spannung<br />
50<br />
440<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8<br />
Normierte DC-Leistung P DC / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
UDC [V]<br />
Abbildung 2-11<br />
Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 560 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-<br />
Spannung<br />
Europäischer Wirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Wirkungsgrad wird nach folgender Formel berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η η η η η + η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06*<br />
10<br />
+ 0.13*<br />
20<br />
+ 0.1*<br />
30<br />
+ 0.48*<br />
50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Wirkungsgrad bei entsprechendem<br />
Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η [%]<br />
5 88.8<br />
10 92.8<br />
20 94.4<br />
30 94.8<br />
50 94.9<br />
100 94.0<br />
η Euro 94.3<br />
η max<br />
95.0 % bei P DC = 42.5 kW<br />
100<br />
21.08.2009 - 15 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.10.4 Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 680 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 680 V<br />
: 800 V konstant<br />
U OC<br />
η [%]<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Wirkungsgrad η (P DC /P DCn ) bei U MPP = 680 V<br />
100<br />
760<br />
95<br />
90<br />
720<br />
85<br />
80<br />
680<br />
75<br />
70<br />
640<br />
65<br />
Wirkungsgrad<br />
60<br />
WR-Arbeitsspannung 600<br />
55<br />
MPP-Spannung<br />
50<br />
560<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1<br />
Normierte DC-Leistung P DC / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
UDC [V]<br />
Abbildung 2-12<br />
Umwandlungswirkungsgrad bei U MPP = 680 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-<br />
Spannung<br />
Europäischer Wirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Wirkungsgrad wird nach folgender Formel berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η η η η η + η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06*<br />
10<br />
+ 0.13*<br />
20<br />
+ 0.1*<br />
30<br />
+ 0.48*<br />
50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Wirkungsgrad bei entsprechendem<br />
Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η [%]<br />
5 87.4<br />
10 91.9<br />
20 93.7<br />
30 94.3<br />
50 94.6<br />
100 93.7<br />
η Euro 93.9<br />
η max<br />
94.6 % bei P DC = 52.6 kW<br />
100<br />
- 16 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.11 MPPT-Wirkungsgrad<br />
2.11.1 MPPT-Wirkungsgrad gemessen in drei verschiedenen<br />
Spannungsbereichen mit Kennlinie Füllfaktor 80 %<br />
η MPPT [%]<br />
100<br />
99<br />
98<br />
97<br />
96<br />
95<br />
94<br />
93<br />
92<br />
91<br />
90<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: MPPT-Wirkungsgrade η MPPT (P MPP /P DCn )<br />
Trackingwirkungsgrad; Umpp = 440 V<br />
Trackingwirkungsgrad; Umpp = 560 V<br />
Trackingwirkungsgrad; Umpp = 680 V<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1<br />
P MPP / P DCn P DCn = 105 kW<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-13<br />
Trackingwirkungsgrade bei drei verschiedenen MPP-Spannungsbereichen<br />
Übersicht MPPT-Wirkungsgrade<br />
Maximalwerte<br />
η MPPT_Euro_max 99.98 %<br />
η MPPT_max<br />
99.99 % bei allen drei Spannungen<br />
Übersichtswerte pro Messreihe<br />
U MPP [V] η MPPT_Euro [%] η MPPT_max [%]<br />
440 99.98 99.99<br />
560 99.95 99.99<br />
680 99.95 99.99<br />
Diskussion<br />
Analog zur Berechnung von η Euro des Umwandlungswirkungsgrades wurde für<br />
η Euro_MPPT der fehlende Wert bei Wechselrichter-Nennleistung angenommen.<br />
Der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> verfügt bereits bei kleinen Leistungen (< 0.05*P DCn ) über einen<br />
hohen MPPT-Wirkungsgrad von mehr als 99.5 %.<br />
21.08.2009 - 17 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.11.2 MPPT-Wirkungsgrad bei U MPP = 440 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 1156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 440 V<br />
: 518 V konstant<br />
U OC<br />
100<br />
SM <strong>100C</strong>: MPPT-Wirkungsgrad η MPPT (P MPP /P DCn ) bei U MPP = 440 V<br />
560<br />
99<br />
520<br />
η MPPT [%]<br />
98<br />
97<br />
96<br />
95<br />
Trackingwirkungsgrad<br />
WR-Arbeitsspannung<br />
MPP-Spannung<br />
360<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7<br />
Normierte MPP-Leistung P MPP / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-14 Trackingwirkungsgrad bei U MPP = 440 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Europäischer Trackingwirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Trackingwirkungsgrad wird nach folgender Formel<br />
berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η<br />
+ η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06* η10<br />
+ 0.13* η<br />
20<br />
+ 0.1* η30<br />
+ 0.48* η50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Trackingwirkungsgrad bei<br />
entsprechendem Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η MPPT [%]<br />
5 99.98<br />
10 99.79<br />
20 99.99<br />
30 99.98<br />
50 99.99<br />
100 99.98<br />
η MPPT_Euro 99.98<br />
η MPPT_max<br />
99.99 % bei P MPP = 17.0 kW<br />
100<br />
480<br />
440<br />
400<br />
UDC [V]<br />
- 18 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.11.3 MPPT-Wirkungsgrad bei U MPP = 560 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 560 V<br />
: 659 V konstant<br />
U OC<br />
100<br />
SM <strong>100C</strong>: MPPT-Wirkungsgrad η MPPT (P MPP /P DCn ) bei U MPP = 560 V<br />
640<br />
99<br />
600<br />
η MPPT [%]<br />
98<br />
97<br />
96<br />
95<br />
Trackingwirkungsgrad<br />
WR-Arbeitsspannung<br />
MPP-Spannung<br />
440<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8<br />
Normierte MPP-Leistung P MPP / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-15 Trackingwirkungsgrad bei U MPP = 560 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Europäischer Trackingwirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Trackingwirkungsgrad wird nach folgender Formel<br />
berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η<br />
+ η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06* η10<br />
+ 0.13* η<br />
20<br />
+ 0.1* η30<br />
+ 0.48* η50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Trackingwirkungsgrad bei<br />
entsprechendem Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η MPPT [%]<br />
5 99.88<br />
10 99.59<br />
20 99.96<br />
30 99.96<br />
50 99.98<br />
100 99.96<br />
η MPPT_Euro 99.95<br />
η MPPT_max<br />
99.99% bei P MPP = 82.9 kW<br />
100<br />
560<br />
520<br />
480<br />
UDC [V]<br />
21.08.2009 - 19 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.11.4 MPPT-Wirkungsgrad bei U MPP = 680 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 680 V<br />
: 800 V konstant<br />
U OC<br />
100<br />
SM <strong>100C</strong>: MPPT-Wirkungsgrad η MPPT (P MPP /P DCn ) bei U MPP = 680 V<br />
760<br />
98<br />
720<br />
η MPPT [%]<br />
96<br />
94<br />
92<br />
90<br />
Trackingwirkungsgrad<br />
WR-Arbeitsspannung<br />
MPP-Spannung<br />
560<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1<br />
Normierte MPP-Leistung P MPP / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-16 Trackingwirkungsgrad bei U MPP = 680 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Europäischer Trackingwirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Trackingwirkungsgrad wird nach folgender Formel<br />
berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η<br />
+ η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06* η10<br />
+ 0.13* η<br />
20<br />
+ 0.1* η30<br />
+ 0.48* η50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Trackingwirkungsgrad bei<br />
entsprechendem Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η MPPT [%]<br />
5 99.89<br />
10 99.84<br />
20 99.86<br />
30 99.98<br />
50 99.98<br />
100 99.94<br />
η MPPT_Euro 99.95<br />
η MPPT_max<br />
99.99 % bei P MPP = 65.8 kW<br />
100<br />
680<br />
640<br />
600<br />
UDC [V]<br />
- 20 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.12 Totaler Wirkungsgrad<br />
2.12.1 Einführung<br />
Der totale Wirkungsgrad setzt sich aus dem Produkt des Umwandlungswirkungsgrades<br />
und des MPPT-Wirkungsgrades zusammen. Mit Hilfe dieser Grösse<br />
kann also ein direkter Bezug zwischen der MPP-Leistung des Solargenerators und<br />
der AC-Ausgangsleistung des Wechselrichters hergestellt werden:<br />
η<br />
tot<br />
= η ⋅η<br />
MPPT<br />
=<br />
P<br />
P<br />
AC<br />
MPP<br />
Der totale Wirkungsgrad sagt aus, wie gut der Wechselrichter die angebotene<br />
Leistung umsetzen kann.<br />
21.08.2009 - 21 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.12.2 Totaler Wirkungsgrad in drei verschiedenen<br />
Spannungsbereichen mit Kennlinie Füllfaktor 80 %<br />
η tot [%]<br />
96<br />
95<br />
94<br />
93<br />
92<br />
91<br />
90<br />
89<br />
88<br />
87<br />
86<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Wirkungsgrade η tot (P MPP /P DCn )<br />
tot. Wirkungsgrad; Umpp = 440 V<br />
tot. Wirkungsgrad; Umpp = 560 V<br />
tot. Wirkungsgrad; Umpp = 680 V<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1<br />
P MPP / P DCn P DCn = 105 kW<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-17 Totale Wirkungsgrade bei drei verschiedenen MPP-Spannungen<br />
Übersicht Totalwirkungsgrade<br />
Maximalwerte<br />
η tot_Euro_max<br />
η tot_max<br />
94.9 % bei U MPP = 440 V<br />
95.5 % bei P DC = 42.5 W / U MPP = 440 V<br />
Übersichtswerte pro Messreihe<br />
U MPP [V] η tot_Euro [%] η tot_max [%]<br />
440 94.9 95.5<br />
560 94.3 94.9<br />
680 93.9 94.5<br />
Diskussion<br />
Analog zur Berechnung von η Euro des Umwandlungswirkungsgrades wurde für<br />
η Euro_totT der fehlende Wert bei Wechselrichter-Nennleistung angenommen.<br />
Der WR erreicht im unteren Spannungsbereich den besten totalen Wirkungsgrad. Da<br />
der MPPT-Wirkungsgrad für alle Spannungsbereiche ähnlich hohe Werte aufweist,<br />
ist vor allem der Umwandlungswirkungsgrad der bestimmende Faktor für η tot .<br />
- 22 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.12.3 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 440 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 440 V<br />
: 518 V konstant<br />
U OC<br />
η tot [%]<br />
100<br />
95<br />
90<br />
85<br />
80<br />
75<br />
70<br />
65<br />
60<br />
55<br />
50<br />
SM <strong>100C</strong>: Wirkungsgrad η tot (P MPP /P DCn ) = η*η MPPT bei U MPP = 440V<br />
tot. Wirkungsgrad<br />
WR-Arbeitsspannung<br />
MPP-Spannung<br />
360<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7<br />
Normierte MPP-Leistung P MPP / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-18 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 440 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Europäischer Total-Wirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Total-Wirkungsgrad wird nach folgender Formel<br />
berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η<br />
+ η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06* η10<br />
+ 0.13* η<br />
20<br />
+ 0.1* η30<br />
+ 0.48* η50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Wirkungsgrad bei entsprechendem<br />
Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η tot [%]<br />
5 90.1<br />
10 93.4<br />
20 95.0<br />
30 95.3<br />
50 95.4<br />
100 94.5<br />
η tot_Euro 94.9<br />
η tot_max<br />
95.5 % bei P DC = 42.5 kW<br />
100<br />
560<br />
520<br />
480<br />
440<br />
400<br />
U DC [V]<br />
21.08.2009 - 23 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.12.4 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 560 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 560 V<br />
: 659 V konstant<br />
U OC<br />
η tot [%]<br />
100<br />
95<br />
90<br />
85<br />
80<br />
75<br />
70<br />
65<br />
60<br />
55<br />
50<br />
SM <strong>100C</strong>: Wirkungsgrad η tot (P MPP /P DCn ) = η*η MPPT bei U MPP = 560V<br />
tot. Wirkungsgrad<br />
WR-Arbeitsspannung<br />
MPP-Spannung<br />
440<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8<br />
Normierte MPP-Leistung P MPP / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-19 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 560 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Europäischer Total-Wirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Total-Wirkungsgrad wird nach folgender Formel<br />
berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η<br />
+ η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06* η10<br />
+ 0.13* η<br />
20<br />
+ 0.1* η30<br />
+ 0.48* η50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Wirkungsgrad bei entsprechendem<br />
Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η tot [%]<br />
5 88.7<br />
10 92.4<br />
20 94.4<br />
30 94.8<br />
50 94.9<br />
100 94.0<br />
η tot_Euro 94.3<br />
η tot_max<br />
94.9 % bei P DC = 53.2 kW<br />
100<br />
640<br />
600<br />
560<br />
520<br />
480<br />
U DC [V]<br />
- 24 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.12.5 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 680 V<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: 23-Stufenmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 680 V<br />
: 800 V konstant<br />
U OC<br />
η tot [%]<br />
100<br />
95<br />
90<br />
85<br />
80<br />
75<br />
70<br />
65<br />
60<br />
55<br />
50<br />
SM <strong>100C</strong>: Wirkungsgrad η tot (P MPP /P DCn ) = η*η MPPT bei U MPP = 680V<br />
tot. Wirkungsgrad<br />
WR-Arbeitsspannung<br />
MPP-Spannung<br />
560<br />
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1<br />
Normierte MPP-Leistung P MPP / P DCn (P DCn = 105 kW)<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-20 Totaler Wirkungsgrad bei U MPP = 680 V, WR-Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Europäischer Total-Wirkungsgrad<br />
Der angegebene europäische Total-Wirkungsgrad wird nach folgender Formel<br />
berechnet:<br />
η = 0.03*<br />
η<br />
+ η<br />
euro<br />
5<br />
+ 0.06* η10<br />
+ 0.13* η<br />
20<br />
+ 0.1* η30<br />
+ 0.48* η50<br />
0.2 *<br />
Dabei stehen die tiefgestellten Indizes für den Wirkungsgrad bei entsprechendem<br />
Prozentsatz der Nennleistung des Wechselrichters.<br />
Resultate<br />
Leistung in % von P DCn η tot [%]<br />
5 87.3<br />
10 91.8<br />
20 93.6<br />
30 94.3<br />
50 94.5<br />
100 93.7<br />
η tot_Euro 93.9<br />
η tot_max<br />
94.5 % bei P DC = 52.6 kW<br />
100<br />
760<br />
720<br />
680<br />
640<br />
600<br />
U DC [V]<br />
21.08.2009 - 25 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.13 MPP-Trackingverhalten<br />
2.13.1 MPP-Trackingverhalten bei kleinen Leistungen<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Einzelmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U OC<br />
: 518 V konstant<br />
I sc<br />
: 3.18 A<br />
U MPP_theoretisch<br />
: 440 V<br />
U MPP_ist<br />
: 440 V<br />
U DC<br />
: 434 V<br />
I DC<br />
: 3.03 A<br />
η MPPT : 98.78 %<br />
1400<br />
1300<br />
1200<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: DC-Arbeitspunkte bei U MPP = 440 V<br />
DC-Arbeitspunkte<br />
Solargenerator-Kennlinie<br />
P DC [W]<br />
1100<br />
1000<br />
900<br />
800<br />
300 350 400 450 500<br />
U DC [V]<br />
Abbildung 2-21 DC-Arbeitspunkte auf gemessener U-P-Kennlinie, U MPP = 440 V<br />
P DC [W]<br />
1500<br />
1250<br />
1000<br />
750<br />
500<br />
250<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: DC-Arbeitspunkte bei U MPP = 440 V<br />
P-DC<br />
Pmpp<br />
U-DC<br />
Umpp<br />
650<br />
600<br />
550<br />
500<br />
450<br />
400<br />
U DC [V]<br />
0<br />
350<br />
0 100 200 300 400 500 600<br />
Zeit [s]<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-22 Trackingverhalten im Zeitdiagramm dargestellt<br />
- 26 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.13.2 MPP-Trackingverhalten bei Generator Maximalleistung<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Einzelmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U OC<br />
: 810 V konstant<br />
I sc<br />
: 156 A<br />
U MPP_theoretisch<br />
: 680 V<br />
U MPP_ist<br />
: 680 V<br />
U DC<br />
: 675 V<br />
I DC<br />
: 149 A<br />
η MPPT : 99.91 %<br />
104<br />
102<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: DC-Arbeitspunkte bei U MPP = 680 V<br />
DC-Arbeitspunkte<br />
Solargenerator-Kennlinie<br />
P DC [kW]<br />
100<br />
98<br />
96<br />
94<br />
610 630 650 670 690 710 730<br />
U DC [V]<br />
Abbildung 2-23 DC-Arbeitspunkte auf gemessener U-P-Kennlinie, U MPP = 680 V, U DC ≈ U MPP<br />
105<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: DC-Arbeitspunkte bei U MPP = 680 V<br />
725<br />
P DC [kW]<br />
100<br />
95<br />
P-DC<br />
Pmpp<br />
U-DC<br />
Umpp<br />
700<br />
675<br />
U DC [V]<br />
90<br />
650<br />
0 20 40 60 80 100 120<br />
Zeit [s]<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-24 Trackingverhalten bei Maximalleistung im Zeitdiagramm<br />
21.08.2009 - 27 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.14 Oberschwingungsströme<br />
2.14.1 Oberschwingungsströme bei U MPP = 440 V und 0.62 * P ACn<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Einzelmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW, 810 V, 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 440 V<br />
U OC<br />
: 518 V konstant<br />
U AC_Phase_1<br />
: 227.16 V<br />
U AC_Phase_2<br />
: 227.35 V<br />
U AC_Phase_3<br />
: 227.82 V<br />
: 145 A<br />
I 1_nom<br />
Strom I n / I 1_nom [%]<br />
100<br />
10<br />
1<br />
0.1<br />
0.01<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Strom-Oberwellen bei P AC = 62 kW<br />
THD max = 1.8%<br />
PWHD max = 0.8%<br />
Strom-Oberwellen L1<br />
Strom-Oberwellen L2<br />
Strom-Oberwellen L3<br />
EN61000-3-12<br />
0.001<br />
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39<br />
Ordnungszahl<br />
R sce = 33<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-25 Oberschwingungsströme bei U MPP = 440 V<br />
- 28 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.14.2 Oberschwingungsströme bei U MPP = 560 V und 0.78 * P ACn<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Einzelmesung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 560 V<br />
U OC<br />
: 659 V konstant<br />
U AC_Phase_1<br />
: 228.15 V<br />
U AC_Phase_2<br />
: 228.13 V<br />
U AC_Phase_3<br />
: 228.74 V<br />
: 145 A<br />
I 1_nom<br />
Strom I n / I 1_nom [%]<br />
100<br />
10<br />
1<br />
0.1<br />
0.01<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Strom-Oberwellen bei P AC = 78 kW<br />
THD max = 1.6%<br />
PWHD max = 0.9%<br />
Strom-Oberwellen L1<br />
Strom-Oberwellen L2<br />
Strom-Oberwellen L3<br />
EN61000-3-12<br />
0.001<br />
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39<br />
Ordnungszahl<br />
R sce = 33<br />
PV-Simulator 100kW, Kennlinie: FF = 80%<br />
Abbildung 2-26 Oberschwingungsströme bei U MPP = 560 V<br />
21.08.2009 - 29 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.14.3 Oberschwingungsströme bei U MPP = 680 V und 0.95 * P ACn<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Einzelmessung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U MPP<br />
: 680 V<br />
U OC<br />
: 810 V konstant<br />
U AC_Phase_1<br />
: 228.04 V<br />
U AC_Phase_2<br />
: 228.11 V<br />
U AC_Phase_3<br />
: 228.75 V<br />
: 145 A<br />
I 1_nom<br />
Strom I n / I 1_nom [%]<br />
100<br />
10<br />
1<br />
0.1<br />
0.01<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Strom-Oberwellen bei P AC = 95 kW<br />
THD max = 1.7%<br />
PWHD max = 0.9%<br />
Strom-Oberwellen L1<br />
Strom-Oberwellen L2<br />
Strom-Oberwellen L3<br />
EN61000-3-12<br />
0.001<br />
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39<br />
Ordnungszahl<br />
R sce = 33<br />
PV-Simulator 20kW, Kennlinie: FF = 75%, RP = 1MΩ<br />
Abbildung 2-27 Oberschwingungsströme bei U MPP = 680 V<br />
Diskussion<br />
Die Oberschwingungsströme stellen weder im Teillastbereich, noch bei Nennleistung<br />
ein Problem dar. Es ist auch irrelevant, bei welcher Spannung der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong><br />
betrieben wird; die Norm wird in allen getesteten Fällen eingehalten.<br />
- 30 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.15 Dynamisches Verhalten des Wechselrichters <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong><br />
2.15.1 Messbeschreibung dynamische Messung<br />
Messung<br />
Das dynamische Verhalten beschreibt das Verhalten des getesteten Wechselrichters<br />
bei dynamischer DC-Einspeisung. Dieser Test gibt Auskunft darüber, wie schnell sich<br />
der WR an schwankende Eingangsleistungen anpassen kann. Die Stärke der<br />
Sonneneinstrahlung auf einen PV-Generator kann rasch ändern und damit auch die<br />
dem Inverter angebotene PV-Leistung. Je besser und schneller sich der WR diesen<br />
Änderungen anpasst, desto grösser fällt auch der Ertrag der gesamten PV-Anlage<br />
aus.<br />
Messablauf<br />
Für dynamische Tests, welche Tage mit wechselnder Bewölkung simulieren, sind<br />
Variationen zwischen verschiedenen Stufen mit bekannten P MPP -Werten erforderlich.<br />
Die Tests werden mit Rampen des Stromes (proportional Einstrahlung) resp. der<br />
MPP-Leistung durchgeführt. Vor dem Beginn eines dynamischen MPP-Tracking<br />
Tests müssen – wie bei den statischen Tests – die P MPP -Werte auf den<br />
vorgesehenen Leistungsstufen bestimmt und eine Stabilisierungsperiode von 1 – 5<br />
Minuten vorgesehen werden. Dann folgen einige Testzyklen, während denen die<br />
effektive dynamische MPPT-Messung stattfindet. Natürlich hinken die Wechselrichter<br />
dem tatsächlichen MPP immer etwas hinterher; deshalb wird die angebotene MPP-<br />
Leistung nach einer Änderung nicht sofort vollständig absorbiert.<br />
Eine quantitative Beurteilung des dynamischen Verhaltens lässt sich über den<br />
dynamischen MPPT-Wirkungsgrad (dynamischer Maximum-Power-Point-Tracking-<br />
Wirkungsgrad) oder auch MPPT-Anpassungsgrad gewinnen.<br />
Dynamischer MPPT-Wirkungsgrad:<br />
η<br />
MPPT _ dyn<br />
=<br />
T<br />
M<br />
∫<br />
0<br />
u<br />
DC<br />
T<br />
M<br />
∫<br />
0<br />
( t)<br />
⋅i<br />
p<br />
MPP<br />
DC<br />
( t)<br />
⋅ dt<br />
( t)<br />
⋅ dt<br />
wobei:<br />
u DC (t) = Spannung am DC-Eingang des Wechselrichters<br />
i DC (t) = Strom am DC-Eingang des Wechselrichters.<br />
p MPP (t) = Verfügbare maximale PV-Leistung im jeweiligen momentanen MPP.<br />
T M = Dauer der Messung (Beginn bei t = 0).<br />
Das Integral im Nenner stellt die gesamte MPP-Energie dar, die unter optimalen<br />
Bedingungen vom Wechselrichter umgewandelt werden könnte.<br />
21.08.2009 - 31 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Die Messungen werden mit zwei verschiedenen Testmustern für derartige<br />
dynamische Wechselrichtertests durchgeführt (siehe Abbildung 2-28 und Abbildung<br />
2-29). Dabei sollen n und t 1 ... t 4 in einem grösseren Bereich variiert werden, um zu<br />
prüfen, ob der MPPT-Algorithmus des Wechselrichters unterschiedlich schnellen<br />
Strahlungsschwankungen problemlos folgen kann.<br />
P<br />
50%<br />
Leistungsangebot<br />
t 1<br />
t 2<br />
t 3<br />
t 4<br />
n Wiederholungen<br />
Vorhaltezeit<br />
Vorhaltezeit<br />
10%<br />
Muster: z.B.12x (15/5H/15/5L)<br />
t<br />
Abbildung 2-28<br />
Test auf Schwankungen zwischen kleiner und mittlerer Leistung (10% und<br />
50% von P n , mit nennenswerter U MPP -Variation).<br />
P<br />
100%<br />
Leistungsangebot<br />
t 1<br />
t 2<br />
t 3<br />
t 4<br />
n Wiederholungen<br />
Vorhaltezeit<br />
Vorhaltezeit<br />
30%<br />
Muster: z.B.12x (15/5H/15/5L)<br />
t<br />
Abbildung 2-29<br />
Test auf Schwankungen zwischen mittlerer und grosser Leistung (30% und<br />
100% von P n , ohne nennenswerte U MPP -Variation)<br />
- 32 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Definition des Testmusterbeschreibungscodes<br />
Die einzelnen Tests werden durch den Beschreibungscode „nx (t 1 / t 2 H / t 3 / t 4 L)“<br />
gemäss Tabelle 2-2 respektive Tabelle 2-3 definiert:<br />
Anzahl n Wiederholungen, dann x (als Malzeichen) und in Klammern jeweils die<br />
Dauer t 1 des Anstiegs in Sekunden (reiner Zahlenwert), dann die Verweilzeit t 2 auf<br />
hohem Niveau in Sekunden (Zahlenwert + H), dann die Dauer des Abfalls t 3 in<br />
Sekunden, dann die Verweilzeit auf tiefem Niveau t 4 in Sekunden (Zahlenwert + L).<br />
Dabei sind diese Tests mit Beginn auf tiefer Leistungsstufe (analog zu Abbildung<br />
2-28 und Abbildung 2-29) durchzuführen. Die Messungen sind recht aufwändig: Eine<br />
vollständige Messung nach untenstehender Tabelle inklusive der Vorhaltezeit von<br />
300 s auf jeder Ausgangstufe dauert somit etwa 7 Stunden.<br />
Leistungsvariation 10% ⇒ 50% von P DCn<br />
Beschreibungscode Zeitdauer der<br />
der Stufe<br />
Stufe [s]<br />
2 (800 / 10H / 800 / 10L) 3’540 0.5<br />
2 (400 / 10H / 400 / 10L) 1’940 1<br />
3 (200 / 10H / 400 / 10L) 1’560 2<br />
4 (133 / 10H / 133 / 10L) 1’447 3<br />
6 (80 / 10H / 800 / 10L) 1’300 5<br />
8 (57 / 10H / 57 / 10L) 1’374 7<br />
10 (40 / 10H / 40 / 10L) 1’700 10<br />
10 (29 / 10H / 29 / 10L) 1’071 14<br />
10 (20 / 10H / 20 / 10L) 900 20<br />
10 (13 / 10H / 13 / 10L) 767 30<br />
10 (8 / 10H / 8 / 10L) 660 50<br />
Total Reine dyn. Messzeit 15’939<br />
Anzahl<br />
Wiederholungen n<br />
Rampensteilheit<br />
[W/m 2 /s]<br />
Tabelle 2-2 Dynamischer MPPT-Test für Leistungsvariationen von 10% auf 50% von P DCn<br />
Leistungsvariation 30% ⇒ 100% von P DCn<br />
Anzahl<br />
Wiederholungen n<br />
Beschreibungscode<br />
der Stufe<br />
Zeitdauer der<br />
Stufe [s]<br />
Rampensteilheit<br />
[W/m 2 /s]<br />
10 (70 / 10H / 70 / 10L) 1’900 10<br />
10 (50 / 10H / 50 / 10L) 1’500 14<br />
10 (35 / 10H / 35 / 10L) 1’200 20<br />
10 (23 / 10H / 23 / 10L) 967 30<br />
10 (14 / 10H / 14 / 10L) 780 50<br />
10 (7 / 10H / 7 / 10L) 640 100<br />
Total Reine dyn. Messzeit 6’987<br />
Tabelle 2-3 Dynamischer MPPT-Test für Leistungsvariationen von 30% auf 100% von P DCn<br />
Die oben beschriebenen und für den Test verwendeten Testmuster entsprechen den<br />
gemäss FprEN50530 für dynamische MPP-Tests zu verwendenden Mustern.<br />
21.08.2009 - 33 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.15.2 Übersicht der dynamischen Messresultate<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Dynamische Messung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
U OC<br />
: 659 V variabel<br />
I MPP_10%<br />
: 18.4 A<br />
I MPP_50%<br />
: 94.4 A<br />
I MPP_30%<br />
: 56.4 A<br />
I MPP_75%<br />
: 142 A<br />
U MPP_10%<br />
: 534 V<br />
U MPP_50%<br />
: 550 V<br />
U MPP_30%<br />
: 547 V<br />
U MPP_75%<br />
: 553 V<br />
P MPP_10%<br />
: 9.84 kW<br />
P MPP_50%<br />
: 52.0 kW<br />
P MPP_30%<br />
: 30.8 kW<br />
: 78.4 kW<br />
P MPP_75%<br />
100<br />
Dyn. MPP-Tracking-Wirkungsgrad η MPPTdyn für <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong><br />
(U MPP high = 560V)<br />
95<br />
η MPPTdyn in %<br />
90<br />
85<br />
80<br />
10% --> 50%<br />
75<br />
30% --> 75%<br />
70<br />
0.1 1 10 100<br />
Rampensteilheit in W/m 2 /s<br />
Abbildung 2-30<br />
Zusammenstellung des dyn. MPPT-Wirkungsgrades bei U MPP = 560 V<br />
- 34 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.15.3 Beispiel mit nahezu optimalem dynamischem MPP-Tracking<br />
(10% ⇒ 50%)<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Dynamische Messung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
Muster : 10x (20 / 10H / 20 / 10L)<br />
U OC<br />
: 659 V variabel<br />
I MPP_10%<br />
: 18.4 A<br />
I MPP_50%<br />
: 94.4 A<br />
U MPP_10%<br />
: 534 V<br />
U MPP_50%<br />
: 550 V<br />
P MPP_10%<br />
: 9.84 kW<br />
: 52.0 kW<br />
P MPP_50%<br />
60<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Dynamische DC-Leistung bei U MPP = 560 V<br />
P MPP High<br />
P DC [kW]<br />
40<br />
20<br />
Pdyn = f(t)<br />
Psoll = f(t)<br />
Pmpp hohe Stufe<br />
Pmpp tiefe Stufe<br />
Leistungsangebot Low High<br />
T<br />
P MPP Low<br />
0<br />
0 2 4 6 8 10<br />
Zeit [min]<br />
Abbildung 2-31<br />
Dynamische Leistung bei U MPP = 560 V (zugehöriger Spannungsverlauf siehe<br />
Abbildung 2-32)<br />
21.08.2009 - 35 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
600<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Dynamische DC-Spannung bei U MPP = 560 V<br />
U DC [V]<br />
580<br />
560<br />
540<br />
Udyn = f(t)<br />
Usoll = f(t)<br />
Umpp hohe Stufe<br />
Umpp tiefe Stufe<br />
U MPP High<br />
520<br />
U MPP Low<br />
500<br />
0 2 4 6 8 10<br />
Zeit [min]<br />
Abbildung 2-32<br />
Dynamische Spannung bei U MPP = 560 V<br />
P DC [kW]<br />
60<br />
40<br />
20<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: DC-Arbeitspunkte bei U MPP = 560 V<br />
DC-Arbeitspunkte<br />
Kennlinie hohe Stufe<br />
Kennlinie tiefe Stufe<br />
Pmpp hohe Stufe<br />
Pmpp tiefe Stufe<br />
Interpolation MPP's<br />
0<br />
0 100 200 300 400 500 600 700<br />
U DC [V]<br />
Abbildung 2-33<br />
DC-Arbeitspunkte der dynamischen Messung bei U MPP = 560 V<br />
Auswertung<br />
Dynamischer MPPT-Wirkungsgrad 99.4 %<br />
- 36 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.15.4 Beispiel mit eher schlechtem dynamischem MPP-Tracking<br />
(10% ⇒ 50%)<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Dynamische Messung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
Muster : 4x (133 / 10H / 133 / 10L)<br />
U OC<br />
: 659 V variabel<br />
I MPP_10%<br />
: 18.4 A<br />
I MPP_50%<br />
: 94.4 A<br />
U MPP_10%<br />
: 534 V<br />
U MPP_50%<br />
: 550 V<br />
P MPP_10%<br />
: 9.84 kW<br />
: 52.0 kW<br />
P MPP_50%<br />
60<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Dynamische DC-Leistung bei U MPP = 560 V<br />
P MPP High<br />
P DC [kW]<br />
40<br />
20<br />
0<br />
Leistungsangebot Low High<br />
T<br />
P MPP Low<br />
Pdyn = f(t)<br />
Psoll = f(t)<br />
Pmpp hohe Stufe<br />
Pmpp tiefe Stufe<br />
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18<br />
Zeit [min]<br />
Abbildung 2-34<br />
Dynamische Leistung bei U MPP = 560 V (zugehöriger Spannungsverlauf siehe<br />
Abbildung 2-35)<br />
21.08.2009 - 37 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
600<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Dynamische DC-Spannung bei U MPP = 560 V<br />
U MPP High<br />
560<br />
U DC [V]<br />
520<br />
480<br />
440<br />
U MPP Low<br />
Udyn = f(t)<br />
Usoll = f(t)<br />
Umpp hohe Stufe<br />
Umpp tiefe Stufe<br />
400<br />
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18<br />
Zeit [min]<br />
Abbildung 2-35<br />
Dynamische Spannung bei U MPP = 560 V<br />
60<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: DC-Arbeitspunkte bei U MPP = 560 V<br />
P DC [kW]<br />
40<br />
20<br />
DC-Arbeitspunkte<br />
Kennlinie hohe Stufe<br />
Kennlinie tiefe Stufe<br />
Pmpp hohe Stufe<br />
Pmpp tiefe Stufe<br />
Interpolation MPP's<br />
0<br />
0 100 200 300 400 500 600 700<br />
U DC [V]<br />
Abbildung 2-36<br />
DC-Arbeitspunkte der dynamischen Messung bei U MPP = 560 V<br />
Auswertung<br />
Dynamischer MPPT-Wirkungsgrad 90.3 %<br />
- 38 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.15.5 Beispiel mit nahezu optimalem dynamischem MPP-Tracking<br />
(30% ⇒ 75%)<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Dynamische Messung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
Muster : 10x (23 / 10H / 23 / 10L)<br />
U OC<br />
: 659 V variabel<br />
I MPP_30%<br />
: 56.4 A<br />
I MPP_75%<br />
: 142 A<br />
U MPP_30%<br />
: 547 V<br />
U MPP_75%<br />
: 553 V<br />
P MPP_30%<br />
: 30.8 kW<br />
: 78.4 kW<br />
P MPP_75%<br />
100<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Dynamische DC-Leistung bei U MPP = 560 V<br />
P MPP High<br />
P DC [kW]<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
P MPP Low<br />
Pdyn = f(t)<br />
Psoll = f(t)<br />
Pmpp hohe Stufe<br />
Pmpp tiefe Stufe<br />
0<br />
Leistungsangebot Low High<br />
T<br />
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11<br />
Zeit [min]<br />
Abbildung 2-37<br />
Dynamische Leistung bei U MPP = 560 V (zugehöriger Spannungsverlauf siehe<br />
Abbildung 2-38)<br />
21.08.2009 - 39 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
570<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Dynamische DC-Spannung bei U MPP = 560 V<br />
U MPP High<br />
560<br />
U DC [V]<br />
550<br />
540<br />
530<br />
U MPP Low<br />
Udyn = f(t)<br />
Usoll = f(t)<br />
Umpp hohe Stufe<br />
Umpp tiefe Stufe<br />
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11<br />
Zeit [min]<br />
Abbildung 2-38<br />
Dynamische Spannung bei U MPP = 560 V<br />
P DC [kW]<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: DC-Arbeitspunkte bei U MPP = 560 V<br />
DC-Arbeitspunkte<br />
Kennlinie hohe Stufe<br />
Kennlinie tiefe Stufe<br />
Pmpp hohe Stufe<br />
Pmpp tiefe Stufe<br />
Interpolation MPP's<br />
0<br />
0 100 200 300 400 500 600 700<br />
U DC [V]<br />
Abbildung 2-39<br />
DC-Arbeitspunkte der dynamischen Messung bei U MPP = 560 V<br />
Auswertung<br />
Dynamischer MPPT-Wirkungsgrad 99.9 %<br />
- 40 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.15.6 Beispiel mit eher schlechtem dynamischem MPP-Tracking<br />
(30% ⇒ 75%)<br />
Messparameter<br />
Messung<br />
: Dynamische Messung<br />
Solargenerator-Simulator<br />
: 100 kW / 810 V / 156 A<br />
Solargenerator-Kennlinie : FF 80 %<br />
Muster : 10x (35 / 10H / 35 / 10L)<br />
U OC<br />
: 659 V variabel<br />
I MPP_30%<br />
: 56.4 A<br />
I MPP_75%<br />
: 142 A<br />
U MPP_30%<br />
: 547 V<br />
U MPP_75%<br />
: 553 V<br />
P MPP_30%<br />
: 30.8 kW<br />
: 78.4 kW<br />
P MPP_75%<br />
P DC [kW]<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Dynamische DC-Leistung bei U MPP = 560 V<br />
P MPP High<br />
Pdyn = f(t)<br />
Psoll = f(t)<br />
Pmpp hohe Stufe<br />
Pmpp tiefe Stufe<br />
20<br />
P MPP Low<br />
0<br />
Leistungsangebot Low High<br />
T<br />
0 2 4 6 8 10 12 14<br />
Zeit [min]<br />
Abbildung 2-40<br />
Dynamische Leistung bei U MPP = 560 V (zugehöriger Spannungsverlauf siehe<br />
Abbildung 2-41)<br />
21.08.2009 - 41 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
640<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: Dynamische DC-Spannung bei U MPP = 560 V<br />
620<br />
U DC [V]<br />
600<br />
580<br />
560<br />
U MPP High<br />
Udyn = f(t)<br />
Usoll = f(t)<br />
Umpp hohe Stufe<br />
Umpp tiefe Stufe<br />
540<br />
520<br />
U MPP Low<br />
0 2 4 6 8 10 12 14<br />
Zeit [min]<br />
Abbildung 2-41<br />
Dynamische Spannung bei U MPP = 560 V<br />
P DC [kW]<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: DC-Arbeitspunkte bei U MPP = 560 V<br />
DC-Arbeitspunkte<br />
Kennlinie hohe Stufe<br />
Kennlinie tiefe Stufe<br />
Pmpp hohe Stufe<br />
Pmpp tiefe Stufe<br />
Interpolation MPP's<br />
0<br />
0 100 200 300 400 500 600 700<br />
U DC [V]<br />
Abbildung 2-42<br />
DC-Arbeitspunkte der dynamischen Messung bei U MPP = 560 V<br />
Auswertung<br />
Dynamischer MPPT-Wirkungsgrad 81.8 %<br />
Diskussion<br />
Je nach Rampensteilheit des Testmusters verhält sich der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> recht<br />
unterschiedlich. So ergaben sich während den Tests für den dynamischen MPPT-<br />
Wirkungsgrad Werte zwischen eher schwachen 81.8 % und sehr guten 99.9 %<br />
- 42 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.16 Spannungs- und Netzfrequenzüberwachung<br />
2.16.1 Messbeschreibung Netzfrequenzüberwachung<br />
Allgemeines<br />
Zum Schutz von angeschlossenen Energieverbrauchern dürfen bestimmte<br />
Spannungen und Frequenzen im Energienetz nicht über- oder unterschritten werden.<br />
Die Grenzen für die Netzeinspeisung von Wechselrichtern liegen nach neuer<br />
Vornorm (VDE V 0126 Teil 1-1) bezüglich Spannung bei 184 V (Untergrenze) bzw.<br />
264 V (Obergrenze) und bezüglich Frequenz bei 47.5 Hz (Untergrenze) bzw. 50.2 Hz<br />
(Obergrenze). Ausserhalb dieser Grenzen ist ein Einspeisebetrieb nicht zulässig.<br />
Andrerseits ist es sinnvoll, wenn ein Wechselrichter mindestens im normalen<br />
Betriebsbereich des Netzes seinen Einspeisebetrieb immer aufrecht erhält. Dies ist<br />
dann der Fall, wenn die Spannung im Bereich Nennspannung ±10 % und die<br />
Frequenz im Bereich 50 Hz ±0.15 Hz gewählt wird (Vorschlag PV-Labor BFH-TI).<br />
Der zu testende Wechselrichter hat in Bezug auf sein Frequenzverhalten folgende<br />
Kriterien zu erfüllen:<br />
• Sinkt die Frequenz unter 47.5 Hz oder steigt sie über 50.2 Hz, so muss sich<br />
der Wechselrichter innerhalb von 0.2 s vom Netz freischalten.<br />
• In den Grenzbereichen von 47.5 Hz bis 49.85 Hz, bzw. von 50.15 Hz bis<br />
50.20 Hz ist sowohl der Einspeisebetrieb, aber auch eine Abschaltung erlaubt.<br />
• Die Ausschaltfrequenzen sind z.B. bei 0.9*U ACn , U ACn und 1.1*U ACn zu<br />
ermitteln; also z.B. bei 207 V AC , 230 V AC und 253 V AC .<br />
Messung<br />
Der Test des Wechselrichter-Frequenzverhaltens erfolgt, ausgehend von 50 Hz,<br />
indem die Frequenz mit einer Änderung von 1 Hz/s variiert wird, bis der Prüfling<br />
ausschaltet. Die Grenzen der Frequenzschiebung liegen dabei bei 47.0 Hz bzw.<br />
51.5 Hz. Dabei wird der Start der Frequenzschiebung mit Hilfe eines Triggersignals<br />
detektiert. Das Triggersignal wird mit dem Triggergenerator (siehe Abbildung 2-43)<br />
erzeugt. Die AC-Quelle liefert an ihrem Ausgang P4 eine DC-Rampe, die<br />
proportional zu der Frequenzänderung verläuft. Aus dieser DC-Rampe erzeugt der<br />
Triggergenerator, mit Hilfe eines Differentiators, ein Triggersignal bei Beginn der<br />
Frequenzänderung. Aufgrund der verstrichenen Zeit zwischen Frequenzschiebe-<br />
Start und Ausschalten des Wechselrichters, kann die Ausschaltfrequenz genügend<br />
genau ermittelt werden. Hierzu werden mit dem Oszilloskop, neben dem Start-<br />
Triggersignal (Kanal 1), die AC-seitige Wechselrichterspannung (Kanal 2) und der<br />
AC-seitige Wechselrichterstrom (Kanal 3) aufgenommen.<br />
Bemerkung: Auf Grund der vorhandenen Infrastruktur im PV-Labor konnten die<br />
Messungen nicht bei Nennleistung (100’000 W) durchgeführt werden. Sie wurden bei<br />
einer reduzierten Testleistung von 11.8 kW durchgeführt.<br />
21.08.2009 - 43 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Messaufbau<br />
Für die Messung der Netzfrequenzüberwachung wurden folgende Geräte benötigt:<br />
• Solargenerator-Simulator 810 V / 156A / 100kW<br />
• AC-Quelle (dreiphasiges Netzsimulationssystem DM15000/PAS von<br />
Spitzenberger + Spiess)<br />
• Oszilloskop<br />
• Differentialsonde (ADF25A)<br />
• Triggergenerator (Eigenbau BFH-TI)<br />
• Power Analyzer PM3300 oder PM3000A von Voltech (optional)<br />
Oszilloskop<br />
CH1<br />
CH2<br />
CH3<br />
CH4<br />
DC<br />
L1<br />
I<br />
LEM<br />
L1<br />
∆ U<br />
Triggergenerator<br />
U<br />
P4<br />
AC<br />
N<br />
N<br />
L2 L3<br />
L3<br />
L2<br />
Solargenerator-<br />
Simulator<br />
Wechselrichter<br />
PM3000<br />
(optional)<br />
AC-Quelle<br />
Abbildung 2-43 Messaufbau Netzfrequenzüberwachung<br />
- 44 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.16.2 Netzfrequenzüberwachung <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong><br />
Messparameter:<br />
Datum : 15.05.09<br />
Solargenerator-Simulator : 810 V / 156 A / 100 kW<br />
Kennlinie FF80 %<br />
U MPP<br />
: 560 V DC<br />
U OC<br />
: 659 V DC<br />
I SC<br />
: 25 A DC<br />
P DC bei 230 V, 50 Hz<br />
: 13.1 kW<br />
P AC bei 230 V, 50 Hz<br />
: 11.8 kW<br />
Beispiel einer Teilmessung<br />
Kanal 1:<br />
Kanal 2:<br />
Kanal 3:<br />
A:<br />
Triggersignal<br />
10 V / Div,<br />
200 ms / Div<br />
AC-Spannung<br />
1 kV / Div,<br />
200 ms / Div<br />
AC-Strom<br />
50 A / Div,<br />
200 ms / Div<br />
Zoom Kanal 2<br />
2 ms / Div<br />
B:<br />
Zoom Kanal 3<br />
2 ms / Div<br />
Abbildung 2-44 Wechselrichterverhalten bei U AC = 230 V, ∆f = 1 Hz/s, 51.02 Hz<br />
Die Abbildung 2-44 zeigt das gemessene Verhalten des Wechselrichters<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> wenn bei einer AC-Spannung von 230 V eine Frequenzänderung<br />
von 1 Hz/s eintritt. Die Frequenzänderung verläuft bis 51.02. Hz. 1.02 s nach Beginn<br />
der Frequenzänderung verharrt die Netzfrequenz auf diesem Wert. Es ist ersichtlich,<br />
dass der Wechselrichter 1136 ms nach Beginn der Frequenzänderung die<br />
Netzeinspeisung unterbricht (∆t-Wert im KO-Bild entspricht der gemessenen Zeit<br />
zwischen der Flanke des Triggersignals und der Freischaltung des Wechselrichters).<br />
21.08.2009 - 45 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Messergebnisse<br />
270.0<br />
AC-Netzüberwachung<br />
AC-Spannung [V]<br />
240.0<br />
210.0<br />
180.0<br />
47.0 47.5 48.0 48.5 49.0 49.5<br />
Frequenz [Hz]<br />
50.0 50.5 51.0 51.5<br />
Soll-Einspeise-Bereich Einspeisegrenze ab Mai '05<br />
Einspeisegrenze bis Mai '05<br />
Erlaubte Netzeinspeisung<br />
Erlaubte Ausschaltung<br />
Unerwünschte Ausschaltung<br />
Unerlaubte Netzeinspeisung<br />
Abbildung 2-45 Ergebnisse AC-Netzüberwachung<br />
Diskussion<br />
Mit der entsprechenden Software und dem Zugangscode lassen sich die<br />
Netzüberwachungsparameter innerhalb bestimmter Grenzen variieren. Für diesen<br />
Test wurden die vom Hersteller werksseitig eingestellten Werte beibehalten.<br />
Die Messresultate liegen sowohl in grafischer als auch in Tabellenform vor. Anhand<br />
der Grafik ist gut zu erkennen, dass der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> ein relativ weites, ziemlich<br />
genau dem Datenblatt entsprechendes Betriebsfenster aufweist, welches von<br />
48.0 Hz bis 51.0 Hz reichen sollte. Die gemessenen Abweichungen von den<br />
Herstellerangaben liegen bei ca. 10 mHz. An ein stabiles, sauberes 50 Hz Netz<br />
angeschlossen, funktioniert der WR einwandfrei.<br />
- 46 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Gemessene Werte<br />
Endfrequenz f [Hz] U AC [V] Einspeisung? P AC [kW] ∆t [s] f Aus [Hz]<br />
50.00 196 nein Unterspannung<br />
48.01 200 nein 2.364 48.01<br />
48.02 200 ja 11.8<br />
50.00 200 ja 11.8<br />
51.01 200 ja 11.8<br />
51.02 200 nein 1.136 51.02<br />
48.01 207 nein 2.280 48.01<br />
48.02 207 ja 11.8<br />
50.00 207 ja 11.8<br />
51.01 207 ja 11.8<br />
51.02 207 nein 1.136 51.02<br />
48.01 230 nein 2.260 48.01<br />
48.02 230 ja 11.8<br />
50.00 230 ja 11.8<br />
51.01 230 ja 11.8<br />
51.02 230 nein 1.136 51.02<br />
48.01 243 nein 2.280 48.01<br />
48.02 243 ja 11.8<br />
50.00 243 ja 11.8<br />
51.01 243 ja 11.8<br />
51.02 243 nein 1.136 51.02<br />
50.00 253 nein Überspannung<br />
Tabelle 4 Netzfrequenz- und Netzspannungsüberwachung<br />
21.08.2009 - 47 -
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2.16.3 Messbeschreibung Spannungsüberwachung<br />
Der Testvorgang bei der Spannungsüberwachung ist in vielen Bereichen ähnlich wie<br />
bei der Frequenzüberwachung. Der Unterschied liegt einzig darin, dass nicht die<br />
Frequenz, sondern nur die AC-Spannung variiert wird. Gemäss VDE 0126-1-1 darf<br />
bei einem Spannungssprung die untere (resp. obere) Spannungsgrenze um nicht<br />
mehr als 3% der Nennspannung (bei 230 V: 6.9 V) unter- (resp. über-)schritten<br />
werden. Vernünftige Grenzwerte für diesen Test liegen also beispielsweise bei 180 V<br />
als Untergrenze (0.8*U ACn – 4 V) und 270 V (1.15*U ACn + 5.5 V) als Obergrenze. Die<br />
Abschaltung muss innerhalb von 0.2 s erfolgen.<br />
Der Messaufbau für die Spannungssprung-Detektion kann analog zu Abbildung 2-43<br />
realisiert werden.<br />
Messparameter:<br />
Datum : 15.05.09<br />
Solargenerator-Simulator : 810 V / 156A / 100 kW<br />
Kennlinie FF80 %<br />
U MPP<br />
: 560 V DC<br />
U OC<br />
: 659 V DC<br />
I SC<br />
: 25 A DC<br />
P DC bei 230 V, 50 Hz<br />
: 13.1 kW<br />
P AC bei 230 V, 50 Hz<br />
: 11.8 kW<br />
Messergebnis<br />
Kanal 1:<br />
Kanal 2:<br />
Kanal 3:<br />
A:<br />
Triggersignal<br />
10 V / Div,<br />
50 ms / Div<br />
AC-Spannung<br />
1 kV / Div,<br />
50 ms / Div<br />
AC-Strom<br />
50 A / Div,<br />
50 ms / Div<br />
Zoom Kanal 2<br />
5 ms / Div<br />
B:<br />
Zoom Kanal 3<br />
5 ms / Div<br />
Abbildung 2-46 Wechselrichterverhalten nach einem Spannungssprung auf U AC = 255 V,<br />
Dauer bis zur WR-Abschaltung bei U AC = 194 V : ≈ 82 ms<br />
Dauer bis zur WR-Abschaltung bei U AC = 255 V : ≈ 82 ms<br />
Diskussion<br />
- 48 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.17 Rundsteuersignalempfindlichkeit<br />
2.17.1 Rundsteuersignalempfindlichkeit des <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong><br />
Messaufbau<br />
Für die Messung der Rundsteuersignalempfindlichkeit werden folgende Messgeräte<br />
und Betriebsmittel verwendet:<br />
• AC-Quelle (dreiphasiges Netzsimulationssystem DM15000/PAS von<br />
Spitzenberger + Spiess)<br />
• Signalgenerator HP 33120A<br />
• Solargenerator-Simulator 810 V / 156A / 100 kW<br />
• variable, ohmsche Last<br />
Solargenerator-<br />
Simulator<br />
Wechselrichter<br />
Signalgenerator<br />
DC+<br />
DC<br />
AC<br />
L1<br />
L2<br />
L3<br />
N<br />
AC-Quelle<br />
DCext.<br />
Last<br />
Abbildung 2-47 Messaufbau für die RSS-Messung<br />
Messablauf<br />
Der zu prüfende Wechselrichter ist für den Test AC-seitig an das Netzsimulationssystem<br />
angeschlossen, welches ein 230 V / 400 V-Netz simuliert, auf dessen 50 Hz<br />
Sinusspannung ein Sinussignal mit der Frequenz f RSS überlagert wird. Die<br />
Rundsteuersignal-Überlagerung dauert zwischen 0.5 und 2 Sekunden. Der maximale<br />
Spannungspegel des überlagerten Signals ist dem Grenzwert-Diagramm in<br />
Abbildung 2-48 zu entnehmen. Folgende Rundsteuersignalfrequenzen werden für die<br />
Tests verwendet.<br />
f RSS [Hz] f RSS [Hz] f RSS [Hz] f RSS [Hz]<br />
110 283 492 1350<br />
167 300 582 1600<br />
183 317 725 2000<br />
200 383 900<br />
217 425 1050<br />
Tabelle 5: Messfrequenzen für Rundsteuersignal-Empfindlichkeit.<br />
21.08.2009 - 49 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Die Frequenzen in Tabelle 5 sind eine Auswahl der meist verwendeten<br />
Rundsteuersignale im mitteleuropäischen Raum. Für jeden Wechselrichter werden<br />
drei Messreihen bei unterschiedlichen Netzspannungen, z.B. 218.5 V (U ACn * 0.95),<br />
230 V und 241.5 V (U ACn * 1.05) durchgeführt. Wechselrichter müssen die<br />
Rundsteuersignal-Pegel gemäss Abbildung 2-48 ohne gravierende Ausfälle<br />
aushalten. Es ist höchstens ein kurzer Betriebsunterbruch mit automatischem<br />
Neustart zulässig, jedoch kein Unterbruch mit Hardwaredefekt oder notwendigem<br />
manuellem Neustart. Im normalen Betriebsfall werden die Pegel gemäss Abbildung<br />
2-48 nicht erreicht. In der Praxis entsprechen die RSS-Pegel ungefähr 3% des<br />
Netzspannungspegels.<br />
Messparameter<br />
DC-Seite: U DC : 560 V<br />
I DC<br />
: 23.5 A<br />
AC-Seite: AC-Leistung : 12 kW<br />
100<br />
Grenzwerte für Rundsteuersignale nach EN 50160<br />
Grenzkurve nach EN 50160<br />
Grenzkurve in der Praxis<br />
U RSS [V eff ]<br />
10<br />
1<br />
0.1 1 10<br />
f [kHz]<br />
Abbildung 2-48 Grenzwerte für Rundsteuersignale<br />
Bemerkung: Auf Grund der vorhandenen Infrastruktur im PV-Labor konnten die<br />
Messungen nicht bei Nennleistung (100’000 W) durchgeführt werden. Sie wurden bei<br />
einer reduzierten Testleistung von 12 kW durchgeführt.<br />
- 50 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Messergebnisse<br />
100<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: RSS-Empfindlichkeit bei 218.5 V AC<br />
URSS [Veff]<br />
10<br />
1<br />
Grenzkurve nach EN 50160<br />
Grenzkurve in der Praxis<br />
Höchste Testspannung bei 218.5V AC<br />
Ausschalten bei 218.5V AC<br />
0.1 1 10<br />
f [kHz]<br />
Abbildung 2-49 RSS-Empfindlichkeit bei einer Netzspannung von 218.5 V<br />
100<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: RSS-Empfindlichkeit bei 230 V AC<br />
URSS [Veff]<br />
10<br />
1<br />
Grenzkurve nach EN 50160<br />
Grenzkurve in der Praxis<br />
Höchste Testspannung bei 230V AC<br />
Ausschalten bei 230V AC<br />
0.1 1 10<br />
f [kHz]<br />
Abbildung 2-50 RSS-Empfindlichkeit bei einer Netzspannung von 230 V<br />
21.08.2009 - 51 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
100<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>: RSS-Empfindlichkeit bei 241.5 V AC<br />
URSS [Veff]<br />
10<br />
1<br />
Grenzkurve nach EN 50160<br />
Grenzkurve in der Praxis<br />
Höchste Testspannung bei 241.5V AC<br />
Ausschalten bei 241.5V AC<br />
0.1 1 10<br />
f [kHz]<br />
Abbildung 2-51 RSS-Empfindlichkeit bei einer Netzspannung von 241.5 V<br />
Diskussion<br />
Bei kleinen Leistungen ist der Wechselrichter Rundsteuersignalen gegenüber praktisch<br />
unempfindlich. Das Inverter-Verhalten bei Nennleistung konnte aufgrund der<br />
vorhandenen PV-Labor Infrastruktur nicht überprüft werden.<br />
Nach einer allfälligen Abschaltung startet der WR automatisch auf und arbeitet nach<br />
kurzer Zeit wieder im MPP. Der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> nimmt durch die Rundsteuersignale<br />
keinen Schaden.<br />
- 52 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.18 Selbstlauftest (Erkennung eines Inselbetriebs)<br />
2.18.1 Messbeschreibung Selbstlauftest<br />
Messaufbau<br />
Für den Selbstlauftest werden folgende Messgeräte und Betriebsmittel verwendet:<br />
• Solargenerator-Simulator, 100 kW, 810 V, 156 A<br />
• Selbstlauftestgerät mit integriertem variablem L resp. C (Eigenbau BFH-TI)<br />
• Leistungsmessgeräte WT3000, PM3000A oder PM3300<br />
• Variable Widerstände, 400V rms / 38A<br />
• Speicher-Oszilloskop LT224 von LeCroy<br />
• LEM-Stromwandler CT50-T<br />
• 12 kvar-Schwingkreis (Eigenbau)<br />
• Diverse Labormesskabel<br />
• Prüfobjekt (Wechselrichter)<br />
Oszilloskop<br />
CH1 CH3<br />
CH2 CH4<br />
Stromwandler<br />
SolGen-<br />
Simulator<br />
Wechselrichter<br />
Selbstlauftest-Box<br />
S1<br />
+1V<br />
Netz<br />
230 V / 50 Hz<br />
LEM<br />
+<br />
=<br />
_<br />
L3 L2<br />
∼<br />
L1<br />
N<br />
LEM<br />
LEM<br />
R L C<br />
LEM<br />
L1<br />
L2<br />
L3<br />
N<br />
Ext<br />
I DC<br />
[A]<br />
Hi Lo<br />
U DC<br />
[V]<br />
CH3<br />
WT3000<br />
Lo Hi Ext<br />
U AC<br />
[V] I AC<br />
[A]<br />
CH1<br />
12 kVar Schwingkreis<br />
LEM<br />
L1<br />
LEM<br />
L<br />
C<br />
N<br />
WT3000<br />
Lo Hi<br />
U AC<br />
[V]<br />
Ext<br />
I AC<br />
[A]<br />
CH2<br />
Lo Hi<br />
U AC<br />
[V]<br />
Hi Lo<br />
I AC<br />
[A]<br />
CH3<br />
Lo Hi<br />
U AC<br />
[V]<br />
Ext<br />
I AC<br />
[A]<br />
CH1<br />
Abbildung 2-52 Messaufbau für die Erkennung eines Inselbetriebs (Schwingkreistest), 1-phasig<br />
Der Messaufbau erfolgt gemäss Abbildung 2-52. Zuerst werden der 12 kvar-<br />
Schwingkreis und das Anpassnetzwerk im Selbstlauftestgerät eingestellt. Die<br />
Variation der Parameter L und C erfolgt in den Hilfsgeräten mittels Variacs. Die<br />
Blindleistung im Schwingkreis muss dabei so eingestellt werden, dass sie doppelt so<br />
gross ist, wie die aktuelle WR-Leistung (VDE: Gütefaktor Q = 2; IEC: Gütefaktor<br />
Q = 1) Es ist darauf zu achten, dass kapazitiver und induktiver Blindstrom im<br />
Schwingkreis möglichst gleich gross sind (kann mittels Differenzstrom-Ampèremeter<br />
am Schwingkreis überprüft werden). Mit dem Anpassnetzwerk R (extern), L und C<br />
des Selbstlauftestgerätes werden nun Wirk- und Blindleistung so abgestimmt, dass<br />
die Übergabeleistung ins Netz (speziell die der 50 Hz-Komponenten) praktisch null<br />
21.08.2009 - 53 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
wird (Wirkleistung P Netz < 3% der aktuellen WR-Leistung). Mit L oder C (nicht beide<br />
gleichzeitig!) im Selbstlauftestgerät kann mittels Drehknopf die Blindleistungsabgabe<br />
(selektiv bei 50 Hz; Messung mit WT3000) minimiert werden. Ist die bestmögliche<br />
Anpassung erreicht, kann mit der eigentlichen Messung begonnen werden.<br />
Messablauf<br />
Unmittelbar vor der Messung sind die Blindleistung im Schwingkreis und die Übergabe<br />
(bzw. der Bezug) der Wirkleistung ins (bzw. vom) Verbundnetz festzuhalten.<br />
Auch die Netzspannung und die Netzfrequenz müssen überprüft und (gegebenenfalls)<br />
notiert werden (zulässige Werte: U = U nenn ± 3%; f = f nenn ± 0.1 Hz). Wenn alle<br />
diese Bedingungen erfüllt sind, wird mit Hilfe des Schalters S1 der Testaufbau vom<br />
Verbundnetz getrennt. Der Wechselrichter muss diesen Netzunterbruch erkennen<br />
und gemäss VDE0126-1-1 innerhalb von 5 s (IEC: 2 s) ausschalten.<br />
Nach jedem erfolgreichen Test ist ein Parameter (L oder C) des Schwingkreises um<br />
ca. 1% im Gesamtbereich von ca. ±5% zu verändern. Bei der PV-Labor-Infrastruktur<br />
geschieht dies am einfachsten durch Verändern der Feinabstimmung (L oder C im<br />
Selbstlauftestgerät) mittels Drehknopf. Für diesen Test ist es dabei genügend genau,<br />
wenn mittels Feinabstimmung die Blindleistung, bezogen auf die Blindleistung im<br />
12 kvar-Schwingkreis um 1% verändert wird. Ins Netz eingespeiste Leistungen<br />
werden dabei mit einem positiven, vom Netz bezogene Leistungen mit einem<br />
negativen Vorzeichen behandelt.<br />
Bsp: Im Schwingkreis wird eine Blindleistung von 10 kvar umgesetzt. Gegenüber<br />
dem abgeglichenen Zustand muss nun C oder L so verändert werden, dass neu eine<br />
Blindleistung von 100 var (also 1% von 10 kvar) ins Netz gespeist, resp. vom Netz<br />
bezogen wird.<br />
Der Test ist bei P = 25%, 50% und 100% der WR-Nennleistung durchzuführen.<br />
Zur Prüfung einer dreiphasigen Schaltstelle wird der Reihe nach eine Prüfschaltung<br />
nach Abbildung 2-52 an jeweils einen der Aussenleiter angeschlossen. Die anderen<br />
beiden Aussenleiter werden jeweils direkt mit dem Netz verbunden. Die Ausschaltungen<br />
müssen jeweils innerhalb von 5 s nach dem Öffnen von S1 erfolgen.<br />
Bemerkung 1: Aus Sicht des PV-Labors ist es zweckmässig und genügend genau,<br />
wenn anstelle von L oder C direkt die Blindleistung im Bereich ±5% verstellt wird.<br />
Diese Grösse ist wesentlich einfacher messbar und durch die Beziehung<br />
Q C = U C 2 • ω • C (resp. Q L = U L 2 / (ω • L) ist der entstehende Fehler bei so geringen<br />
Variationen noch relativ klein. Hinzu kommt, dass die Norm nicht exakte, sondern nur<br />
ungefähre Werte für die Verstimmung vorgibt.<br />
Bemerkung 2: Auf Grund der vorhandenen Infrastruktur im PV-Labor konnten die<br />
Schwingkreistests nur bei 0.25*P n des Wechselrichters durchgeführt werden.<br />
- 54 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.18.2 Schwingkreistest bei P AC = 0.25*P ACn_WR<br />
Messung an Phase 1<br />
Datum : 28.05.2009<br />
Messgeräte:<br />
Oszilloskop<br />
: LeCroy LT224<br />
Netzoberschwingungsanalysator : WT3000<br />
Strommess-Sensoren<br />
: LEM-Stromwandler CT50-T<br />
Leistungsmessgerät<br />
: WT3000<br />
Selbstlauftestgerät<br />
: Eigenbau der BFH-TI Burgdorf<br />
Solargenerator-Simulator : Eigenbau BFH-TI Burgdorf, (100 kW, 810 V,<br />
156 A). Kennlinie: FF80%<br />
Messparameter:<br />
DC-Seite: U OC : 659 V<br />
I SC<br />
: 51 A<br />
AC-Seite: AC-Leistung am WR : 25 kW WT3300<br />
Q Schwingkreis : ≥ 8.3 kvar WT3000<br />
Netzspannung : 230 V ±3 V WT3000<br />
Netzfrequenz : 50 Hz ±0.05 Hz WT3000<br />
P Netz : < 50 W WT3000<br />
Q Netz : < I40I var WT3000<br />
P Netz und Q Netz sind die verbleibenden Wirk-, Blindleistungen der 50 Hz-Komponente,<br />
die ins Netz gespeist, bzw. vom Netz bezogen werden; unmittelbar vor dem<br />
Umschalten von S1, gemessen zwischen Selbstlauftestgerät und AC-Netz.<br />
Güte Q=1 (statt wie in VDE 126-1-1:2) wegen Leistungsgrenzen der vorhandenen<br />
Infrastruktur des PV-Labors.<br />
Messergebnise:<br />
Kanal 1<br />
Kanal 2<br />
Kanal 3<br />
Schaltimpuls<br />
Triggersignal<br />
10 V / Div, 100 ms / Div<br />
AC-seitige<br />
Wechselrichterspannung<br />
400 V / Div, 100 ms / Div<br />
AC-seitiger<br />
Wechselrichterstrom<br />
50 A / Div, 100 ms / Div<br />
Abbildung 2-53 Verhalten der Phase 1 bei Unterbruch der Netzverbindung bei<br />
unverstimmtem Schwingkreis bei einem Viertel Wechselrichter-Nennleistung<br />
(P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
Dauer des Inselbetriebs<br />
: ≈ 140 ms<br />
21.08.2009 - 55 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Tabelle 2-6 Ausschaltzeiten bei verstimmtem Schwingkreis bei einer P AC = 0.25*P ACn_WR<br />
Variation von Q B [%] +1% +2% +3% +4% +5%<br />
Dauer Inselbetrieb [ms] (zirka) 146 150 164 151 160<br />
Variation von Q B [%] -1% -2% -3% -4% -5%<br />
Dauer Inselbetrieb [ms] (zirka) 150 140 149 144 133<br />
Messung an Phase 2<br />
Datum : 29.05.2009<br />
Messgeräte:<br />
Oszilloskop<br />
: LeCroy LT224<br />
Netzoberschwingungsanalysator : WT3000<br />
Strommess-Sensoren<br />
: LEM-Stromwandler CT50-T<br />
Leistungsmessgerät<br />
: WT3000<br />
Selbstlauftestgerät<br />
: Eigenbau der BFH-TI Burgdorf<br />
Solargenerator-Simulator : Eigenbau BFH-TI Burgdorf, (100 kW, 810 V,<br />
156 A). Kennlinie: FF80%<br />
Messparameter:<br />
DC-Seite: U OC : 659 V<br />
I SC<br />
: 51 A<br />
AC-Seite: AC-Leistung am WR : 25 kW WT3300<br />
Q Schwingkreis : ≥ 8.3 kvar WT3000<br />
Netzspannung : 230 V ±3 V WT3000<br />
Netzfrequenz : 50 Hz ±0.05 Hz WT3000<br />
P Netz : < 50 W WT3000<br />
Q Netz : < I40I var WT3000<br />
P Netz und Q Netz sind die verbleibenden Wirk-, Blindleistungen der 50 Hz-Komponente,<br />
die ins Netz gespeist, bzw. vom Netz bezogen werden; unmittelbar vor dem<br />
Umschalten von S1, gemessen zwischen Selbstlauftestgerät und AC-Netz.<br />
Güte Q=1 (statt wie in VDE 126-1-1:2) wegen Leistungsgrenzen der vorhandenen<br />
Infrastruktur des PV-Labors.<br />
- 56 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Messergebnisse:<br />
Kanal 1<br />
Kanal 2<br />
Kanal 3<br />
Schaltimpuls<br />
Triggersignal<br />
5 V / Div, 1 s / Div<br />
AC-seitige<br />
Wechselrichterspannung<br />
400 V / Div, 1 s / Div<br />
AC-seitiger<br />
Wechselrichterstrom<br />
50 A / Div, 1 s / Div<br />
Abbildung 2-54 Verhalten der Phase 2 bei Unterbruch der Netzverbindung bei<br />
unverstimmtem Schwingkreis bei einem Viertel Wechselrichter-Nennleistung<br />
(P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
Dauer des Inselbetriebs<br />
: wird nicht unterbrochen<br />
Tabelle 2-7 Ausschaltzeiten bei verstimmtem Schwingkreis bei einer P AC = 0.25*P ACn_WR<br />
Variation von Q B [%] +1% +2% +3% +4% +5%<br />
Dauer Inselbetrieb [ms] (zirka)<br />
Kein Unterbruch<br />
Variation von Q B [%] -1% -2% -3% -4% -5%<br />
Dauer Inselbetrieb [ms] (zirka)<br />
Kein Unterbruch<br />
Kanal 1<br />
Kanal 2<br />
Kanal 3<br />
Schaltimpuls<br />
Triggersignal<br />
5 V / Div, 1s / Div<br />
AC-seitige<br />
Wechselrichterspannung<br />
400 V / Div, 1 s / Div<br />
AC-seitiger<br />
Wechselrichterstrom<br />
50 A / Div, 1 s / Div<br />
Kanal 4 Phasen-Strom<br />
20 A / DIV, 1 s / Div<br />
Abbildung 2-55<br />
Ausschaltverhalten der Phase 2 bei Unterbruch der Netzverbindung bei<br />
minimalverstimmtem Schwingkreis bei einem Viertel Wechselrichter-<br />
Nennleistung (P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
21.08.2009 - 57 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Minimal notwendige Einspeisewirkleistung, welche zur Ausschaltung des<br />
Wechselrichters führt.<br />
Eingespiesene Leistung P in Phase 2 : 1.9kW<br />
Dauer des Inselbetriebs : 2.1s<br />
Messung an Phase 3<br />
Datum : 02.06.2009<br />
Messgeräte:<br />
Oszilloskop<br />
: LeCroy LT224<br />
Netzoberschwingungsanalysator : WT3000<br />
Strommess-Sensoren<br />
: LEM-Stromwandler CT50-T<br />
Leistungsmessgerät<br />
: WT3000<br />
Selbstlauftestgerät<br />
: Eigenbau der BFH-TI Burgdorf<br />
Solargenerator-Simulator : Eigenbau BFH-TI Burgdorf, (100 kW, 810 V,<br />
156 A). Kennlinie: FF80%<br />
Messparameter:<br />
DC-Seite: U OC : 659 V<br />
I SC<br />
: 51 A<br />
AC-Seite: AC-Leistung am WR : 25 kW WT3300<br />
Q Schwingkreis : ≥ 8.3 kvar WT3000<br />
Netzspannung : 230 V ±3 V WT3000<br />
Netzfrequenz : 50 Hz ±0.05 Hz WT3000<br />
P Netz : < 50 W WT3000<br />
Q Netz : < I40I var WT3000<br />
P Netz und Q Netz sind die verbleibenden Wirk-, Blindleistungen der 50 Hz-Komponente,<br />
die ins Netz gespeist, bzw. vom Netz bezogen werden; unmittelbar vor dem<br />
Umschalten von S1, gemessen zwischen Selbstlauftestgerät und AC-Netz.<br />
Güte Q=1 (statt wie in VDE 126-1-1:2) wegen Leistungsgrenzen der vorhandenen<br />
Infrastruktur des PV-Labors.<br />
Messergebnisse Phase 3:<br />
Kanal 1<br />
Kanal 2<br />
Kanal 3<br />
Kanal 4<br />
Schaltimpuls<br />
Triggersignal<br />
5 V / Div, 1 s / Div<br />
AC-seitige<br />
Wechselrichterspannung<br />
400 V / Div, 1 s / Div<br />
AC-seitiger<br />
Wechselrichterstrom<br />
50 A / Div, 1 s / Div<br />
Phasen-Strom<br />
20 A / DIV, 1 s / Div<br />
Abbildung 2-56 Verhalten der Phase 3 bei Unterbruch der Netzverbindung bei<br />
unverstimmtem Schwingkreis bei einem Viertel Wechselrichter-Nennleistung<br />
(P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
- 58 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Dauer des Inselbetriebs<br />
: wird nicht unterbrochen<br />
Tabelle 2-8 Ausschaltzeiten bei verstimmtem Schwingkreis bei einer P AC = 0.25*P ACn_WR<br />
Variation von Q B [%] +1% +2% +3% +4% +5%<br />
Dauer Inselbetrieb [ms] (zirka)<br />
Kein Unterbruch<br />
Variation von Q B [%] -1% -2% -3% -4% -5%<br />
Dauer Inselbetrieb [ms] (zirka)<br />
Kein Unterbruch<br />
Kanal 1<br />
Kanal 2<br />
Kanal 3<br />
Schaltimpuls<br />
Triggersignal<br />
5 V / Div, 1s / Div<br />
AC-seitige<br />
Wechselrichterspannung<br />
400 V / Div, 1 s / Div<br />
AC-seitiger<br />
Wechselrichterstrom<br />
50 A / Div, 1 s / Div<br />
Kanal 4<br />
Phasen-Strom<br />
20 A / DIV, 1 s / Div<br />
Abbildung 2-57<br />
Ausschaltverhalten der Phase 3 bei Unterbruch der Netzverbindung bei<br />
minimalverstimmtem Schwingkreis bei einem Viertel Wechselrichter-<br />
Nennleistung (P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
Minimal notwendige Einspeisewirkleistung, welche zur Ausschaltung des<br />
Wechselrichters führt.<br />
Eingespiesene Leistung P in Phase 3 : 2.5 kW<br />
Dauer des Inselbetriebs<br />
: 1.6 s<br />
Diskussion<br />
Bei allen durchgeführten Messungen an der Phase 1 bei P AC = 0.25*P ACn des<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> wurde die Netzeinspeisung innerhalb der geforderten 2 Sekunden<br />
(nach IEC) gestoppt und der Wechselrichter schaltete sich aus. An Phase 2 und<br />
Phase 3 kann ein Selbstlauf des Wechselrichters bei kleinen Leistungen vorkommen.<br />
In diesem Punkt ist der <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> nicht VDE 0126-1-1 Normkonform. Gemäss<br />
Herstellerangaben ist er aber trotzdem VDEW konform.<br />
21.08.2009 - 59 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
2.19 Leerlaufabschaltung<br />
2.19.1 Messung auftretender Spannungstransienten bei<br />
Leerlaufabschaltung mit Nennlast<br />
Messaufbau<br />
Oszilloskop<br />
CH1<br />
CH2<br />
CH3<br />
CH4<br />
SI-9000<br />
Solargenerator-<br />
Simulator<br />
Wechselrichter<br />
DC<br />
L1<br />
PM3000<br />
I<br />
Selbstlauftestgerät<br />
S1<br />
+1V<br />
L1<br />
Netz<br />
U<br />
Z<br />
AC<br />
N<br />
N<br />
L2 L3 L3 L2<br />
Abbildung 2-58 Messschema zur Leerlaufabschaltung, 3-phasig<br />
Messablauf<br />
Für die Messung von Spannungstransienten bei Leerlaufabschaltung im Betrieb wird<br />
ein ähnlicher Testaufbau wie bei den Selbstlauftests verwendet, mit dem Unterschied<br />
dass Schwingkreis und Abgleichwiderstände hier nicht angeschlossen sind. Die<br />
Impedanz Z erhält in diesem Messaufbau den Wert ∞. Mit dem KO-Kanal 1 wird der<br />
Schaltzeitpunkt festgehalten. Neben dem Schaltimpuls werden der AC-seitige<br />
Wechselrichterstrom (KO-Kanal 3), die AC-seitige Wechselrichterspannung (KO-<br />
Kanal 2) gemessen.<br />
- 60 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Datum : 28.05.2009<br />
Messgeräte:<br />
Oszilloskop<br />
: LeCroy LT224<br />
Leistungsmessgerät<br />
: WT3000<br />
Selbstlauftestgerät<br />
: Eigenbau der BFH-TI Burgdorf<br />
Solargenerator-Simulator : Eigenbau BFH-TI Burgdorf, (100 kW, 810 V,<br />
156 A), Kennlinie: FF80%<br />
Messparameter:<br />
DC-Seite: U DC : 560 V<br />
I DC<br />
: 47 A<br />
AC-Seite: AC-Leistung : 25 kW<br />
Netzspannung : 228 V<br />
Messergebnis:<br />
Kanal 1<br />
Kanal 2<br />
Kanal 3<br />
Schaltimpuls des<br />
Selbstlauftestgerätes,<br />
10 V / Div, 50 ms / Div<br />
AC-seitige<br />
Wechselrichterspannung,<br />
400 V / Div, 50 ms / Div<br />
AC-seitiger<br />
Wechselrichterstrom,<br />
50 A / Div, 50 ms / Div<br />
Abbildung 2-59 Verhalten bei Leerlaufabschaltung<br />
Diskussion<br />
Bei einer Leerlaufabschaltung entstehen beim <strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong> während einer<br />
Periode maximale Spannungswerte von ca. ±550 V Peak . Insgesamt bleibt die<br />
Netzspannung am Wechselrichter nach der Leerlaufabschaltung noch ca. 200 ms<br />
bestehen, bevor sie gegen Null abflacht.<br />
21.08.2009 - 61 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
3 Abbildungsverzeichnis<br />
Abbildung<br />
Abbildung 2-1 Testablauf<br />
Abbildung 2-2 Messaufbau EasyTest<br />
Abbildung 2-3 Messaufbau EMV-<br />
Messung AC-Seite<br />
Abbildung 2-4 EMV-Verhalten auf der<br />
AC-Seite<br />
Abbildung 2-5 Messaufbau EMV-<br />
Messung DC-Seite<br />
Abbildung 2-6 EMV-Verhalten auf der<br />
DC-Seite nach EN55014<br />
Abbildung 2-7 Messaufbau zur<br />
Ermittlung der WR-Eingangsspannung<br />
bezüglich Erdpotential<br />
Abbildung 2-8 DC-Spannungen<br />
gegenüber Erdpotential<br />
Abbildung 2-9<br />
Umwandlungswirkungsgrad<br />
(Spannungsmodus UOC_fix)<br />
Abbildung 2-10 Umwandlungswirkungsgrad<br />
bei UMPP = 440 V, WR-<br />
Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-11 Umwandlungswirkungsgrad<br />
bei UMPP = 560 V, WR-<br />
Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-12 Umwandlungswirkungsgrad<br />
bei U MPP = 680 V, WR-<br />
Arbeitsspannung, MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-13 Trackingwirkungsgrade<br />
bei drei verschiedenen MPP-<br />
Spannungsbereichen<br />
Verzeichnis-Standort<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Zubehoer\<br />
Testablauf_29_03_05_aktuell.flo<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Zubehoer\ Messaufbau<br />
100kW-SolGenSim\<br />
Messaufbau_100kW-SolGenSim.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ EMV\<br />
100kW_Messaufbau_EMV_AC_3phasig<br />
_Zentral-WR_ohne<br />
Zusatzfilter_Testbericht.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ EMV\ Quasipeak-<br />
Komplettmessungen\ EMV_AC_20dB-<br />
Daempfung@Pac80kW_QP.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ EMV\<br />
100kW_Messaufbau_EMV_DC_3phasig<br />
_Zentral-WR_ohne<br />
Zusatzfilter_Testbericht.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ EMV\ Quasipeak-<br />
Komplettmessungen\ EMV_DC_20dB-<br />
Daempfung@Pac80_kW_QP.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Messung_gegen_PE\<br />
Messaufbau_DC_PE_3phasig_ohne_<br />
Power_Analyser.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Messung_gegen_PE\<br />
DC_PE\ PE_Udc_Bericht.bmp<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\ Uebersichten\<br />
Vergleich_440Vmpp_560Vmpp_<br />
680Vmpp_Spezial.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
440Vmpp_518Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
560Vmpp_659Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
680Vmpp_800Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\ Uebersichten\<br />
Vergleich_440Vmpp_560Vmpp_<br />
680Vmpp_Spezial.xls<br />
- 62 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Abbildung 2-14 Trackingwirkungsgrad<br />
bei U MPP = 440 V, WR-Arbeitsspannung,<br />
MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-15 Trackingwirkungsgrad<br />
bei U MPP = 560 V, WR-Arbeitsspannung,<br />
MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-16 Trackingwirkungsgrad<br />
bei U MPP = 680 V, WR-Arbeitsspannung,<br />
MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-17 Totale Wirkungsgrade<br />
bei drei verschiedenen MPP-<br />
Spannungen<br />
Abbildung 2-18 Totaler Wirkungsgrad bei<br />
U MPP = 440 V, WR-Arbeitsspannung,<br />
MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-19 Totaler Wirkungsgrad bei<br />
U MPP = 560 V, WR-Arbeitsspannung,<br />
MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-20 Totaler Wirkungsgrad bei<br />
U MPP = 680 V, WR-Arbeitsspannung,<br />
MPP-Spannung<br />
Abbildung 2-21 DC-Arbeitspunkte auf<br />
gemessener U-P-Kennlinie,<br />
U MPP = 440 V<br />
Abbildung 2-22 Trackingverhalten im<br />
Zeitdiagramm dargestellt<br />
Abbildung 2-23 DC-Arbeitspunkte auf<br />
gemessener U-P-Kennlinie,<br />
U MPP = 680 V, U DC ≈ U MPP<br />
Abbildung 2-24 Trackingverhalten bei<br />
Maximalleistung im Zeitdiagramm<br />
Abbildung 2-25 Oberschwingungsströme<br />
bei U MPP = 440 V<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
440Vmpp_518Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
560Vmpp_659Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
680Vmpp_800Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\ Uebersichten\<br />
Vergleich_440Vmpp_560Vmpp_680Vmp<br />
p_Spezial.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
440Vmpp_518Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
560Vmpp_659Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
680Vmpp_800Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\<br />
Einzelmessungen\<br />
440Vmpp_518Uocfix_FF80_Stufe3.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\<br />
Einzelmessungen\<br />
440Vmpp_518Uocfix_FF80_Stufe3.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\<br />
Einzelmessungen\<br />
680Vmpp_810Uocfix_FF80_Stufe3.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\<br />
Einzelmessungen\<br />
680Vmpp_810Uocfix_FF80_Stufe3.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
440Vmpp_518Uocfix_FF80.xls<br />
21.08.2009 - 63 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Abbildung 2-26 Oberschwingungsströme<br />
bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-27 Oberschwingungsströme<br />
bei U MPP = 680 V<br />
Abbildung 2-28 Test auf Schwankungen<br />
zwischen kleiner und mittlerer Leistung<br />
(10% und 50% von P n , mit<br />
nennenswerter U MPP -Variation).<br />
Abbildung 2-29 Test auf Schwankungen<br />
zwischen mittlerer und grosser Leistung<br />
(30% und 100% von P n , ohne<br />
nennenswerte U MPP -Variation)<br />
Abbildung 2-30 Zusammenstellung des<br />
dyn. MPPT-Wirkungsgrades bei<br />
U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-31 Dynamische Leistung bei<br />
U MPP = 560 V (zugehöriger<br />
Spannungsverlauf siehe Abbildung 2-32)<br />
Abbildung 2-32 Dynamische Spannung<br />
bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-33 DC-Arbeitspunkte der<br />
dynamischen Messung bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-34 Dynamische Leistung bei<br />
U MPP = 560 V (zugehöriger<br />
Spannungsverlauf siehe Abbildung 2-35)<br />
Abbildung 2-35 Dynamische Spannung<br />
bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-36 DC-Arbeitspunkte der<br />
dynamischen Messung bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-37 Dynamische Leistung bei<br />
UMPP = 560 V (zugehöriger<br />
Spannungsverlauf siehe Abbildung 2-38)<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
560Vmpp_659Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Statische_Messungen_Excel\ 23-<br />
Stufen_Uocfix\<br />
680Vmpp_800Uocfix_FF80.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
Messzeitendiagramm.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
Messzeitendiagramm.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
SM<strong>100C</strong>_Auswertung_dynTestmuster_m<br />
ittlereSchärfe.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_10_50Proz<br />
_Unterstufe09.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_10_50Proz<br />
_Unterstufe09.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_10_50Proz<br />
_Unterstufe09.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_10_50Proz<br />
_Unterstufe04.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_10_50Proz<br />
_Unterstufe04.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_10_50Proz<br />
_Unterstufe04.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_30_75Proz<br />
_Unterstufe04.xls<br />
- 64 - 21.08.2009
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Abbildung 2-38 Dynamische Spannung<br />
bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-39 DC-Arbeitspunkte der<br />
dynamischen Messung bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-40 Dynamische Leistung bei<br />
U MPP = 560 V (zugehöriger<br />
Spannungsverlauf siehe Abbildung 2-41)<br />
Abbildung 2-41 Dynamische Spannung<br />
bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-42 DC-Arbeitspunkte der<br />
dynamischen Messung bei U MPP = 560 V<br />
Abbildung 2-43 Messaufbau<br />
Netzfrequenzüberwachung<br />
Abbildung 2-44 Wechselrichterverhalten<br />
bei U AC = 230 V, ∆f = 1 Hz/s, 51.02 Hz<br />
Abbildung 2-45 Ergebnisse AC-<br />
Netzüberwachung<br />
Abbildung 2-46 Wechselrichterverhalten<br />
nach einem Spannungssprung auf U AC =<br />
255 V,<br />
Abbildung 2-47 Messaufbau für die RSS-<br />
Messung<br />
Abbildung 2-48 Grenzwerte für<br />
Rundsteuersignale<br />
Abbildung 2-49 RSS-Empfindlichkeit bei<br />
einer Netzspannung von 218.5 V<br />
Abbildung 2-50 RSS-Empfindlichkeit bei<br />
einer Netzspannung von 230 V<br />
Abbildung 2-51 RSS-Empfindlichkeit bei<br />
einer Netzspannung von 241.5 V<br />
Abbildung 2-52 Messaufbau für die<br />
Erkennung eines Inselbetriebs<br />
(Schwingkreistest), 1-phasig<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_30_75Proz<br />
_Unterstufe04.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_30_75Proz<br />
_Unterstufe04.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_30_75Proz<br />
_Unterstufe03_neu.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_30_75Proz<br />
_Unterstufe03_neu.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Dynamische_Messung_Excel\<br />
560Vmpp_659Uocvar_FF80_30_75Proz<br />
_Unterstufe03_neu.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Netzüberwachung\<br />
Bericht_Messaufbau_Netzfrequenzueber<br />
wachung_3phasig.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Netzüberwachung\Messdaten\ KO-<br />
Bilder\ 230V_f_high.png<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Netzüberwachung\Messdaten\<br />
Netzueberwachung.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Netzüberwachung\<br />
Spannungsüberwachung\<br />
Spn_Sprung_up.png<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ RSS_Empfindlichkeit\<br />
Messaufbau_RSS_AC-Quelle_3-<br />
phasige_Einspeisung.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ RSS_Empfindlichkeit\<br />
Messdaten_RSS-Empfindlichkeit_WR-<br />
NAME_mit_AC_Quelle.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ RSS_Empfindlichkeit\<br />
Messdaten_RSS-Empfindlichkeit_WR-<br />
NAME_mit_AC_Quelle.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ RSS_Empfindlichkeit\<br />
Messdaten_RSS-Empfindlichkeit_WR-<br />
NAME_mit_AC_Quelle.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ RSS_Empfindlichkeit\<br />
Messdaten_RSS-Empfindlichkeit_WR-<br />
NAME_mit_AC_Quelle.xls<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Selbstlauftest\<br />
Messaufbau_Schwinkreistest_1phasig_1<br />
0_06_2009.dsf<br />
21.08.2009 - 65 -
Berner Fachhochschule, TI, Fachbereich EKT, <strong>Photovoltaik</strong>labor, CH-3400 Burgdorf<br />
Abbildung 2-53 Verhalten der Phase 1<br />
bei Unterbruch der Netzverbindung bei<br />
unverstimmtem Schwingkreis bei einem<br />
Viertel Wechselrichter-Nennleistung<br />
(P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
Abbildung 2-54 Verhalten der Phase 2<br />
bei Unterbruch der Netzverbindung bei<br />
unverstimmtem Schwingkreis bei einem<br />
Viertel Wechselrichter-Nennleistung<br />
(P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
Abbildung 2-55 Ausschaltverhalten der<br />
Phase 2 bei Unterbruch der<br />
Netzverbindung bei minimalverstimmtem<br />
Schwingkreis bei einem Viertel<br />
Wechselrichter-Nennleistung<br />
(P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
Abbildung 2-56 Verhalten der Phase 3<br />
bei Unterbruch der Netzverbindung bei<br />
unverstimmtem Schwingkreis bei einem<br />
Viertel Wechselrichter-Nennleistung<br />
(P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
Abbildung 2-57 Ausschaltverhalten der<br />
Phase 3 bei Unterbruch der<br />
Netzverbindung bei minimalverstimmtem<br />
Schwingkreis bei einem Viertel<br />
Wechselrichter-Nennleistung<br />
(P AC = 0.25*P ACn_WR )<br />
Abbildung 2-58 Messschema zur<br />
Leerlaufabschaltung, 3-phasig<br />
Abbildung 2-59 Verhalten bei<br />
Leerlaufabschaltung<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Selbstlauftest\<br />
Schwingkreis_KO-Aufnahmen\ Phase_1\<br />
D004_Abschaltung_<br />
Schwingkreistest.png<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Selbstlauftest\<br />
Schwingkreis_KO-Aufnahmen\ Phase_2\<br />
D035.bmp<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Selbstlauftest\<br />
Schwingkreis_KO-Aufnahmen\ Phase_2\<br />
Dik2D008.bmp<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Selbstlauftest\<br />
Schwingkreis_KO-Aufnahmen\ Phase_3\<br />
D001.bmp<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\ Selbstlauftest\<br />
Schwingkreis_KO-Aufnahmen\ Phase_3\<br />
D008.bmp<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Leerlaufabschaltung_0.25Nennlast\<br />
Messaufbau_Leerlaufabschaltung_3phas<br />
ig.dsf<br />
<strong>SolarMax</strong> <strong>100C</strong>\<br />
Leerlaufabschaltung_0.25Nennlast\<br />
Leerlaufabschaltung_PAC25kW.png<br />
- 66 - 21.08.2009