Messung des Isolationswiderstandes an Photovoltaikanlagen

In einem etwas älteren Artikel hatte ich schon mal über Isolationsfehler an Photovoltaikanlagen geschrieben. Dort wurde in das Thema jedoch erstmal allgemein eingeführt. In diesem Artikel soll es nun darum gehen, wie man mit sogenannten ISO Fehlern in der Praxis umgeht und wie man diese möglichst rasch findet.

Isolationsfehler oder kurz ISO-Fehler zählen – neben abgelösten Zellverbindern – sicherlich zu den häufigsten Fehlern, die an Photovoltaikanlagen auftreten. Es handelt sich hierbei meist um schleichende Fehler, die sich irgendwann in aller Regel dadurch bemerkbar machen, dass einzelne Wechselrichter einer größeren PV-Anlage morgens später einschalten als andere.  Die Isolationswerte von Solarmodulen hängen sehr stark davon ab, ob die Module trocken oder feucht sind. Ist der Isolationswiderstand ohnehin schon sehr niedrig, wird er insbesondere an feuchten Tagen unter den zulässigen Grenzwert von 1MOhm rutschen (bei einer Systemspannung von 1000V). Da der Wechselrichter immer morgens vor dem Zuschalten eine Isolationsprüfung durchführt, wird dieser Fehler insbesondere dann festgestellt, wenn sich auf den Modulen noch der morgendliche Tau befindet.

Das Bild zeigt wie ein ISO Fehler am Überwachungsportal entdeckt werden kann.
Das Bild zeigt, wie ein ISO Fehler am Überwachungsportal entdeckt werden kann.

Wenn der ISO Wert ständig zu niedrig ist (<1MOhm)
Neben dem  ohmschen Isolationswiderstand gibt es auch noch eine parasitäre Kapazität aller Solarzellen eines Modulstranges gegen Erde, also gegen das Potenzial der Unterkonstruktion. Warum erwähne ich das?  Nun, die Messung des Isolationswiderstandes erfolgt durch die Wechselrichter für einen definierten Zeitraum, der sich ähnlich wie beim Benning PV-1-1, einem in der PV-Branche weit verbreiteten Messgerät, irgendwo im Bereich von einer Sekunde bewegt. Das heißt es wird zunächst der Solargenerator kurzgeschlossen und dann wird eine Prüfspannung von 1000V (oder -1000V wie beim Benning PV-1-1) auf den Kurzschlusspunkt gegen Erde angelegt. Anschließend wird der Strom gemessen und mit Hilfe des Ohmschen Gesetzes R=U/I der Isolationswiderstand bestimmt. Soweit die Theorie. Was passiert nun, wenn es parallel zum Isolationswiderstand noch eine “parasitäre” Kapazität, also einen Kondensator gegen Erde gibt ? Dieser Kondensator muss durch das Messgerät zunächst aufgeladen werden und je nach Innenwiderstand des Messgerätes und Größe des parasitären Kondensators, kann das schon mal einen kleinen Moment dauern.

Das Schaltbild zeigt die über den Modulstrang verteilten Isolationswiderstände und die parallelen parasitären Kapazitäten gegen Erde
Das Schaltbild zeigt die über den Modulstrang verteilten Isolationswiderstände und die parallelen parasitären Kapazitäten gegen Erde

Wenn die Dauer der Aufladung der Kapazität nicht mindestens um den Faktor 10 kürzer ist als die Messdauer der ISO Prüfung, kann das Messergebnis dadurch verfälscht werden. In Frankreich ist es zum Beispiel üblich, jeden Modulrahmen noch einmal extra zu erden. Liegt die Anlage zudem auch noch auf einem Blechdach, so kann die parasitäre Kapazität so groß werden, dass man stets bei der ISO-Prüfung mit einem Benning PV-1-1 unter 1MOhm misst.

In Frankreich ist es üblich die Modulrahmen zu erden
In Frankreich ist es üblich, die Modulrahmen zu erden

Kontrolliert man die Messung anschließend mit einem anderen ISO Messgerät, z.B. einem Keysight U1461A, bei dem man die Prüfspannung über einen längeren Zeitraum anlegen kann, so stellt man fest, dass die Werte doch im zulässigen Bereich, deutlich über 1MOhm liegen. Durch das längere Drücken der Prüftaste wird zunächst der parasitäre Kondensator geladen und dann erst eine ISO Messung durchgeführt. Bei Dünnschichtmodulen, bei denen eine Metallfolie in die Rückseite einlaminiert wurde, haben wir schon ähnliche Feststellungen gemacht. Es gilt also die Regel: Nicht immer, wenn der ISO Wert zu niedrig gemessen wird, ist er also auch real zu niedrig. Manchmal ist das gewählte Messverfahren daran schuld. Oft hat der Installateur dann auch schon an den Einstellungen des Wechselrichters rumgefummelt, da dieser auch ständig “falsche” ISO Fehler diagnostiziert hat. Bei Standardmodulen sollte das allerdings normalerweise nicht passieren.

Wenn der ISO Wert ständig zu groß ist. (über 199MOhm beim Benning PV-1-1)
Typische Werte für den ISO Widerstand eines Modulstranges liegen so zwischen 60MOhm und  200MOhm. Bei Schrägdachanlagen eher etwas niedriger, bei Flachdachanlagen auch mal etwas höher. Misst man bei der Überprüfung der Modulstränge nach DIN EN62446 allerdings bei jedem Strang >199MOhm ist Misstrauen angesagt. Dies ist z.B. beim Benning PV-1-1 nämlich der Maximalwert, den man auch angezeigt bekommt, wenn man die Erdung überhaupt nicht am Messgerät angeschlossen hat. Daher sollte man es sich bei jeder ISO-Messung zur Gewohnheit machen, zunächst zu überprüfen, ob der Punkt den man als Erde ausgewählt hat auch tatsächlich mit der Unterkonstruktion des Solargenerators verbunden ist.
Nur wenn das der Fall ist, kann eine ISO Messung überhaupt sinnvoll durchgeführt werden. Auch hierfür hält das Benning PV-1-1 eine Prüffunktion bereit, die mit Rpe gekennzeichnet ist. Man schließt zunächst beide Kontakte kurz und kalibriert das Gerät, um nicht den Widerstand der Messleitung mit zu messen. Dann misst man den Ohmschen Widerstand zwischen dem Erdungspunkt (meist an der Wechselrichterstation) und an der Unterkonstruktion des Solargenerators. Dieser sollte unter 1 Ohm liegen. Nur so ist sichergestellt, dass man später auch plausible ISO Werte messen kann.

Mit der Durchgangsprüfung kann man sicherstellen, das der für die Messung benutzte Erdungspunkt auch mit der Unterkonstruktion des Solargenerators verbunden ist.
Mit der Durchgangsprüfung kann man sicherstellen, dass der für die Messung benutzte Erdungspunkt auch mit der Unterkonstruktion des Solargenerators verbunden ist. (Quelle: Benning Handbuch, Remy Wedig, PV-Control)

Welches ISO Messgerät für welche Anwendung ?
Um einfach mal schnell alle ISO Werte aller Modulstränge einer Anlage zu checken, nutzen wir meistens das Benning PV-1-1 (wir machen hier keine Werbung für das Gerät und mit einem HT kann man das sicher auch machen. Das Benning PV-1-1 stammt übrigens im Original von Seaward).

Das Bild zeigt zwei Messgeräte vom Typ Benning PV-1
Wir machen ISO Messungen typischerweise mit 2 Benning PV-1-1. Gerät 1 verbleibt als Referenz in Strang 1 und Gerät 2 wandert durch alle Modulstränge…

Für die Fehlersuche ist es oft nötig, die Prüfspannung für einen längeren Zeitraum anzulegen. Dafür ist das Benning nicht geeignet. Hier bietet sich ein Standard Isolationsmessgerät aus der Elektroinstallation an, z.B. das Fluke 1654. Das Kurzschließen des Solargenerators muss man dann jedoch mit einem DC Schalter manuell erledigen und darauf achten, dass dieser auch die volle Leerlaufspannung und den vollen Kurzschlussstrom des gemessenen Solargeneratorstranges schalten kann. Das dauert länger als beim Benning, das das Kurzschließen automatisch erledigt.

Typische Isolationsmessung in der Praxis
Typische Isolationsmessung in der Praxis: Es sollten immer zunächst alle Modulstränge vom Wechselrichter getrennt werden.

Bei der Messung von Einzelmodulen muss man ISO-Werte bis in den GigaOhm Bereich hinein messen können.  Dafür nutzen wir ein Keysight UF1461A.

Wie sieht ein typischer Messablauf aus ?
das nachfolgende Oszillogramm zeigt einen typischen Messablauf einer Isolationsmessung mit einem Benning PV-1-1. Die Messung läuft in folgenden Phasen ab:

  • Zunächst wird die Leerlaufspannung des Modulstranges und deren Polarität gemessen
  • Dann wird der Solargenerator kurzgeschlossen.
  • Dann wird die eigentliche ISO Messung durchgeführt (für einen Zeitraum von ca. 0,8s)
  • Dann wird der Kurzschluss wieder aufgelöst und die Messergebnisse werden angezeigt
Das Oszillogramm zeigt den vollständigen Prüfablauf einer ISO Prüfung mit dem Benning PV-1-1
Das Oszillogramm zeigt den vollständigen Prüfablauf einer ISO Prüfung mit dem Benning PV-1-1 (Quelle: Remy Wedig, PV-Control)

Soweit wäre damit zunächst mal der Vorgang der Isolationsmessung, wie er in der DIN EN 62446 gefordert wird, erklärt. Im nächsten Durchgang kommt dann der kniffligere Teil. Was macht man, wenn das Messgerät einen zu niedrigen Isolationswert anzeigt. Es wird dabei der Frage nachgegangen, wie ein typischer Isolationsfehler aussieht, wie man ihn im Modulstrang oder auf dem Kabel lokalisieren kann und welche Tipps man den Installateuren mit auf den Weg geben sollte, damit es gar nicht erst zu ISO Fehlern kommt.

Kommentare

  1. Hallo, ich habe gerade mit großem Interesse Ihren Artikel gelesen und frage mich jetzt ob man nicht auch den Ableitstrom direkt mit einem Zangenamperemeter wie z.b. Ht 79 messen kann, natürlich wenn die Anlage arbeitet und nur zur Fehlersuche da hierbei nichts abgeklemmt werden muss?
    Mit freundlichen Grüßen
    Matthias Warrilow

  2. Hallo Hr. Diehl,

    wir messen in unseren Anlagen grundsätzlich die Strings aus um dann diejenigen herauszufiltern, welche unter 1MOhm sind. Aber auch unter 20 Mohm wird schon im Computersystem archiviert und als Wackelkandidat betrachtet. Die werden dann Modulweise durchgesehen, um das eine oder auch mal 3 Module zu finden, welche den Stringwert herunterzieht. Das hilft dann fürs Erste. Da wir in den GAK 16 Strings haben ist natürlich gleich ein Vergleich möglich, um zu sehen, wo sich der Wert grundsätzlich einpegeln sollte.
    Nässe ist immer von Nachteil und wir gehen dazu über, diese Messungen dann wegzulassen. Es ist schlichtweg keine klare Aussage möglich. Haben schon gemessen im Sonnenschein und Sekunde später Platzregen. Interessant wie der Weert dann reagiert.
    Selbst neue Module sind da in Bereichen wo wir keine klare Wertung vornehmen können. Es benötigt schon einige Erfahrung und täglicher Umgang. Dies am Besten über das ganze Jahr, um Werte ordentlich beurteilen zu können. Die Witterung ist ein sehr großer Einfluss.
    Der Übergang vom Modul zum Gestell ist leider ein wackeliger Kandidat. Wir messen die Erde am Erdungsseil was zw. den Gestellen befestigt ist. Aber der Alurahmen hat halt auch, je nach Witterung , einen anderen Kontakt zum Gestell. Zumal wenn auf Stahlgestell zwischen dem Alurahmen und dem Stahl noch EPDM Dichtungen befestigt sind oder schwarze Farbe (was auch immer da verwendet wurde) . Da ist der Kontakt mehr oder weniger gut.
    Es sind halt viele Dinge die man da beachten muss.
    Das 199 Mohm Ergebnis ist bei uns mittlerweile durch. Da weiß man spätestens beim beim dritten Mal, dass es definitv keine Masseverbindung hat. : )
    Durch die Rückseitenproblematik und den folgenden kapitalen Fehlern in der Folie, welche meist innerhalb von einem halben Jahr ins Endstadium treten ( Durchbrennen der Folien), wird die Thematik immer relevanter. Die Risse führen ja zu Feuchteeintrag. Wir messen im Accord und tauschen permanent. Dazu kommen Umlattungen von Strings um genügend Reservemodule zu haben und um andere, neue Module als komplette neue Strings zu verbauen. Der Generator soll ja seine max. leistung behalten.
    Wenn man dann noch Einschubgestelle hat, wird es schon eng, wenn die Maße der neuen Module nicht mehr passen. Die Situation ist echt nicht schön und die Prüfer kommen kaum noch nach. Die Lieferung von neuen Modulen als Schadensersatz steht dazumal noch komplett in den Sternen.
    Da ist das interessante Problem der Kondensatoraufladung beim Messen im Endeffekt für uns leider nicht so sehr wichtig. Wir lassen grundsätzlich drin was geht, aber wie Sie sagten, irgendwann streikt der WR. Das Bendergerät ist da weniger flexibel.

  3. Hallo Matthias,

    eine sehr tolle Erklärung der Riso-Messung bei PV-Anlagen, und ich bin schon gespannt auf den zweiten Teil.

    Vielleicht könntest Du noch ergänzend die Messung mit einem DC-Kurzschlussschalter veranschaulichen.
    Nach meiner Erfahrung sorgt dies auch für mehr Verständnis bei der Funktionsweise der PV-Installationstester von z.B. PV1 oder HT Instruments. Zahlreiche Installateure kennen diesen Schalter und seine Funktionsweise nicht. Anstatt bei der Einzelmodulmessung ein Riso-Tester im GOhm-Bereich einzusetzen, setze ich lieber einen Kurzschlussschalter und einen Standart Riso-Tester nach DIN VDE 0413-2 ein und führe eine Prüfung des Moduls im Wasserbad durch (VDE 0126-31, Kap. 11.15). Auch ist der Kurzschlussschalter bei der Fehlersuche im Strang sehr hilfreich insbesondere, wenn dann der PV-Generator gezielt benässt wird um die Fehlerstelle zu lokalisieren (VDE 0126-23-1, Kap. 8.3.2).

  4. Hallo Herr Diehl,

    einen Hinweis hätte ich noch bzgl. der Grenzwerte:
    Da man bei großen Anlagen mit dem nach Norm für Module festgesetzten Grenzwert von 40 MOhm/m² schon bei 40m² Generatorfläche theoretisch an die 1 MOhm kommt, gibt es wohl die Möglichkeit den einzuhaltenden Mindest-Isolationswiderstand alternativ zu berechnen. Details dazu findet man hier:
    https://files.sma.de/downloads/Riso-UDE104521.pdf
    und hier:
    https://www.sma.de/fileadmin/content/global/Press/Documents/Media_Center/Vortr%C3%A4ge/PV-Symp_2013_SMA_Falk_Isolationswiderstand.pdf
    Informationen.

    Im Grunde lautet die Formel:
    R_iso = 2000 kOhm / P_DC
    mit der weiteren Forderung R_iso >= 200 kOhm

    Wir haben aktuell einen Fehlerfall, welcher sich genau so darstellt. Das Modul erreicht den Normwert (gerade so), aber die Summe der Module ergibt im schlechtesten Fall einen R_iso von <150 kOhm. Wir werden jetzt nochmal an den Modulhersteller herantreten, es bleibt abzuwarten, was dabei heraus kommt.

    Beste Grüße und vielen Dank für das Teilen Ihres Fachwissens
    Christian Dorst

  5. Für alle die sich die Finger wund Messen um Fehlerhafte Module zu erkennen.

    Bei meiner Anlage haben erst ein, dann mehrere Wechselrichter Riso-Meldungen gemacht nach etwas Recherche bin ich auf das Materialproblem der Rückseitenfolie gestoßen. Da ich nicht eingesehen habe bei einem Herstellerfehler die Anlage aus 127-Modulen teilweise zu demontieren habe ich nach einem anderen Nachweis gesucht der den Fehler zeigt. Und siehe da, mit hilfe einer Taschenlampe, als Hintergrundbeleuchtung und Fotoapparat, konnte ich die Mikrorisse in der Rückseitenfolie sichtbar machen. Der Hersteller hat mir anhand der Seriennummern die potentiell beroffenen Module genannt und von 15% der betroffenen Module einen Nachweiß verlangt. Wobei hier die Bilder der Mikrorisse und Seriennummern ausgereicht haben. Das problem ist ja auch der zusätzliche Aufwand für komlizierte Prüfungen muss der Kunde tragen.
    Für die Fehlersuch musste kein PV-Generator abgeschalt oder demontiert werden. Keine gefahr von Lichtbögen und offenen Kontakten.
    Bei Verbindungsproblenen und Kabeldefekten sieht das natürlich anderst aus, aber hier bietet sich ja auch meist ein anderes Fehlerbild.

    Gruß Ulfilas

  6. im Sunny Portal prof. gibt es eine Detailanalye und in dieser kann man den Isolationswiderstand anzeigen lassen.
    Die angezeigten Werte erscheinen mir allerdings zweifelhaft: fast jeden Tag erhalte ich einen anderen Wert, der sich jedoch über den Tag nicht ändert und der immer über 1 MOhm liegt.
    Gibt es dazu eine Erklärung?
    40 Module IBC_MonoSol_255_EX
    SMA Wechselrichter STP 9000TL-20
    Sunny Home Manager 1
    Sunny Portal professional

    1. Hallo Herr Loch,
      der Isolationswert ist sehr stark davon abhängig, ob die Module feucht oder trocken sind, bzw. ob es Tau auf den Glasflächen gibt. Ein stark schwankender ISO-Wert ist daher normal. Lediglich wenn er über die Jahre tendenziell immer kleiner wird, sollte man wachsam werden. Dann scheint es eine Veränderung im Modulfeld zu geben.
      Matthias Diehl

      1. Hallo Herr Diehl,
        mein zuerst aus “akademischem” Interesse durchgeführte hat jetzt 1 1/2 Jahre später in einem Ausfall des WR mit der Anzeige Isolationsfehler geendet. Nach einigem Hin und Her bin ich zum Ergebnis gekommen, dass der Fehler vom WR selbst veruracht ist, d.h. er ist defekt. Messung der Spannung vom Pluspol und Minuspol beider Strings gegen PE ergaben fast Null Volt. Dazu benötigt man auch kein teures Isolationsmessgerät wie von Benning. Ausserdem gibt es neuerdings auch von Voltcraft das Isolationsmessgerät ET-200 mit einer Prüfspannung bis 1000V für 198,– EUR.
        Mir könnte jetzt nur noch ein Schaltplan bei der Reparatur helfen, der nicht veröffentlicht ist und wird. Ohne gibts nur noch einen Tausch durch ein neues Gerät.
        Leider!
        Gerd Loch

  7. Hallo Herr Diehl, wir haben immer wieder Probleme mit Isolationsfehlern, man empfiehlt mir das Benning PV1-Meßgerät, allerdings bekomme ich von Benning bzw. den Großhandel keine Unterstützung, was die Vororteinweisung anbelangt. Bisher haben wir uns mit einem Kurbeldoktor beholfen und meißtens die Schwachstelle gefunden. Jetzt möchte ich mir ein Gerät zulegen, das nicht immer einen zweiten Mann erfordert, um die Fehlersuche zu beschleunigen. Ich habe Ihre hilfreichen Kommentare gelesen und bin mir mit dem PV1-Gerät nicht mehr sicher. Was raten Sue mir an. Gruß, Brandt Roland

  8. Hallo Herr Diehl,
    Bin selbst gelernte Elektrofachkraft, allerdings nur im privaten Bereich bisher mit PV Anlagen Installation in Berührung gekommen. Nun ist es bei einer meiner Anlagen so, dass ich auch zunehmend Probleme mit dem Isolationswiderstand, vor allem an Regentagen bekomme. (Trina Solar Module)Zur Fehlersuche nutze ich bisher einen Fluke 1507 Isotester und messe (m. 1000V) ohne kurzschließen der PV Module einfach zwischen Plus und Erde (Gestell). Bisher habe ich damit immer das fehlerhafte Modul bzw. die Stelle gefunden. Nun zu meiner Frage: Wie fehlerhaft sind dann diese herkömmlichen ISO Messungen ohne Kurzschluss des Moduls? Was kann im schlimmsten Fall passieren oder allgemein was ist der Nachteil dieser Messung gegenüber der Messung mit Kurzschließen des Moduls oder Messung mit z.B. dem Benning PV 1-1. Über eine Antwort würde ich mich sehr freuen. Gruß Markus

    1. Hallo Herr Adelhardt,
      grundsätzlich lässt die Norm auch eine Messung von Plus gegen Erde und anschließend von Minus gegen erde mit einem handelsüblichen Isolationsmessgerät zu. Die Variante mit dem kurzgeschlossenen Solargenerator geht einfach schneller.
      Thema Trina Solarmodule: Kennen Sie diesen Blogartikel ?
      Die Module könnten von dem Problem mit den Rückseitenfolien betroffen sein.
      Matthias Diehl

  9. Danke für den Hinweis. Mein Solarteur kennt das Trina Problem, Module besonders betroffen zwischen 2010-2012. Er will sich der Sache annehmen. Bin gespannt was dabei raus kommt. Ich versuche momentan nur die Anlage mit etwas Schadensbegrenzung am laufen zu halten…

  10. Diese Woche habe ich bei einer Ziegeldachanlage mit 2 Strings mit 17 und 9 Modulen mit Benning PV-1-1 Riso gemessen. Die Unterkonstruktion ist durch 6mm2 an den Fundamenterder geerdet, an derselben Stelle wie der Hauptpotentialausgleich. Löse ich das Erdungskabel und messe mit 1000V Strang gegen den Fundamenterder bekomme ich Riso 80MΩ. Verbinde ich das Erdungskabel mit dem Fundamenterder bekomme ich 130MΩ. Erwartet hätte ich das Umgekehrte.

  11. Guten Tag Herr Diehl
    Vielen Dank für Ihre sehr informativen Einträge hier.
    Ich habe eine Kurze Frage zu den Messungen mit einem ISO-Messgerät:
    Machen Sie die Messungen bei Nacht oder decken Sie die Module jeweils ab?
    Bei den Isolationsmessgeräten die ich kenne, kann man keine Messung machen, wenn der Prüfling nicht spannungsfrei ist (ausser beim Benning PV1-1).
    Oder habe ich da was falsch verstanden?
    Sonnige Grüsse
    René
    René

    1. Wenn man ein klassisches Isolationsmessgerät verwenden will muss man zunächst mit einem Kurzschließer den Solargenerator kurzschließen und die Prüfspannung auf den Kurzschluss draufgeben (z.B. mit einem Y-Stecker).
      Der DC Kurzschließer muss die volle Leerlaufspannung und den vollen Kurzschlussstrom des Modulstranges wieder auftrennen können, ohne einen Lichtbogen zu ziehen. Bitte nur mit speziell dafür vorgesehenen DC Schaltern (z.B. von Santon) machen. Ansonsten ist das Benning PV-1-1 oder die Geräte von HT Instruments der Standard in der Branche, zumindest in Deutschland.
      Nachts ist es natürlich einfacher. Wenn wir nachts in den Solarstromanlagen EL-Prüfungen machen, machen wir oft auch die ISO Messungen mit einfachen Y Steckern.

  12. Guten Tag s.g. Herr Diehl!
    Vorab mal RESPEKT vor ihrem Werk! Beispiellos kompetent und informativ!
    Ich bin aus der E-Technik Branche und habe eine Verständnisfrage:
    Bei uns in Österreich gibt es keine normativ eindeutige Aussage zur Erdung (Potentialausgleich) bezüglich der Modulrahmen! Auch geben nur sehr wenige Modulhersteller dazu eindeutige Aussagen ab!
    Ich persönlich meine das Modulrahmen zu erden sind, denn wie sonst soll ein Wechselrichter eine ISO-Fehler , z.B. bei Delaminierung, feststellen?

    DANKE im Voraus um ihre geschätzte Meinung!
    Eduard S. aus Graz

    1. Ein Thema, das seit Jahren kontrovers und immer wieder diskutiert wird. In Deutschland ist es immer noch gängige Praxis lediglich die Unterkonstruktion zu erden. Die Argumentation läuft so, dass die Modulrahmen eine nichtleitende Eloxatschicht haben, und der Schutzklasse 2 entsprechen, also nicht zusätzlich geerdet werden müssen. In Frankreich hingegen, wo es sehr viele TT-Netze gibt werden die Modulrahmen geerdet. Ich bin nicht zu 100% über die Vorschriftenlage in Frankreich informiert aber die Anlagen die ich gesehen habe hatten eine zusätzliche Erdung an jedem Modul.
      Jenseits der Welt der Normen und Vorschriften: Wenn eine Solarzelle geschädigt und das Modul nass ist, kann es zu Kriechströmen in Richtung Modulrahmen kommen und es ist theoretisch denkbar, dass man gefährliche Berührungsspannungen bekommt. Ich persönlich habe das zwar noch nie erlebt, aber es ist sicher kein Fehler Modulklemmen mit den entsprechenden Dornen zu verwenden, die die Eloxatschicht durchdringen. Auf jeden Fall muss die Erdung der UK überprüft werden und dafür gesorgt werden, dass alle Teile der UK das gleiche Potenzial führen und das dieses Potenzial dem Potenzialausgleich des Gebäudes entspricht.

  13. Hallo Herr Diehl,
    Ihr Artikel ist der einzige, der mir wohl mein „Problem“ erklärt.
    Ich habe mich über meine schwankenden ISO-Werte im Wechselrichter gewundert und mir das Benning PV1-1 geliehen.
    Ost 16xTrina Vertex S+
    West 8xTrina Vertex S+
    Module sind Glas Glad mit jeweils 1,6mm Glasstärke
    Erste Messung mittags bei trockenem aber ab bedecktem Wetter
    Ost 7MOhm
    West 12MOhm
    Einen Tag später bei feuchtem Modul
    Ost 1,2MOhm
    WEST 8MOhm
    Zweite Messung
    Ost 4MOhm
    West 10MOhm
    Dritte Messung (nur Sekunden nach der zweiten)
    Ost 9MOhm
    West 12MOhm
    Vierte Messung (nur Sekunden nach der dritten Messung)
    Ost 13MOhm
    West 17MOhm

    In Ihrem Artikel sprechen Sie von der kurzen Kurzschlusszeit, kann es sein, dass durch mehrere Messung hintereinander dieser Effekt eintritt? Ich habe ansonsten keine Erklärung. Ich habe es mit einem zweiten PV1-1 probiert auch an einem anderen Tag, ähnliches Phänomen, je öfter ich messe, desto größer wird der RIso, die Zeiten zwischen den Messungen müssen dabei gering sein. Benning hat dafür keine echte Erklärung, sagt aber klar, dass es keine Pause zwischen den Messungen geben muss.

    1. Hallo Herr Böhmer,

      Sie sollten mal eine ISO Messung mit einem konventionellen ISO Messgerät durchführen. Am besten mal nach Einbruch der Dunkelheit den Strang kurzschließen und diesen Kurzschluss auf 1000V legen. Wie hoch ist dann der ISO Wert.
      Außerdem sollten die Bypassdioden überprüft werden. Bei offenen Bypassdiodenstrecken leidet auch die Rückseitenfolie und damit der ISO Wert. Lesen Sie mal diesen Artikel.

      Viele Grüße

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