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Hochschule Magdeburg-Stendal Fachbereich Ingenieurwissenschaften und Industriedesign (IWID)
Bachelorarbeit
zur Erlangung des Grades eines "Bachelor of Engineering" im Studiengang Elektrotechnik
Thema: "Auslegung und Projektierung netzgekoppelter und autonomer Photovoltaikanlagen"
Eingereicht von: Jean Bourdin Mbakam Kebankeu
Geb. am: 04.08.1988
Matrikel: 20103363
Ausgabetermin: 18. Mai 2015
Abgabetermin: 27. Juli 2015
Schulischer Betreuer: Herr Prof. Dr.-Ing. Maik Koch
Betrieblicher Betreuer: Herr Dipl.-Ing. (FH) Markus Hartmann ...................................... ....................................... 1. Prüfer 2. Prüfer
2
Aufgabenstellung
Auslegung und Projektierung netzgekoppelter und autonomer PV-Anlagen
- Auslegung und Projektierung netzgekoppelter Photovoltaikanlagen,
o Auswahl der Systemkonfiguration und Dimensionierung der Komponenten,
o Bemessung von Verkabelung und Schutztechnik und Tragestruktur,
o Nachweis der Genehmigungsfähigkeit,
o Abschätzung des Jahresertrages
- Auslegung und Projektierung autonomer Photovoltaik-Systeme,
o Komponentendimensionierung,
o Aspekte der Systemsteuerung und Regelung
o Speicherung elektrischer Energie
- Beispielrechnungen
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Mbakam Kebankeu, Jean Bourdin
Hochschule Magdeburg-Stendal Fachbereich Ingenieurwissenschaften und Industriedesign
Bachelorarbeit-Nr.: 20103363 113 S.; 35 B.; 4 Tab.; 8 Anlagen
Kurzreferat zur Bachelorarbeit
Die vorliegenden Bachelorarbeit umfasst notwendige Schritte zur Dimensionierung sowohl vom netzabhängige als auch netzunabhängige Photovoltaikanlagen. Die Studie besteht aus zwei Teilen: dem theoretischen Teil und dem praktischen Teil. Im ersten Teil wird die Grundlage der Photovoltaikanlage: Funktionsweise, Einflussgröße, Bestandteile und Betriebsarten beschrieben. Daraufhin wird auf die Vorgehensweise zur Auslegung, Projektierung und Dimensionierung aller Komponenten sowie auf die Wirtschaftlichkeit einer Solarstromanlage hingewiesen. Im zweiten Teil wurde sehr genau anhand von einer Beispielberechnung die Planung einer Photovoltaikanlage im netzgekoppelten Betrieb erläutert. Durch die Beispielberechnung lassen sich folgende Rückschlüsse ziehen:
• Ohne das Erneuerbare-Energien-Gesetz und dessen Vergütungssätze ist die Anschaffung einer PV-Anlage mit hohen Kosten verbunden und dementsprechend unwirtschaftlich.
• Der Eigenverbrauch optimiert die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage.
• Trotz sinkender Vergütung, lassen sich die Kosten einer PV-Anlage durch Eigenverbrauch deutlich herabsetzen.
• Der Eigenverbrauch wiederum lässt sich optimieren durch den Einsatz von Energiespeicher u.a. Batterie oder Akkumulatoren.
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Danksagung An dieser Stelle möchte ich mich bei allen bedanken, die zum Entstehen dieser Arbeit
beigetragen haben. Ich bedanke mich bei Herrn Prof. Dr.-Ing Maik Koch für die
Vergabe dieses äußerst spannenden Themas, sowie viele hilfreiche Denkanstöße und
Anregungen.
Herrn Dipl.-Ing Markus Hartmann für seine sofortige Bereiterklärung den Posten des
Zweitprüfers für diese Arbeit zu übernehmen.
Für Korrekturlesen und ständige Motivation danke ich außerdem meine Verlobte,
Herr Madlowski, Xandra Lucks, Christine Pentzek und die Familie Schneider.
Außerdem möchte ich mich bei meinen Eltern und Geschwister für ihre Unterstützung
während des gesamten Studiums bedanken.
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Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung ......................................................................................................................... 15
2 Grundlagen ...................................................................................................................... 17
2.1 Globalstrahlung ....................................................................................................... 17
2.2 Ausrichtung – Stromertrag ..................................................................................... 19
2.3 Dachneigung – Einfallswinkel ................................................................................ 19
2.4 Verschattung ............................................................................................................ 20
2.5 Solargenerator bzw. Solarmodul ............................................................................ 21
2.5.1 Aufbau und Funktionsweis einer Solarzelle .................................................. 23
2.5.2 Montage Art/Aufständerung ........................................................................... 26
2.6 Generatoranschlusskasten ...................................................................................... 32
2.7 Wechselrichter ......................................................................................................... 33
2.8 Leitungen und Verkabelung Bzw. Installationsmaterial ..................................... 36
2.9 Überwachungs- und Zählereinrichtung ............................................................... 37
2.10 Speicher .................................................................................................................... 39
2.11 PV Unterteilung nach Betriebsart .......................................................................... 40
3 Auslegung und Projektierung netzgekoppelter Photovoltaikanlagen ....................... 43
3.1 Auswahl der Systemkonfiguration und Dimensionierung der Komponenten .. 44
3.1.1 Standortauswahl ............................................................................................... 44
3.1.2 Auswahl und Dimensionierung der Module .................................................. 45
3.1.3 Auswahl und Dimensionierung des Wechselrichters .................................... 46
3.2 Bemessung von Verkabelung und Schutztechnik ................................................ 49
3.2.1 Bemessung von Verkabelung .......................................................................... 50
3.2.2 Schutztechnik .................................................................................................... 51
3.3 Nachweis der Genehmigungsfähigkeit ................................................................... 55
3.4 Abschätzung des Jahresertrages ........................................................................... 56
4 Auslegung und Projektierung Inselsystem Photovoltaik ............................................ 58
4.1 Komponentendimensionierung .............................................................................. 59
6
4.2 Aspekte der Systemsteuerung und Regelung ........................................................ 61
4.3 Speicherung elektrischer Energie .......................................................................... 63
5 Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen ................................................................ 64
5.1 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz/Vergütung ..................................................... 64
5.2 Investitionskosten .................................................................................................... 66
5.3 Renditeberechnung .................................................................................................. 67
6 Beispiel Planung einer Photovoltaikanlage im netzgekoppelter Betrieb ................... 69
6.1 Auswahl der Komponenten und Dimensionierung .............................................. 69
6.1.1 Solargenerator .................................................................................................. 69
6.1.2 Wechselrichter .................................................................................................. 73
6.2 Bemessung von Verkabelung, Schutztechnik und Zählereinrichtung ............... 76
6.2.1 AC und DC Verkabelung .................................................................................. 76
6.2.2 Schutztechnik .................................................................................................... 79
6.2.3 Überwachungs- und Zählereinrichtung ......................................................... 82
6.3 Wirtschaftlichkeitsberechnung .............................................................................. 85
7 Fazit und Ausblick .......................................................................................................... 87
7
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Zusammenfassung alle Bedingungen für einen geeigneten Standortwahl,
Quelle: Solaranlage-Ratgeber.de, o.J. .................................................................................. 45
Tabelle 2: Flächenbedarf in Abhängigkeit von dem eingesetzten Zellmaterial, eigene
Darstellung. ............................................................................................................................. 45
Tabelle 3: Energiebedarf eines netzfernen Ferienhaus, Quelle: Wesselak/Voswinckel,
2012, S.97 ................................................................................................................................. 60
Tabelle 4: Stringaufteilung zu den Wechselrichter; Quelle: Eigene Darstellung, 2015 .. 74
8
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Stromerzeugung in Deutschland 1990-2014; Quelle: AGEB Stand 12/2014
.................................................................................................................................................. 16
Abbildung 2: Strommix in Deutschland in Jahr 2014; Quelle: BDEW, Stand 12/2014 . 16
Abbildung 3: Direkte und diffuse Solarstrahlung; Quelle: BAFA, Stand 8/2014 ............ 17
Abbildung 4: Globalstrahlung in der Bundesrepublik Deutschland Jahressummen 2013;
Quelle: dwd.de, 2013 .............................................................................................................. 18
Abbildung 5: Einfluss von Neigungswinkel und Ausrichtung des Daches auf den
Anlagenertrag; Quelle: Umweltfreundliche Energien, 2011 .............................................. 20
Abbildung 6: Verschattung von Photovoltaikanlagen auf Jahren bezogen; Quelle:
solaranlage-ratgeber.de, o.J. ................................................................................................. 20
Abbildung 7: Aufbau Solarmodul; Quelle: renewable-energy-concepts.com, o.J. .......... 21
Abbildung 8: Reihe-und Parallelschaltung PV-Module; Quelle:
Solarstromerzeugung.de, o.J. ................................................................................................ 22
Abbildung 9: Solarzellen Querschnitt; Quelle: solaranlage-ratgeber.de, o.J. .................. 23
Abbildung 10: Aufteilung Solarzellenarten; Quelle: Krollmann, 2004 ............................ 24
Abbildung 11: Strom-Spannungs-Charakteristik einer Solarzelle bei veränderter
Temperatur; Quelle: bochyweb.de,1995 ............................................................................. 25
Abbildung 12: Solaranlage Aufdach Schrägdach; Quelle: wagner-solar.com, o.J. ......... 26
Abbildung 13: Solaranlage Indach Schrägdach; Quelle: Megasol, o.J. ............................ 27
Abbildung 14: Flachdachunterkonstruktion "iFIX Solar" vom Metallbauexperten
voestalpine; Quelle: Intellisolar GmbH, o.J. ........................................................................ 28
Abbildung 15: Solaranlage auf Freifläche; Quelle: Solarstromerzeugung.de, o.J. .......... 30
Abbildung 16: Solaranlage Fassade aus Dünnschichtmodule; Quelle: graedler-
umweltechnik.de, o.J. ............................................................................................................. 31
Abbildung 17: Generatoranschlusskästen; Quelle: Firma Building&Automation, 2015 32
Abbildung 18: Zentralwechselrichter; Quelle: solarfassade.info, o.J ............................... 35
Abbildung 19: String Wechselrichter; Quelle: solarfassade.info, o.J. .............................. 35
Abbildung 20: Modulintegrierter Wechselrichter; Quelle: solarfassade.info, o.J. .......... 36
Abbildung 21: Stromzähler; Quelle: solaranlage-ratgeber.de, o.J. ................................... 37
9
Abbildung 22: Energiespeicher; Quelle: Wagner Solar.com, o.J. ..................................... 39
Abbildung 23: Aufteilung PV-Anlage nach Betriebsart; Quelle: SMA SOLAR
ACADEMY, o.J ...................................................................................................................... 40
Abbildung 24: Komponenten einer Netzgekoppelten Solarstromanlage; Quelle: swb-
Infothek, o.J. ........................................................................................................................... 43
Abbildung 25: U-I Kennlinie einer PV-Module; Quelle: G. Schenk 2010 Photovoltaik
und Solartechnik, o.J. ............................................................................................................ 49
Abbildung 26: Komponenten einer Netzautarken Solarstromanlage; Quelle: swb-
Infothek, o.J. ........................................................................................................................... 58
Abbildung 27: EEG 2000/2004 in Abhängigkeit von Montageort und Anlagengröße,
Inbetriebnahme der Anlage bis 31.12.2009, Quelle: Solarenergie-Förderverein
Deutschland e.V. (SFV), 2015 ................................................................................................ 65
Abbildung 28: EEG 2014 Einspeisevergütung für kleine Anlage bis 500 kw in
Abhängigkeit zum Inbetriebnahmepunkt, zum Montageort und jeweils anteilig zur
gesamt installierten Leistung. Inbetriebnahme der Anlage ab 1.8.2014, Quelle:
Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV), 2015 ................................................. 66
Abbildung 29: Durchschnittliche Kostenanteile einer netzgekoppelten PV-Anlage,
Quelle: Wesselak/Voswinckel, 2012, S.63 ............................................................................. 67
Abbildung 30: Übersicht des Solargenerators PT2+3; Quelle: Eigene Darstellung, 2015
.................................................................................................................................................. 70
Abbildung 31: Befestigung und Platzierung der Wechselrichter; Quelle: Eigene
Darstellung, 2015 .................................................................................................................... 73
Abbildung 32: Unterverteilung AC nach dem Wechselrichter, siehe Seite 97; Quelle:
Eigene Darstellung, 2015 ....................................................................................................... 79
Abbildung 33: Übersicht Überspannungsschutzgerät Typ 1; Quelle: Eigene Darstellung,
2015 .......................................................................................................................................... 81
Abbildung 34: Übersicht Außenverteilerschrank mit Zähler; Quelle: Eigene
Darstellung, 2015 .................................................................................................................... 83
Abbildung 35: Unterverteilung + Schutz und Überwachungseinrichtungen; Quelle:
Eigene Darstellung, 2015 ....................................................................................................... 84
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Formelverzeichnis
Formelzeichen Benennung Einheit
A Kabelquerschnitt mm2
APV Dachfläche m2
C Batterie Kapazität Ah = 3600 Coulomb = As
dR Reservetage -
EBedarf,M Energiebedarf im gleichen Monat Wh
Eideal Jährliche Elektrische Energieertrag unter STC Wh/a
Ereal Tatsächliche Jährliche Elektrische Energieertrag Wh/a
EVerbrauch Verbrauch der angeschlossenen Geräte Wh
fS Sicherheitszuschlag -
HG,gen
jährliche solare Bestrahlung auf die Modulebene
kWh/m²a
I Stromstärke A
Ib Betriebsstrom A
IString_Max maximaler Stringstrom A
IWR_Max Maximaler Wechselrichterstrom A
KEin Jährliche Einnahmen Euro (€)
KEEG Vergütungsätze Euro (€)
KBetrieb jährliche Betriebskosten Euro (€)
KO Investitionskosten Euro (€)
Kü
Solargenerator-Überdimensionierungsfaktor
-
L Kabellänge m
11
nMax maximaler Modulanzahl -
nMin minimaler Modulanzahl -
nString Stringanzahl -
PAC_N
Wechselstrom-Nennleistung am Wechselrichter-Ausgang
W
PDC-N Wechselstrom-Nennleistung am Wechselrichter-Eingang W
PMPP Benötigte Modulleistung WP
PPV Nennleistung Solargenerator WP
PR Performance Ratio -
PSTC Nennleistung des PV-Generators bei Standard Test Conditons
W
PV Leistungsverluste W
SRAC Auslegungsfaktor (Sizing Ratio) -
RL Leiterwiderstand Ω
TAmortisation Amortisationszeit Jahre (a)
UBat Batteriespannung V
UL_Modul(-10°C) maximale Modul Leerlauspannung
V
UMPP_Min minimale MPP-Spannung der Wechselrichter
V
UMPP_Modul(70°C) String-MPP-Spannung V
UWR_Max Maximale erlaubte Wechselrichter Spannung
V
ΔU Spannungsfall V
𝜂PV Wirkungsgrad des Moduls bzw. Solargenerator
-
12
Ρ spezifische Widerstand des Kabelmaterials
Ω.mm2.m-1
φ Phasenverschiebungswinkel -
Abkürzungsverzeichnis
a Jahre
AC engl.alternating Current wechseltrom
Akku Akkumulator
AM engl. Air Masse, Luftmasse
AR-N Anwendungsregel Niederspannungsnetz
BFA Brandfallabschaltung
Bzw. Beziehungsweise
CdTe Cadmiumtellurid
Ca. Circa
Ct Cent
CO2 Kohlendioxid
DC engl.direct current; Gleichstrom
DIN Deutsches Institut für Normung
EEG Erneuerbare Energien Gesetz
EN Europäischen Normen
EVA Ethylen-Vinyl-Acetat
GAK Generatoranschlusskasten
13
GaAs Galliumarsenid
GDV Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft
Gl. Gleichung
i.d.R in der Regel
inkl. Inklusiv
IP (engl.) International Protection (internationale) Schutzart
KA Kiloampere
Kg Kilogramm
kN KiloNewton
KVA KVA
kW Kilowatt
kWh Kilowattstunde
kWp Kilowatt peak
m2 Quadratmeter
mm2 Quadratmillimeter
MOSFEST engl. Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor
MPP engl. Maximal power point, optimaler Leistungspunkt im Spannungs
Strom
N Neutralleiter
n-Gebiet negativ-Gebiet
Nr. Nummer
o.g. oben genannt
o.J. ohne Jahre
14
PE (potential Erde) Schutzleiter
p-Gebiet positiv-Gebiet
PV Photovoltaik
RCD engl. Residual Current Circuit Device, Fehlerstrom
RCMU engl. Residual Current Monitoring Unit,
Fehlerstrom,Überwachungseinheit
S. Seite
StrEG Stromeinspeisungsgesetz
TAB Technische Anschlussbedingungen
TT-System französisch Terre Terre Système
Trafo Transformator
TÜV Technischer-Überprüfungs-Verein
u.a. unter anderen
UV Ultraviolettstrahlung, kurz Ultraviolett
V Volt
VDE Verband der Elektrotechnik
W Watt
Wh Wattstunde
WR Wechselrichter
Z.B. Zum Beispiel
°C Celsius, Temperatur Einheit
ƟModul Theta θ, Zeichen für Temperatur
15
1 Einleitung
Die elektrische Versorgung hat die Lebensbedingungen der Menschen derart verbessert, dass
ein Leben ohne diese Versorgung heute im Weltmaßstab unvorstellbar ist. Diese
Verbesserung geht jedoch mit negativem Begleitphänomen wie dem starken
Energieverbrauch einher, der selbst eine der Folgen der industriellen Entwicklung ist und
deshalb hohe CO2-Emissionen verursacht.
Der Anstieg von CO2-Emissionen durch den Menschen führte vermutlich zu
Umweltproblemen wie Treibhauseffekt, Luftverschmutzung, Klimaerwärmung und
Klimawandel1. Auch die Entsorgung von Abfällen aus dem Energiegewinn bzw. der
Stromproduktion durch Kernspaltung und Kernfusion stellt ein großes Problem dar. Letztlich
ist es aber auch bekannt, dass die konventionellen Energiequellen wie die Fossile
Energieträger und die Kernenergie bezogen auf die Lebensdauer der Menschen nicht
unerschöpflich sind. Um diesem Dilemma zu entgehen, muss auf alternative, bzw.
erneuerbare Energiequellen wie Solarthermie, Photovoltaik, Wasserkraft, Windkraft und
Biomasse für die Erzeugung elektrische Energie und deren sparsamen Verbrauch umgestellt
werden. Hierbei spielt die Solarenergie eine bedeutende Rolle [2].
Die vorliegende Arbeit will notwendige Schritte zur Auslegung und Projektierung sowohl von
netzgeführten als auch netzunabhängigen Solarstromanlage vorstellen. Als Einstieg in die
Thematik dient ein Überblick über die Grundlage der Photovoltaikanlage. Daraufhin wird die
Umsetzung in die Praxis mit Hilfe von einer Beispielberechnung erläutert. Dabei werde ich
auf die Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage eingehen.
Wie Abbildung 1 zeigt, ist der zunehmende Anteil der Regenerativen Energiequellen an der
Stromerzeugung in Deutschland Zwischen 1990 – 2014 zu erkennen. Die Abbildung 2 zeigt
den Anteil der Erneuerbaren Energien am gesamten deutschen Strommix im Jahr 2014.
1. Die Verursachung des Klimawandels durch den Menschen ist bis jetzt nur eine These.
16
Abbildung 1: Stromerzeugung in Deutschland 1990-2014; Quelle: AGEB Stand 12/2014
Abbildung 2: Strommix in Deutschland in Jahr 2014; Quelle: BDEW, Stand 12/2014
17
2 Grundlagen
2.1 Globalstrahlung
Als Globalstrahlung bezeichnet man, den Teil der Sonnenstrahlung, welcher auf der
Erdoberfläche ankommt, bezogen auf eine bestimmte Fläche. Die Globalstrahlung wird
mit einem Pyranometer gemessen und hat die Einheit Watt pro Quadratmeter (W/m²).
Von Bedeutung in der Solartechnik ist aber die Summierung der Globalstrahlung über das
ganze Jahr. Sie wird in Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr (kWh/m²a) gemessen
[16].
Die Globalstrahlung setzt sich zusammen aus zwei Komponenten mit verschiedenen
Anteilen:
der direkten Strahlung, die auf direktem Weg auf die Erdoberfläche auftritt,
der diffusen Strahlung, die durch Streuung der Solarstrahlung sowie durch
Reflexion, entsteht.
Abbildung 3: Direkte und diffuse Solarstrahlung; Quelle: BAFA, Stand 8/2014
In Deutschland haben wir eine durchschnittliche Globalstrahlung von ca. 900 bis 1.100
kWh/m²a. Das entspricht einer über das Jahr gemittelten Einstrahlleistung von ca. 100 bis
130 W/m². Die höchsten Werte erstrecken sich von Nordost nach Süd. Im Vergleich liegt
die Globalstrahlung in Italien bei etwa 1 400 kWh/m²a [16]. Die Globalstrahlung nimmt
mit zunehmender Äquatornähe zu, da der Weg von der Atmosphäre bis zur Erdoberfläche
18
durch den steileren Sonnenstand kürzer ist. Aus dem gleichen Grund ist die
Globalstrahlung im Sommer größer als im Winter und mittags größer als morgens oder
abends. Zudem ist die Globalstrahlung in Höhenlagen größer als in Tiefenlagen [16].
Abbildung 4: Globalstrahlung in der Bundesrepublik Deutschland Jahressummen 2013; Quelle: dwd.de, 2013
19
Die Strahlungsintensität und Strahlungsstärke der Sonnenstrahlung wird mit der
Solarkonstante „Air Mass“ erfasst. “Die Luftmasse (englisch Air Mass, kurz AM) ist in
der Astronomie ein relatives Maß für die Länge des Weges, den das Licht eines
Himmelskörpers durch die Erdatmosphäre bis zum Erdboden bzw. zur beobachtenden
Sternwarte zurücklegt“ [39]. Die extraterrestrische Strahlung wird mit AM0 bezeichnet,
AM1 kennzeichnet den senkrechten Einfall des Sonnenlichtes auf die Erde. Steht die
Sonne schräg, verlängert sich ihr Weg durch die Atmosphäre, ergo der AM vergrößert
sich. Für Zenit-Winkel der nördlichen Hemisphäre ergeben sich bei längeren Wegen AM
1,5 [21].
2.2 Ausrichtung – Stromertrag
Einer der vielen Faktoren, die die Höhe des Stromertrages einer PV-Anlage bestimmt, ist
die Ausrichtung . Die ideale PV-Ausrichtung zeigt nach Süden, liegt also bei 180° auch
als 0° ausgedrückt. Bei einer Ausrichtung nach Südwest oder Südost, also einer
Abweichung von 45°, liegen die Ertragsverluste in Abhängigkeit des Neigungswinkels bei
nur 15 %. Selbst bei reiner West- oder Ostausrichtung erreicht man ordentliche Erträge
[27].
2.3 Dachneigung – Einfallswinkel
Ein anderer Faktor um eine gute Energieausbeute der PV-Anlage zu erzielen, ist die
Neigung der Solarmodule oder der Einfallswinkel der Sonne, bzw. dem Sonnenstand. Die
höchsten Erträge werden in einer Solarzelle dann erzielt, wenn die Solarstrahlung in
einem Winkel von 90° auf die Solarzelle trifft. In Deutschland ist also die optimale
Neigung des PV-Generators zwischen 30 - 35°. Da der Sonnenstand aber im Tages- und
im Jahresverlauf nie konstant bleibt, kann man diesen optimalen Winkel bei
festinstallierten Solarmodulen nicht immer erreichen. Je nördlicher die PV-Anlage
installiert wird, umso steiler fällt der optimale Neigungswinkel aus. In Süddeutschland ist
der optimalen Dachneigung entsprechend flacher [27].
20
Abbildung 5: Einfluss von Neigungswinkel und Ausrichtung des Daches auf den Anlagenertrag; Quelle: Umweltfreundliche Energien, 2011
2.4 Verschattung
Verschattungen werden häufig unterschätzt. Bei großen Schattenwürfen, wie z.B. von
Bergen oder Gebäuden in der Nachbarschaft, muss die Anlage sehr genau geplant werden.
Da ein Schatten auf einem Teil der Anlage die gesamte Leistung, trotz Bypass-Dioden,
des entsprechenden Strings schwächt. Auch kleinere Beschattungen wie Kamine,
Antennen, oder Satellitenschüsseln sind zu berücksichtigen [27]. Eine mögliche
Verschattung während des gesamten Jahres sollte überprüft werden, da im Winter die
Sonne tiefer als im Sommer steht. Wie die Abbildung 7 zeigt, sollen niedrigere Gebäude
oder Bäume in der Nachbarschaft auch wahrgenommen werden [27].
Abbildung 6: Verschattung von Photovoltaikanlagen auf Jahren bezogen; Quelle: solaranlage-ratgeber.de, o.J.
21
2.5 Solargenerator bzw. Solarmodul
Das Kernstück aller Komponenten einer Photovoltaikanlage sind die Solarmodule.
Mehrere zusammengeschaltete Solarzellen bilden ein Modul. Eine durchlässige,
eisenarme Glasscheibe bildet die vordere Abdeckung, die rückseitige Abdeckung besteht
entweder aus Glas oder aus Kunststoff meist aus Tedlar wie es in der Abbildung 8
dargestellt wird. Zwischen den beiden Abdeckungen sind die Solarzellen in Kunststoff
verkapselt, hierzu dient meist ein EVA (Ethylen-Vinyl-Acetat), das bei Temperatur von
bis zu 150°C und Unterdruck von 10 bis 15 bar minutenlang aushärtet. Dieser Vorgang
heißt auch laminieren. Die fertigen Module werden zum Schutz vor Glasbruch und zur
einfacheren Montage noch mit einem Rahmen versehen. Die Anschlüsse werden meist in
Anschlussdosen geführt. Hier lassen sich dann auch Bypass-Dioden zum Schutz vor
ungünstigen Betriebszuständen einbauen [19, S.186].
Abbildung 7: Aufbau Solarmodul; Quelle: renewable-energy-concepts.com, o.J.
Es gibt zwei Grundschaltungen beim Anschluss der Solarmodule an den Wechselrichter:
die Parallel- und die Reihenschaltung. Bei der Reihenschaltung werden die Solarmodule
hintereinander in einem so genannten String/Strang verschaltet und an den
Stringswechselrichter angeschlossen. Dabei addiert sich die Spannung der einzelnen
Photovoltaik Module. Bei der Parallelschaltung werden die Photovoltaik Module
gleichzeitig parallel an den Eingang des Wechselrichters geschaltet [27].
22
Abbildung 8: Reihe-und Parallelschaltung PV-Module; Quelle: Solarstromerzeugung.de, o.J.
Reihenschaltung:
Sehr einfache Verkabelung, wenig Material und Aufwand sind einige Vorteile der
Reihenschaltung. Die Bestimmung der Gesamtleistung durch das schwächste Glied der
Kette, ist der einzige Nachteil dieser Schaltung. kommt es zu einer Teil-Verschattung
eines Moduls, fällt die Leistung des kompletten Strings rapide ab, da der Strom durch das
verschattete Modul geleitet werden muss. Durch den Einsatz von Bypass-Dioden wird
dieser Effekt gemindert. Aber der Einsatz von Dioden bringt einem weiteren Nachteil mit
sich, denn der entsprechende Spannungsabfall bewirkt einen kontinuierlichen
Leistungsverlust auch in Normalbetrieb der Anlage [26].
Parallelschaltung:
Durch die niedrigere Gesamtspannung treten weniger Risiken auf. Außerdem hängt die
Gesamtleistung des Solargenerators nicht von dem schwächsten Glied im Fall einer Teil-
Verschattung ab. Jedoch ist die Verkabelung sehr aufwendig, da alle Photovoltaik Module
mit langen Kabeln an den zentralen Wechselrichter herangeführt werden müssen [26].
23
2.5.1 Aufbau und Funktionsweise einer Solarzelle
Basis der Solarstromerzeugung ist die Solarzelle. Solarzellen wandeln Sonnenlicht direkt
in elektrischen Strom um. Dafür nutzen sie den Photoeffekt: Anheben eines Elektrons auf
eine höhere Bahn durch die zur Verfügung gestellte Energie der Photonen:
Licht- Ladungen [19, S.173]. Wie auf der Abbildung 10 dargestellt ist, ist der Grundstein
jeder Solarzelle ein Halbleiter, meist Silizium.
Bei bestimmten, übereinander dotierten Halbleiterschichten (n-dotiert oben und P-dotiert
unten) entsteht ein p-n-Übergang. Der räumliche Konzentrationsunterschied führt zu
Diffusionsströmen von Elektronen aus dem n- in das p-Gebiet und von Löchern aus dem
p-Gebiet in das n-Gebiet, die sogenannte Elektronen-löcher-paare. Sie bilden eine
Raumladungszone, die im n-Gebiet positiv und p-Gebiet negativ geladen ist. Durch
Absorption von Licht werden zusätzliche Ladungsträger generiert, die Elektronen-löcher-
paare werden durch das elektrische Feld getrennt. Die Löcher werden in Richtung des
p-Gebiets und die Elektronen in Richtung des n-Gebiets beschleunigt, ein Teil der
Ladungsträger landet an der Oberfläche des Halbleiters und somit an den negativ und
positiv leitenden Elektroden. Dort wird eine Spannung aufgebaut. Verbindet man die
beiden Elektroden, so ergibt sich ein Stromfluss [37, S.35].
Abbildung 9: Solarzellen Querschnitt; Quelle: solaranlage-ratgeber.de, o.J.
24
Je nach Halbleitermaterial werden verschiedene Solarzellen unterschieden:
Abbildung 10: Aufteilung Solarzellenarten; Quelle: Krollmann, 2004
Monokristalline Solarzellen
Monokristalline Solarzellen werden aus dem Halbleiter Silizium hergestellt.
Allerdings sorgt ein Herstellungsverfahren dafür, dass sich die Ingots aus einem
sogenannten Einkristall bilden. Anschließend werden die Wafer gesägt. Da es keine
unterschiedliche Kristallorientierung gibt, entfallen die Korngrenzen im Wafer und es
entstehen weniger Verluste. Darum ist der Wirkungsgrad der monokristallinen
Solarzellen höher als Polykristallinen. Die Fertigung ist vergleichsweise teuer, der
Energieaufwand hoch [26].
Polykristalline Solarzellen
Das Halbleitermaterial bei polykristallinen Solarzellen ist auch Silizium. Hier wird
Silizium geschmolzen, mit Boratomen dotiert und dann in große Blöcke gegossen,
wobei verschiedene Gießverfahren angewendet werden. Das Silizium erstarrt dann zu
den sogenannten Ingots. Diese Ingots werden anschließend in Scheiben gesägt, den
sogenannten Wafern, und abschließend gereinigt. Dieses Herstellungsverfahren
bedingt, dass die Kristalle sich unterschiedlich ausrichten. An den Grenzen der
einzelnen Kristalle, den sogenannten Korngrenzen, entstehen Verluste. Daher ist der
Wirkungsgrad polykristalliner Solarzellen geringer als der, der monokristallinen
Solarzellen. Die Herstellung ist preiswerter [26].
25
Dünnschichtzellen
Das Herstellungsverfahren ist ganz anders als bei kristallinen Solarzellen. Hier wird
ein Trägermaterial mit dem Halbleiter beschichtet. Sie kommen mit sehr wenig
Rohstoff aus und lassen sich vergleichsweise einfach herstellen. Neben Silizium
(amorphe Siliziumzellen) kommen auch Galliumarsenid (GaAs), Cadmiumtellurid
(CdTe), oder auch Farbstoffe (Grätzelzelle oder Farbstoffzelle) in Frage. Inzwischen
erreichen Dünnschichtzellen ähnliche Wirkungsgrade wie kristalline Zellen aus
Silizium. Sie haben aber andere Vorteile, wie die preiswerte Fertigung, das geringe
Gewicht, dem geringem Rohstoffbedarf. Im Vergleich zu kristallinen Zellen erzielen
Dünnschichtzellen höhere Erträge, auch bei diffuser Strahlung [26]. Die folgende
Abbildung zeigt, dass die Solarzellen temperaturabhängig sind. Mit steigender
Temperatur sinkt deren Wirkungsgrad. Dabei kann man davon ausgehen, dass pro
10°C Temperatursteigerung die Leistung um ca. 5 % sinkt. Daher ist es
empfehlenswert durch Kühlung der Zellen die Temperatur niedrig zu halten [2].
Abbildung 11: Strom-Spannungs-Charakteristik einer Solarzelle bei veränderter Temperatur; Quelle: bochyweb.de,1995
26
2.5.2 Montage Art/Aufständerung
Aufgrund der Modularität der Photovoltaiktechnologie können Solarstromanlagen in
völlig unterschiedlichen Größen und baulichen Umgebungen errichtet werden. Die
wichtigsten Varianten stelle ich Ihnen in folgenden Verlauf vor:
Schrägdach Anlagen
Aufdach
Abbildung 12: Solaranlage Aufdach Schrägdach; Quelle: wagner-solar.com, o.J.
Bei den weitverbreiteten Schrägdächern finden Eigentümer ideale Bedingungen für
die Installation einer PV-Anlage. Mit passendem Zubehör können sie auf dem Dach
montiert werden. Die alte Dacheindeckung kann dabei bestehen bleiben, sie büßt auch
nicht ihre Funktion als Witterungsschutz und Wärmeschutz ein [26].
Befestigung der Module:
Hierzu werden Schienensysteme aus Aluminium mit Sparrenankern aus Edelstahl oder
verzinktem Stahl unter den Ziegeln befestigt. Der Ziegel wird manuell bearbeitet,
sodass er plan mit seinem Nachbarn abschließt und es zu keiner potenziellen Öffnung
für eindringende Feuchtigkeit kommt. Der Sparrenanker wird unter den Ziegeln an der
Holzkonstruktion festgeschraubt. Um dem Schienensystem eine zusätzliche Stabilität
zu verleihen, wird oftmals ein Kreuzverband montiert. Die Kräfte, die durch
Witterungseinflüsse (Wind oder Schnee) entstehen, übertragen sich von Aufdach auf
die Holzkonstruktion unter den Dachziegeln [28].
27
Indach
Abbildung 13: Solaranlage Indach Schrägdach; Quelle: Megasol, o.J.
PV-Anlagen, die in einem Dach integriert werden, sind besonders geeignet für
Gebäude die neu gebaut werden und ein Schrägdach haben. Zwar wirkt eine solche
Solaranlage sehr elegant und homogen, jedoch aufgrund der schlechten Belüftung,
erreichen die Module vor allem bei Sonnenschein, einen geringeren Wirkungsgrad. Es
ist daher empfohlen für ausreichende Hinterlüftung zu sorgen um bessere Erträge zu
erzielen [31]
Befestigung der Module:
Bei Indachanlagen werden die Schienen zur Befestigung der Solarmodule auf den
Dachlatten verschraubt. Im Anschluss befestigt man die Module auf den
Halteschienen. Die große Herausforderung bei Indachsystemen besteht darin, die
Dachhaut so herzustellen, dass keine Feuchtigkeit eindringen kann. Es gibt im
Wesentlichen zwei Möglichkeiten: Module im Versatz verlegen oder Verlegung als
ebene Fläche [31].
Für jede PV-Installationen auf Schrägdächern, ist das Hauptproblem nicht das
zusätzliche Gewicht (etwa 25 kg/m²) der Module und Befestigung, sondern vielmehr
die hohe Belastung durch Wind und Schnee. Deswegen sollte man die Statik bzw.
Tragfähigkeit von einem Statiker überprüfen lassen [31].
28
Flachdach Anlagen
Bei einem Flachdach handelt es sich ebenfalls um eine sehr gute Aufstellmöglichkeit
für Anlagen. Im Gegensatz zu Schrägdächern, sind bei Flachdächern Neigung und
Himmelsrichtung frei wählbar. Auch Nachführungssysteme, die die Neigung und
Ausrichtung variabel steuern, sind möglich. „Ein Nachführsystem, auch als Tracking
Systems bezeichnet, richtet die Solaranlage automatisch zur Sonne aus, so dass die
Sonneneinstrahlung optimal aufgefangen wird und die Effektivität der Anlage steigt“
[25]. Außerdem sind die Solarmodule besonders gut belüftet. Diese Montageart ist
etwas teurer als bei Schrägdächern. Wie auch bei PV-Installationen auf Schrägdächern
ist die hohe Belastung durch Wind und Schnee das Hauptproblem. Zudem müssen die
Aufständerungen in so großem Abstand erfolgen, dass die Solarmodule sich nicht
gegenseitig verschatten. Hier gilt die Faustregel Abstand zwischen Aufständerungen =
3 x Höhe einer Aufständerung [26].
Abbildung 14: Flachdachunterkonstruktion "iFIX Solar" vom Metallbauexperten voestalpine; Quelle: Intellisolar GmbH, o.J.
Befestigung der Module:
Auf einem Flachdach werden die Frage nach der sicheren Verankerung und evtl.
Abdichtung zum Thema. Hierfür stehen Systeme zur Auswahl mit unterschiedlichen
Arten der Befestigung [31]:
29
Auflastsystem:
„Hier wird die Unterkonstruktion nicht mit der Dachhaut mittels Verankerung
verbunden. Es kommen entweder Wannen, die mit Kies gefüllt sind oder ein
Untergestell, welches durch schwere Platten fixiert wird, zum Einsatz. Der Vorteil,
liegt hier darin, dass das Flachdach nicht zusätzlich abgedichtet werden muss“ [31].
Zum Schutz vor eindringender Feuchtigkeit muss eine Schutzmatte zwischen die
Dachhaut des Flachdachs und die Trägerkonstruktion gelegt werden. Ist das Flachdach
mit einer Folie gedeckt, muss überprüft werden, ob die Schutzmatte sich mit der Folie
verträgt.
Eigenlastsystem:
Bei dieser Installationsart hat die Photovoltaikanlage ein so hohes Eigengewicht, dass
eine zusätzliche Beschwerung nicht notwendig ist [31].
Verankerung mit dem Flachdach:
Bei diesem Verbindungssystem wird die Unterkonstruktion der Solaranlage mit dem
Dach verbunden. Bei einem Betondach werden Löcher gebohrt und anschließend die
Trägerkonstruktion mittels Dübel mit dem Flachdach verbunden. Nachteil dieses
Befestigungssystems ist die zusätzliche Abdichtung der Dachhaut [31].
Freiflächenanlagen
Nicht nur in Deutschland, sondern fast überall auf der Welt, werden Freiflächen
Photovoltaikanlagen errichtet. Sie werden auch als Solarparks bezeichnet und haben
zum Ziel, ungenutzte Flächen für die Erzeugung von elektrischem Solarstrom zu
nutzen [31]. Freiflächen sind geeignet für Anlagen im Bereich mehrerer Megawatt
Leistung.
30
Abbildung 15: Solaranlage auf Freifläche; Quelle: Solarstromerzeugung.de, o.J.
Befestigung der Module:
Eine häufig zur Anwendung kommende Montageart ist die Gründung der
Unterkonstruktion auf einem Rammfundament. Dabei wird ein Stahlprofil bzw.
Stahlstab soweit in den Boden gerammt, dass ein sicherer Halt der Module
gewährleistet ist. Dabei müssen vor allem Wind- und Schneelasten in die Planung mit
einbezogen werden. Hier wird für die direkte Unterkonstruktion meistens auf
Aluminium oder verzinkten Stahl zurückgegriffen. Schließlich werden die
Solarmodule mit Modulklemmen an der Unterkonstruktion befestigt [31].
Weitere Möglichkeiten der Gründung von Freiflächenanlagen:
Betonfundament
Ein Betonfundament kommt häufig zum Einsatz, wenn viele Steine oder Felsen ein
Rammen der Stahlprofile unmöglich machen. [31].
Schraubfundament
Bei einem Schraubfundament wird ein Stahlrohr oder Stahlstab mit einer
schraubenförmigen Spirale in das Erdreich eingedreht. Ähnlich, wie bei einem
Rammfundament, wird auch hier auf Beton verzichtet.
Zudem müssen auch bei Freiflächenanlagen die Aufständerungen in so großem
Abstand erfolgen, dass die Solarmodule sich nicht gegenseitig verschatten [31].
31
Fassade Anlagen
Eine senkrechte Modul-Montage an Wand oder Fassade sollte nur bei absolut genau
südlicher Ausrichtung und auch winterlicher Nutzung in Deutschland erfolgen, um die
Verluste am Morgen und Abend zu verringern. Die Module können dann einfach an
Schienen aufgeschraubt werden oder bei Neubauten direkt in die Fassade integriert
werden. Besser sind jedoch abgewinkelte bzw. aufgeständerte Vorrichtungen, damit
die Module wieder eine ca. 30 - 45° Neigung haben. Durch diese Montageart bildet
sich eine Art Solar-Markise, die als Vordach über Türen und Fenstern für Sonnen- und
Regenschutz sorgen kann. [14]
Abbildung 16: Solaranlage Fassade aus Dünnschichtmodule; Quelle: graedler-umweltechnik.de, o.J.
Möchte man die Solarstrahlung noch effektiver nutzen, besteht die Möglichkeit auf
sogenannte Nachführsysteme zurückzugreifen [31]. Wir unterscheiden zwischen
Einachsig- und Zweiachsig-nachgeführte Systeme. Das Zweiachsige System wird
auch als Heliostate bezeichnet. Sie kann bis zu 100 m² Modulfläche tragen.
Solche Systeme kommen vor allem bei großen Freiflächenanlagen, als auch bei
Fassadenanlagen, zum Einsatz [25].
32
2.6 Generatoranschlusskasten
Generatoranschlusskästen (GAK) verbinden in großen Multi-String-Anlagen die
einzelnen PV-Strings mit den Eingangsanschlüssen der PV-Inverter. Sie können noch
zusätzlich über DC-Freischalter verfügen, welche die PV-Module zu
Wartungszwecken vom Inverter trennen. Mittels String-Dioden oder String-
Sicherungen können die einzelnen PV-Strings gegen Rückströme abgesichert werden
[17].
Abbildung 17: Generatoranschlusskästen; Quelle: Firma Building&Automation, 2015
„Als Stringdioden werden sogenannte Schottky-Dioden benutzt. Diese werden zum
Entkoppeln in jede Stringleitung geschaltet. Fällt dann dieser String durch einen
Fehler aus, so wird verhindert, dass ein Stromfluss in entgegengesetzter Richtung zum
Fließen kommt. Dies ist nötig, um Energieverlusten sowie einer Überlastung der
Solarzellen vorzubeugen. Der Vorteil von Schottky-Dioden gegenüber Silizium-
Dioden liegt in der geringeren Durchlassspannung und den damit verbundenen,
niedrigeren Energieverlusten über die Diode. Die Stringsicherungen oder
Leitungsschutzschalter haben die Aufgabe, bei Diodenfehlern und gleichzeitigem
Erdschluss den betroffenen String abzuschalten und somit eine Überlastung der
Stringleitung sowie die damit verbundenen Energieverluste auszuschließen“ [2].
33
Um Überspannungen, die durch ein Blitzeinschlag entstehen können, von den
Gleichstromhauptleitungen und vor allem von dem Wechselrichter fernzuhalten,
werden Varistoren als Überspannungsableiter eingesetzt. Diese Überspannungsableiter
müssen eine thermische Überwachung besitzen, damit sie nach dem Ansprechen
wieder löschbar sind und nicht durch den entstandenen Gleichstromerdschluss weiter
gespeist werden. Zusätzlich müssen alle Befestigungskonstruktionen und
Modulrahmen über eine Erdungsleitung geerdet werden. [2]
2.7 Wechselrichter
Da eine Solaranlage Gleichstrom produziert und dieser nicht für den Betrieb von
Wechselströmen elektrischer Geräte verwendet werden kann, muss mittels
Wechselrichter eine Umwandlung in netzkonformen Wechselstrom (230 V)
stattfinden. Neben den PV-Modulen spielt der Wechselrichter eine zentrale Rolle im
gesamten System der Solarstromanlage. Fällt er aus, kann bei einer netzgekoppelten
Anlage kein Solarstrom in das Stromnetz eingespeist werden und entsprechend auch
kein Strom an den Netzbetreiber verkauft werden. Bei einer Inselanlage kann dann
kein Solarstrom von Wechselströmen Verbraucher benutzt werden [31].
Die wichtigsten Aufgaben eines Wechselrichters im Überblick:
Umwandlung von Gleichstrom in einen möglichst sinusförmigen
Wechselstrom
Erreichen eines hohen Wirkungsgrades( > 95%) sowohl im Teillast- wie im
Spitzenlastbereich
Einspeisen des Stromes synchron mit der Netzfrequenz
MPP-Regelung
Überwachung des Netzes auf Spannung, Frequenz und Impedanz zur
Vermeidung einen unbeabsichtigten Inselbetrieb
Maßnahmen zum Personenschutz u.a. Isolation- und Fehlerstromüberwachung
des PV-Generators bei jeweils Wechselrichter mit Trafo und Trafoloser
Wechselrichter
34
Bereitstellung von aktuellen Daten (Leistung, Spannung, Strom Fehlercodes)
der Anlage über eine externe Datenschnittstelle. [13, S.184]
Um die Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom zu meistern, braucht der
Wechselrichter Schaltelemente wie:
MOSFET´s (Metall-Oxid-Halbleiter-Feldeffekttransistor)
Thyristoren (Steuerbare Dioden)
Transistoren
Wie die einzelnen Elemente arbeiten und auf welche Art und Weise diese verschaltet
werden, hängt von der Bauart des Wechselrichters ab. Je nach Form der
Kommutierung spricht man dann zum Beispiel von einem Rechteckwechselrichter,
einem Trapezwechselrichter, oder einem Sinuswechselrichter. Doch aufgrund der
Vielzahl an Wechselrichtertypen und der Möglichkeiten, wie deren Halbleiterelemente
verschaltet werden können, kann nicht auf alle Typen eingegangen werden. Einfach
ausgedrückt ist die Hauptaufgabe eines Wechselrichters die Umwandlung von
Gleichspannung in eine sinusförmige Wechselspannung [10, S.8].
In Abhängigkeit von der Modul- und Stringanzahl, die an ihnen angeschlossen sind,
unterscheidet man zwischen:
Zentralwechselrichter
Bei einem Zentralwechselrichter werden die jeweiligen Strings parallel geschaltet. Es
ist ein zusätzlicher Generatoranschlusskasten notwendig. Im Vorfeld werden die
Solarmodule jedoch elektrisch in Reihe geschaltet. Es findet daher, vor der
Umwandlung in Wechselstrom, eine Kombination aus Reihenschaltung der Module
und Parallelschaltung der einzelnen Strings statt. In den meisten Fällen wird diese
Form der Anlagenkonzeption bei größeren Anlagen eingesetzt. [31]
35
Abbildung 18: Zentralwechselrichter; Quelle: solarfassade.info, o.J
String Wechselrichter
Bei dieser Schaltungsvariante wird pro String ein Wechselrichter benötigt (siehe
Abbildung 20). Die zusätzliche Installation eines Generatoranschlusskastens ist nicht
notwendig. Vorteile dieser Schaltungsvariante:
Reduktion der Gleichstromverkabelung
Reduktion der Fehlanpassungen durch Fertigungstoleranzen der Solarmodule
String wird vom Wechselrichter im optimalen Leistungsbereich betrieben
Sofern eine Verschattung vorliegt, wirkt diese sich nur negativ auf den
einzelnen betroffenen String aus
Ausfall des Wechselrichters wirkt sich nur auf den betroffenen String aus [31]
Abbildung 19: String Wechselrichter; Quelle: solarfassade.info, o.J.
36
Modulintegrierter Wechselrichter
Wie in der Abbildung 21 dargestellt, befindet sich die Elektronik bei einem
Modulwechselrichter welche den Gleichstrom in Wechselstrom umwandelt, direkt im
Solarmodul. Im Grunde ist diese Form gegenüber allen anderen Konzepten die
Eleganteste, da sich im Hinblick auf die Handhabung bei der Installation, sowie im
Brandfall für die Feuerwehr, große Vorteile bieten würden. Diese Bauform ist für
kleine Anlagen geeignet. Leider konnte sich diese Form vom von Wechselrichtern bis
zum jetzigem Zeitpunkt nicht durchsetzen, da die Lebensdauer der integriertem
Elektronik nicht der Lebensdauer des Moduls entspricht. [31]
Abbildung 20: Modulintegrierter Wechselrichter; Quelle: solarfassade.info, o.J.
2.8 Leitungen und Verkabelung Bzw. Installationsmaterial
Der Solarstrom muss vom Dach über dem Wechselrichter in das Netz oder für
Eigenverbrauch transportiert werden. Hierfür ist die richtige Verkabelung auszusuchen.
Kabel für Gleichstrom.
Bei dem Einsatz von Gleichstromkabel zwischen Modul und Wechselrichter, spielen
zwei Faktoren eine große Rolle. Nämlich die Kabellänge und der richtige Querschnitt.
Diese beiden bestimmen die Verluste, die sich in den Kabeln ergeben. Großer
37
Querschnitt bedeutet geringe Verluste, ebenso kurze Kabel. Kabel mit großem
Querschnitt sind aber kostspieliger als Kabel mit geringerem Querschnitt [27].
Kabel für Wechselstrom
Bei der Wahl von Wechselstromkabel, also vom Wechselrichter zum Einspeise-Punkt
bzw. Verbraucher, ist ebenso auf den richtigen Querschnitt zu achten. Hier gilt zudem,
dass die Kabel möglichst kurz sein sollten, weil die auftretenden Verluste bei der
Wechselstromleitung höher ausfallen als bei der Gleichstromleitung [27].
2.9 Überwachungs- und Zählereinrichtung
Zusätzlich zu dem Stromzähler, der den Verbrauchstrom aus dem Versorgungsnetz misst,
kommen bei der Errichtung und Betrieb einer PV-Anlage noch weitere Zähler hinzu:
Abbildung 21: Stromzähler; Quelle: solaranlage-ratgeber.de, o.J.
Zählereinrichtung
Der Ertragszähler hat die Aufgabe, die von der Solarstromanlage gesamt erzeugte
elektrische Energie zu messen. Der Verbrauchs- oder Bezugszähler misst den
Verbrauch, der von dem Netzbetreiber abgekauften elektrischen Energie. Da pro
38
Kilowattstunde eine feste Vergütung gezahlt wird, muss auch genau bekannt sein, wie
viel solarer Strom in das öffentliche Netz eingespeist wird. Das ist die Aufgabe der
Einspeisezähler. Der Zweirichtungszähler ist eine Kombination aus Einspeisezähler
und Bezugszähler. [27]
Überwachungseinrichtung
Fernsteuerung: Laut dem Erneuerbare Energien Gesetz: müssen zwar die
Netzbetreiber Solarstrom abnehmen und vergüten, aber sie müssen auch die
Möglichkeit haben, über das Einspeisemanagement Netzüberlastungen zu vermeiden.
Deshalb, müssen alle Photovoltaikanlagen mit über 30 kW Leistungen mit einer
Vorrichtung versehen sein, die es dem Netzbetreiber ermöglicht, per Fernzugriff durch
Drosselung oder ganz Abschaltung, die Einspeisung von Strom zu steuern. Anlagen
unter 30 kW, die keine Fernsteuerung haben, dürfen nur 70 % ihrer Leistung
einspeisen. Üblich ist die sogenannte Rundsteuertechnik. Manche Netzbetreiber
benutzen eine Steuerung mit AC-Schutz und Wechselrichtern [16] [27].
Datenlogger: Ein Datenlogger ist ein Speicher, der Daten aufzeichnet. Sie sind bei
Photovoltaikanlagen die zentrale Komponente, die in der Anlagenüberwachung und
meistens im Wechselrichter integriert sind. Ein Datenlogger ermöglicht dem Betreiber
der Phovoltaikanlage deren permanente Überwachung. Dabei werden die Funktion der
PV-Anlage und deren Leistungsfähigkeiten gemessen. Außerdem können neben den
Daten des Wechselrichters auch weitere Daten von zusätzlich installierten Temperatur-
oder Strahlungssensoren aufzeichnen. So können Fehlfunktionen, fehlerhafte Zellen,
aber auch Verschattungen oder Fehlfunktionen im Wechselrichter frühzeitig erkannt
und gegebenenfalls behoben werden. Datenlogger speichern diese Daten und bei
Bedarf können sie dann in leicht verständlichen Grafiken visualisiert werden. Die
Daten können entweder lokal auf einen PC übertragen werden oder per Internet auf
den Server spezialisierter Anbieter, die die Daten speichern und auswerten [16] [27].
39
2.10 Speicher
Abbildung 22: Energiespeicher; Quelle: Wagner Solar.com, o.J.
Die meisten Photovoltaikanlagen werden als netzgekoppelte Anlagen betrieben. Diese
können, müssen aber nicht über einen Energiespeicher verfügen. Im Gegensatz dazu
müssen Inselanlagen auf jeden Fall über einen Energiespeicher verfügen. Ein
Energiespeicher ist bei einer Inselanlage notwendig, da das Angebot und die Nachfrage
nach solarem Strom nicht immer übereinstimmen, zum Beispiel nachts oder bei längerer
Schlechtwetterperiode, wie im Winter. Als Energiespeicher werden spezielle Solar-
Akkumulatoren eingesetzt. Preiswerter Blei-Akkumulatoren, wie Blei-Säure-Akkus und
Blei-Gel-Akkus werden am häufigsten angewendet. Die etwas teurere aber effizienteren
Lithium-Ionen-Akkumulatoren oder Nickel-Cadmium-Akkus in verschiedenen
Ausführungen, kommen auch bei der Speicherung von Solarstrom im Einsatz [27].
Einige wichtige Eigenschaften eines Blei- Akkumulator sind:
Lange Lebensdauer,
Hohe Zyklenfestigkeit (sehr häufig ge- und entladen werden) ,
Klein Kapazitätsverlust,
Entladetiefe ca. 50% (90% bei Lithium-Ionen-Akkus),
Hohe Leistungsdichte,
Hohe Wirkungsgrad,
Geringe Selbstentladung.
40
Eigenverbrauch lässt sich durch den Einsatz von Energiespeicher deutlich erhöhen.
„Eigenverbrauch lohnt sich umso mehr, je größer die Differenz zwischen den
Bezugskosten für Strom und den Stromgestehungskosten der Photovoltaikanlage ausfällt.
Bei Systemen ohne Speicher hängt das Eigenverbrauchspotential von der Koinzidenz
zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsprofil ab“ [7]
Neben der o.g. elektrotechnischen Speicherung durch Akkumulatoren gibt es andere
teurere Speichermöglichkeiten für den Solarstrom. Diese werden aber bei Anlagen mit
sehr großer Kapazität, wo eine hohe Zyklen-Festigkeit nicht gefragt ist, angewendet.
Zu den anderen Speichermöglichkeiten zählen:
Kondensatorspeicher,
Speicherung in supraleitende Spulen,
Schwungradspeicher,
Pumpspeicher-Wasserkraftwerke,
Druckluftspeicher,
Speicherung durch Solar erzeugtes Synthesegas, Methan oder
Wasserstoff.“ [19, S.229]
2.11 PV Unterteilung nach Betriebsart
In die folgende Abbildung ist der Unterleitung der PV-Anlagen nach Art der Anwendung
deutlich zu erkennen.
Abbildung 23: Aufteilung PV-Anlage nach Betriebsart; Quelle: SMA SOLAR ACADEMY, o.J
41
Wir unterscheiden zwischen:
Photovoltaikanlage zur Netzeinspeisung (Volleinspeisung) oder zum
Eigenverbrauch und zur Netzeinspeisung (Überschusseinspeisung)
In Deutschland tragen netzgekoppelte Photovoltaik-Anlagen maßgeblich zur
Stromversorgung bei. Sie bestehen aus dem eigentlichen Solargenerator, der bei
direkter oder indirekter Einstrahlung Gleichstrom liefert und einem Wechselrichter, in
dem Gleichstrom in Wechselstrom umgewandelt wird.
Verschiedene Zähler sorgen dafür, dass sowohl nicht benötigter Wechselstrom an das
öffentliche Netz abgegeben, als auch im Bedarfsfall wieder aus dem öffentlichen Netz
bezogen, werden kann [15]. Durch den Eigenverbrauch wird der Bezug von teurem
Netzstrom reduziert. Deswegen werden auch meistens netzgekoppelten
Photovoltaikanlagen mit Batteriesystemen kombiniert.
Bei dieser Betriebsart wird auch der Strom mit erster Priorität direkt vor Ort
verbraucht. Entstehen Überschüsse, wird damit eine Batterie geladen. Erst wenn die
Batterie voll ist, speist das System Solarstrom ins Netz. Liefern die Solarmodule
weniger Strom als vor Ort benötigt wird, deckt zuerst die Batterie die Defizite. Wenn
die Batterie leer ist, sichert der Strom aus dem Netz die Versorgung. Diese Betriebsart
eignet sich für öffentliche Gebäude und Familienhäuser.
Eine netzgeführte Photovoltaikanlage mit Batterie kann sich mit einer Regelung über
eine Trennstelle vom Netz beim Stromausfall abkoppeln lassen, und kann mit Hilfe
der Batterie, als Inselsystem weiterarbeiten [18].
Photovoltaikanlage zum Eigenverbrauch / Autarkie / Inselbetrieb
Beim Inselbetrieb besteht keine Verbindung zum öffentlichen Stromnetz. Die Anlage
arbeitet autonom, der in der Solarzelle gewonnene Gleichstrom wird direkt verwendet
[15]. Autonome Anlagen sind also, wie der Name vermuten lässt, in sich geschlossene
kleine Systeme, wie Armbanduhren, Taschenrechner, Parkscheinautomaten oder auch
netzferne Gebiete, wie eine Ansammlung von Dörfern oder Ferienhäusern.
Der von dem Solargenerator gelieferte Gleichstrom wird entweder direkt verbraucht
oder in einer Batterie oder Akkumulatoren gespeichert, aufgrund der nicht zeitlichen
42
Übereinstimmung der Solarstrahlung und des Energiebedarfs. Bei Bedarf wird der
Gleichstrom über einen Wechselrichter geführt, in Wechselstrom umgewandelt und
kann somit genutzt werden. Zusätzlich werden in einigen Fällen weitere
Energiequellen (Hybridsysteme) eingebaut [18].
43
3 Auslegung und Projektierung netzgekoppelter Photovoltaikanlagen
Die Auslegung und Projektierung einer Photovoltaikanlage hängt im Wesentlichen von
folgenden Punkten ab: Dach (Größe, Neigung und Ausrichtung), Verschattungen, Wahl der
Betriebsart, technische Vorgaben und Wünsche des Betreibers und Finanzrahmen der
Bauherren. Zwar haben Solarstromanlagen zur Netzeinspeisung und zum Eigenverbrauch an
Bedeutung gewonnen, aber in diesem Kapitel gehen wir nur auf reine netzgekoppelte Systeme
ein, das heißt mit voller Einspeisung in das elektrische Netz.
Abbildung 24: Komponenten einer Netzgekoppelten Solarstromanlage; Quelle: swb-Infothek, o.J.
Eine reine netzgekoppelte Solarstromanlage wird wie in der Abbildung 25 dargestellt:
Solarmodule: werden zu Strings beziehungsweise dem Solargenerator
zusammengeschaltet.
Generatoranschlusskasten: Hier befinden sich Sicherungen für die Strings
DC-/AC-Verkabelung, man unterscheidet zwischen der Verkabelung auf der
Gleichstromseite: von den Modulen bis zum Wechselrichter und der Verkabelung auf
der Wechselstromseite: vom Wechselrichter bis hin zum Einspeisepunkt.
44
Wechselrichter: Der Wechselrichter ist eine ganze entscheidende Komponente. Er
wandelt den Gleichstrom aus Solarmodulen in Wechselstrom um. Der Strom wird
dann mit dem Versorgungsnetz synchronisiert und eingespeist. Der Wechselrichter
bestimmt den Wirkungsgrad der gesamten Anlage mit.
Zähler: Bei der netzgekoppelten Photovoltaikanlage soll gemessen werden, wie viel
Strom ins Netz eingespeist wird. Das übernimmt der Einspeise-Zähler.
Einspeise-Management: bietet eine Fernüberwachungsmöglichkeit durch die
Netzbetreiber [27].
3.1 Auswahl der Systemkonfiguration und Dimensionierung der Komponenten
Eine reine netzgekoppelte Solarstromanlage kann man in drei Bereiche aufteilen [37,
S.61]:
Der PV-Generator: PV-Module + Tragkonstruktion + DC-Kabel
Der Wechselrichter: DC/AC-Wandler + MPP-Tracker +AC-Kabel +
Sicherheitseinrichtungen
Monitoringsystem: Überwachung + Alarmierung + Datenspeicher
3.1.1 Standortauswahl
Die folgende Tabelle zeigt uns die Zusammenfassung aller Bedingungen zur
Standortwahl einer netzabhängigen PV-Anlage [27].
Die Auswirkungen von Ausrichtung, Dachneigung sowie Verschattungen auf dem Ertrag
einer PV-Anlage werden in den Abschnitten 2.2 bis 2.5 ausführlich erläutert.
45
Tabelle 1: : Zusammenfassung alle Bedingungen für einen geeigneten Standortwahl, Quelle: Solaranlage- Ratgeber.de, o.J.
Globalstrahlung Deutschland Durschnitt 1050 kWh/m²a
Norddeutschland: < 1000 kWh/m²a Süddeutschland: 1100 kWh/m²a
Dachneigung Neigungswinkel zwischen 30° und 35°
Norddeutschland: eher steiler Süddeutschland: eher flacher
Dachausrichtung Optimale Ausrichtung: 180° Süden
Verluste unter 15% bei Südost/Südwest Höhere Erträge bei Südwest als Südost
Verschattung Auf Jahreszeiten achten!
3.1.2 Auswahl und Dimensionierung der Module
Die Auswahl der Module erfolgt nach folgenden Schwerpunkten:
Preis-Leistungsverhältnis,
Platzverhältnisse,
Modulgröße,
Befestigungsmöglichkeiten [2].
Wie schon im Abschnitt 2.5 beschrieben, besteht ein Solargenerator aus mehreren
zusammengeschalteten Modulen. Man unterscheidet zwischen der Reihen-und
Parallelschaltung. Der Flächenbedarf von PV-Anlagen lässt sich anhand einer
Faustformel ermitteln: 1 kWP Polykristallines Silizium ≙ 10 m² d.h. für 1 kW
Modulleistung benötigt man etwa 10 m² Modulfläche. Letztendlich, wie in der Tabelle 2
dargestellt, hängt die Ermittlung der Modulfläche einer Anlage von dem eingesetzten
Zellmaterial ab. [37, S.61].
Tabelle 2: Flächenbedarf in Abhängigkeit von dem eingesetzten Zellmaterial, eigene Darstellung.
monokristallines Silizium 1 kWP ≙ 6 - 9 m² polykristallines Silizium 1 kWP ≙ 7,5 - 10 m²
amorphes/mikrokristallines Silizium 1 kWP ≙ 14 - 20m² Kupfer-indium-Diselenid 1 kWP ≙ 9 - 11 m²
Cadmiumtellurid 1 kWP ≙ 12 - 17 m²
46
Nachdem man sich für einen Solarmodultyp entschieden hat, lässt sich aus der nutzbaren Dachfläche APV, der Wirkungsgrad des Moduls ηPV und der momentanen Bestrahlungsstärke näherungsweise die installierbare PV-Leistung PPV berechnen [19, S.246]:
(1) 𝑃𝑃𝑃 = 𝐴𝑃𝑃 ∗ ηPV ∗ 1000 𝑊
𝑚²
3.1.3 Auswahl und Dimensionierung des Wechselrichters
Neben den im Abschnitt 2.7 aufgelisteten Wechselrichtertypen, unterscheidet man je
nach eingesetzten Schaltelementen zwischen netzgeführten und selbstgeführten
Wechselrichtern, einphasige- und dreiphasige Einspeisung, sowie Wechselrichter ohne
und mit Netztransformator. Um die maximale Energieausbeute einer Photovoltaikanlage
zu erreichen, müssen Solargenerator und Wechselrichter optimal aufeinander abgestimmt
werden. Dies erfolgt in 3 Phase: Leistung-, Spannung-, und Stromanpassung [13, S.195].
Leistungsanpassung
Vor 20 Jahren wurden Wechselrichter oft um 20% unterdimensioniert, da sie einen relativ
schlechten Wirkungsgrad im unteren Teillastbereich hatten. Man benutzte dafür einen
Solargenerator-Überdimensionierungsfaktor κÜ, wie in der anschließenden Formel
dargestellt. Z.B.: An einem Solargenerator mit 4 kWP wurde ein Wechselrichter mit 3,2
kWP Eingangsleistung angeschlossen. Das entsprach einer Überdimensionierung des
Solargenerators κÜ von 1,25.
(2) κÜ = 𝑃𝑆𝑆𝑆𝑃𝐷𝑆_𝑁
𝑃𝑆𝑆𝑆 : Nennleistung des PV-Generators bei Standard Test Conditons
𝑃𝐷𝑆_𝑁 : Wechselstrom-Nennleistung am Wechselrichter-Eingang
So erreichten diese Wechselrichter mittlere Teillastbereiche und höhere Wirkungsgrade
auch schon bei mäßiger Einstrahlung. Der Nachteil war das Abregeln des Wechselrichters
bei Nennleistung des Solargenerators und Energieverlust.
Deswegen verwendet man heutzutage den Auslegungsfaktor SRAC (Sizing Ratio). Bei
dieser Methode wird die Ausgangsleistung berücksichtigt [13, S.195].
47
(3) SRAC = 𝑃𝑆𝑆𝑆𝑃𝐴𝑆_𝑁
𝑃𝑆𝑆𝑆 : Nennleistung des PV-Generators bei Standard Test Conditons
𝑃𝐴𝑆_𝑁 : Wechselstrom-Nennleistung am Wechselrichter-Ausgang
„Der Grund für diesen neuen Bezugswert liegt an manchen Wechselrichterhersteller, die
zu hohe Eingangsleistung angeben, so dass die Geräte oft im Überlastbetrieb laufen“, [13,
S.195]. Da die Sonneneinstrahlung im Laufe des Tages sich ändert, ist die Betrachtung
der Momentanwerte sehr wichtig für die Dimensionierung des Wechselrichters. Zum
Beispiel kann an sonnigen Tagen mit durchziehenden Wolken die Sonneneinstrahlung
von 1000 W/m² auf 500 W/m² reduziert werden. Misst man die Daten einer Stunde,
kommt man zu einem Mittelwert von ca. 800W/m², aus diesem geht nicht mehr hervor,
ob der Wechselrichter zeitweise in Überlast war. Laut der Untersuchung der Fraunhofer
ISE Institut wissen wir, dass einen realistische mittleren Jahreswirkungsgrad eines
Trafolosen Wechselrichters unter Betrachtung der Stundenmittlewerte mit einem
Auslegungsfaktor bis 1,1 ohne Energieverluste machbar ist. Bei Nutzung der
Momentanwerte, muss der SRAC maximal 1 sein, um die Erträge nicht zu reduzieren. [13,
S.195].
Spannungsanpassung
Bei Überschreitung der maximal erlaubten Spannung UWR_Max, schaltet jeder
Wechselrichter ab. Diese kritische Situation wäre z.B. ein Neustart des Wechselrichters
an einem kalten, sonnigen Wintertag, da die Module dann ihre maximale
Leerlaufspannung (𝑈𝐿_𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀) aufweisen. Nimmt man die Modultemperatur θModul zu -10
°C an, so ergibt sich die maximale Anzahl der Module nMAX pro String zu [13, S.196]:
(4) nMAX =UWR_Max
𝑈𝐿_𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀(−10°𝑆)
Die minimale Modulanzahl nMin wird durch den MPP-Arbeitsbereich des Wechselrichters
bestimmt. Wir betrachten dazu einen Sommertag an dem die Modultemperatur 70°C
erreicht. In diesem Fall darf die String-MPP-Spannung nicht unter UMPP_Min des
48
Wechselrichters fallen, da er sonst nicht die maximal mögliche Leistung liefert oder sogar
abschaltet [13, S.197].
(5) nMin =UMPP_Min
𝑈𝑀𝑀𝑀_𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀(70°𝑆)
Stromanpassung
Die Anzahl der möglichen Strings nString wird durch den maximalen IWR_Max des
Wechselrichters und den maximalen Stringstrom IString_Max vorgegeben.
(6) nString =IWR_Max
𝐼𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆_𝑀𝑀𝑀
MPP - Maximum Power Point
Der Maximum Power Point beschreibt den Punkt auf der U-I Kennlinie an dem der
Solargenerator die größte Leistung erzeugt. Bedingt durch schwankende Lichtverhältnisse
oder Temperaturen ändert sich der Maximum Power Point (MPP) [21]. Wie es auf der
Abbildung 26 zu sehen ist, wird die größtmögliche Leistungsausbeute erzielt, wenn der
Solargenerator jederzeit in seinem Punkt mit maximaler Leistung betrieben wird. Das
heißt, die angeschlossenen Verbraucher (Last) müssen so ausgelegt werden, dass sie
möglichst nahe am MPP des Solargenerators arbeiten. Um dies zu erreichen verwendet
man flexible elektronische Anpassungsschaltungen, deren Übertragungsverhalten über
einen Stelleingang beeinflusst werden kann. Sie dienen zur Kopplung von Solargenerator
und elektrischen Verbrauchern. Je nachdem ob auf der Lastseite
Gleichstrom/Wechselstrom benötigt wird, werden Gleichstromsteller (DC-DC
Wandler)/Wechselrichter (DC-AC Wandler) verwendet. Sie haben die Aufgabe, die
Leistung eines Solargenerators beim bestimmten Spannungsniveau an den
Gleichstrom/Wechselstromverbraucher auf deren Spannungsniveau möglichst verlustfrei,
weiterzugeben. Die maximale Leistung des Solargenerators, die im MPP abgeben wird,
muss immer kleiner als das Produkt aus Leerlaufspannung und Kurzschlussstrom sein.
[37, S.71]
49
Abbildung 25: U-I Kennlinie einer PV-Module; Quelle: G. Schenk 2010 Photovoltaik und Solartechnik, o.J.
Heutzutage werden alle diese Formeln kaum noch benutzt. Die meisten
Wechselrichterhersteller stellen Simulationstools zur Dimensionierung bzw. Anpassung
des Wechselrichters und Solargenerators zur Verfügung. Zusätzlich sind auf folgende
Zertifizierungen bei der Auswahl eines Wechselrichters zu achten:
„Sicherheit von Leistungsumrichtern zur Anwendung in Photovoltaischen
Energiesystemen, DIN EN 62109 (VDE 0126-14), Ersatz für Ausrüstung von
Starkstromanlagen mit elektronischen Betriebsmitteln, DIN EN 50178 (VDE
0160)“ [8, S.10]..
„Selbsttätige Schaltstelle zwischen einer netzparallelen Eigenerzeugungsanlage
und dem öffentlichen Niederspannungsnetz (DIN V VDE 0126-1-1)“ [8, S.10].
3.2 Bemessung von Verkabelung und Schutztechnik
Beim Anschluss der Photovoltaikanlage sind eine Reihe gesetzlicher Vorschriften zu
beachten. Diese betreffen sowohl die Sicherheit der elektrischen Installation (Verkabelung
DC-Seite und AC-Seite), als auch Brandschutzvorschriften. Darüber hinaus sind PV-
Anlagen aufgrund ihres Aufbaus und ihrer Funktion einer Anzahl von äußeren Gefahren
ausgesetzt. In diesem Kapitel stehen, Sicherheit der elektrischen Installation, Blitz- und
Überspannungsschutz im Mittelpunkt [8].
50
3.2.1 Bemessung von Verkabelung
Die Auswahl und Verlegung von Kabeln und Leitungen auf der Gleichstrom- und
Wechselstromseite erfolgen nach folgenden Gesichtspunkten:
Temperatur- und Strahlungsbeständigkeit,
Spannungsfestigkeit,
maximaler Spannungsfall,
Leistungsverluste,
Strombelastbarkeit [2].
Dabei soll man für die Verlegung die auf DIN 57100/VDE 0100 Teil 520 und für die
Strombelastbarkeit die DIN 57298/VDE 0298 achten.
Spannungsfall und Leistungsverluste
„Bei der Auswahl des Hauptleitungsquerschnittes auf der Wechselstromseite ist darauf zu
achten, dass der Spannungsfall auf dieser Leitung 1 % der Nennspannung nicht
überschreitet. Auf die Berechnung des Strangleitungsquerschnittes kann im allgemeinen
verzichtet werden, da bei Verwendung des vom Hersteller vorgegebenen nötigen
Normquerschnittes, bedingt durch die Modulanschlussdosen, die Verluste in der Regel
deutlich unter 1 % liegen.“[2]
Dazu dient die Gleichung: (7) ΔU = √3 ∗ 𝐼𝑏 ∗ 𝐿 ∗ 𝑅𝑀 ∗ cos 𝜑
Auch die elektrischen Kabelverluste auf der Gleichstromseite sollen kleiner gleich 1% der
Solargenerator Nennleistung betragen. Die Leistungsverluste, die in einem Kabel
auftreten, sind direkt proportional zu ρ den spezifischen Widerstand des Kabelmaterials, L
die Kabellänge, I die Stromstärke und A dem Kabelquerschnitt. [26].
(8) PV = 𝜌∗𝐿∗𝐼2
𝐴
Aufgrund des geringeren Widerstands verwendet man mehr Kupfer als Aluminium zur
Verkabelung von Solarmodule. Größere Kabelquerschnitte sorgen für geringere
51
Kabelverluste, allerdings sind Kabel mit größeren Querschnitten auch entsprechend teurer
[26].
Spannungsfestigkeit, Temperatur- und
Strahlungsbeständigkeit
„Die Gleichstromleitungen sind für eine Spannung auszulegen, die die größte
Leerlaufspannung des Solargenerators übersteigt. Bei ungeschützter Verlegung im Freien
müssen die Leitungen UV-strahlungsbeständig sein. Die Modulleitungen sind in der Regel
erhöhten Temperaturen ausgesetzt und daher temperaturbeständig auszuführen.“ [2]
Strombelastbarkeit
Die Strombelastbarkeit der Leiter ist oft durch die Auslegung nach dem 1 %
Spannungsfall gewährleistet. Aber bei kurzen Längen, ist die Strombelastbarkeit von
Kabel und Leitungen durch eine geeignete Querschnittauswahl zu überprüfen. Für die
Verschaltung der Module können nicht irgendwelche Leitungsarten genutzt werden.
Insbesondere bei der Stringsverschaltung müssen die Leitungen für eine
Umgebungstemperatur bis rund 80°C geeignet sein. [2]
3.2.2 Schutztechnik
Schutz gegen direktes und indirektes Berühren,
Schutz durch Kleinspannung,
Fehlerschutz,
Schutz durch automatische Abschaltung der Stromversorgung,
Schutz vor Überlast,
Schutz bei Kurzschlussstrom,
Schutz gegen EMI in Gebäuden,
Überprüfung des Potentialausgleichs und der Erdung.
Laut DIN VDE 0100-712 müssen Generatoranschlusskästen und Verteiler für PV-
Anlagen DIN EN 61439-1 der Schutzisolierung der Schutzklasse II entsprechen. Je
nachdem ob Innen – oder Außenmontage, müssen die GAK die Schutzart IP 20 bzw. 54
52
haben [GDV, 2011, S.12-13]. Werden die Überspannungsableiter innerhalb der GAK
installiert, ist die Einführung eines Erdungsleiters in das schutzisolierte Gehäuse
unumgänglich. Innerhalb des Gehäuses müssen diese Leiter und die zugehörigen
Anschlussklemmen wie aktive Teile isoliert werden. Der Anschlusskasten und die
Anschlussklemmen sollten aus Brandschutzgründen nachgeprüft sein. Dies stellt sicher,
dass sie einer Temperatur von mindestens 850°C über 30 Sekunden lang standhalten [2].
DC-Trenneinrichtung nach DIN VDE 0100-712
Nach DIN VDE 0100-712 ist auf der Gleichspannungsseite ein Lasttrennschalter
vorzusehen. Wobei er zum Trennen von Gleichspannung geeignet sein muss. Bei der
Auswahl eines Lasttrennschalters sind der maximale Kurzschlussstrom und der maximale
Leerlaufspannung des Solargenerators zu beachten. Einige Wechselrichter werden mit
eingebauten Lasttrennschaltern geliefert. Bei Störfällen, sowie bei Wartungs- und
Reparaturarbeiten am Wechselrichter, sorgt die Gleichspannung-Freischalteinrichtung für
die Trennung von der Gleichspannungsseite [8, S.13].
Freischaltung für DC-Leitungen (Feuerwehrschalter)
Der Feuerwehrschalter ist eine Vorrichtung zur Freischaltung der Gleichspannungsseite
einer PV-Anlage in der Nähe von den Modulen. Er trägt zur Erleichterung von
Brandbekämpfungen und technischen Hilfsleistungen bei. „Die Funktionsfähigkeit der
Vorrichtung sollte auch nach mehrjährigem Betrieb nachweisbar gewährleistet sein. Für
einen sicheren Feuerwehreinsatz wird eine zusätzliche DC-Schaltstelle als
Feuerwehrschalter empfohlen, der mindestens die Gleichspannungsleitungen innerhalb des
Gebäudes spannungsfrei schaltet. Wenn eine Fehlerstrom-Schutzeinrichtung (RCD)
vorzusehen ist und keine Angaben des Herstellers vorliegen, ob in der elektrischen Anlage
über den Wechselrichter im Fehlerfall glatte Gleichfehlerströme auftreten können, ist eine
Fehlerstrom-Schutzeinrichtung (RCD) von Typ B oder Typ B+ gefordert. Eine
Fehlerstrom-Überwachungseinrichtung (RCMU), die i.d.R. im Wechselrichter integriert
ist, ersetzt keine Fehlerstrom- Schutzeinrichtung (RCD)“ [8, S.14].
53
Schutzeinrichtungen auf der Wechselspannungsseite nach DIN VDE 0100-712
Kabel und Leitungen auf der Wechselspannungsseite müssen durch
Überstromschutzeinrichtungen, z.B. Leitungsschutzschalter, Lastschalter mit Sicherung
geschützt werden. Der Einsatz von Fehlerstrom-Schutzeinrichtungen (RDCs) wird aus
Brandschutzgründen empfohlen. In anderen Bereichen, z.B. in der Landwirtschaft und bei
bestimmten Netzsystemen (wie in TT-Systemen) können sie notwendig sein [8, S.14].
Blitz- und Überspannungsschutz
Nach wissenschaftlichen Erkenntnissen erhöht die Errichtung einer PV-Anlage nicht die
Wahrscheinlichkeit des Blitzeinschlags in ein Gebäude. Aber grundsätzlich gilt,
Solarstromanlagen auf Gebäuden dürfen bereits vorhandene Blitzschutzmaßnahmen nicht
beeinträchtigen. Deshalb müssen Fangeinrichtungen mit der PV-Anlage aufeinander
abgestimmt werden. Dies erfolgt vorzugweise dadurch, wenn sich die PV-Module im
Schutzbereich der Fangeinrichtungen befinden. Dabei ist ein ausreichender
Trennungsabstand nach DIN EN 62305-3 (VDE 0185-305-3) einzuhalten. Kann der
Trennungsabstand in Ausnahmefällen nicht eingehalten werden oder liegt die PV-Anlage
nicht im Schutzbereich, müssen blitzstromtragfähige Verbindungen zwischen äußerem
Blitzschutz und PV-Modul-Gestell hergestellt werden. Die Auswirkungen von
Blitzteilströmen sind allerdings zu beachten. Am Gebäudeeintritt ist ein Blitzschutz-
Potentialausgleich auszuführen [8, S.14-15]. Ist keine äußere Blitzschutzanlage vorhanden,
werden Überspannungsschutzgeräte an folgenden Stellen empfohlen:
Am DC-Eingang des Wechselrichters und, wenn vorhanden, am
Generatoranschlusskaten (Ableiter Typ 2),
Auf Anschluss der Datenleitung des Wechselrichters (Ableiter Typ
2),
Der elektronischen Komponenten des Diebstahlschutzes (Ableiter
Kategorie C2),
Ein örtlicher Potentialausgleich ist auszuführen. [8, S.15-16]
Ist eine äußere Blitzschutzanlage vorhanden, die zusätzlich die Photovoltaikanlage
schützen soll, dann sind Überspannungsschutzgeräte an folgenden Stellen zu installieren:
54
am DC-Eingang des Wechselrichters und direkt an den
Generatoranschlusskästen (Ableiter Typ 2),
am AC-Ausgang der Wechselrichter (Ableiter Typ 2),
an der Niederspannungs-Einspeisung (Ableiter Typ 1),
am Anschluss der Datenleitung des Wechselrichters ( Ableiter
Kategorie C2),
am Anschluss der Datenleitung in das Gebäude (Ableiter Kategorie
D1)
der elektronischen Komponenten des Diebstahlschutzes.
Ist trotz vorhandener Blitzschutzanalage die PV-Anlage nicht im Schutzbereich der
Blitzfangeinrichtung oder wird der Trennungsabstand nicht eingehalten, muss ein
Blitzschutzpotentialausgleich durchgeführt werden. In diesem Fall ist die PV-Anlage
allerdings nicht gegen Blitzschäden geschützt und folgende Maßnahmen sind dann
notwendig:
Blitzstromableiter Typ 1 für alle Leitungen, die in das Gebäude
geführt werden,
Blitzstromtragfähige Erdungsleitung zur Haupterdungsschiene,
Zur Vermeidung von Induktionen sind ausreichende Abstände
zwischen der Erdungsleitung und der technischen
Gebäudeausrüstung zu beachten. [8, S.15-16]:
Die Auswahl der Überspannungsschutzgeräte (Ableiter) ist davon abhängig, ob ein äußerer
Blitzschutz vorhanden ist und ob bei vorhandener äußerer Blitzschutzanlage der
notwendige Trennungsabstand eingehalten wird. Bei eine falschen Auswahl der Ableiter
auf der Gleichspannungsseite besteht Brandgefahr, deswegen müssen die Ableiter geeignet
sein und entsprechend der Spannungshöhe ausgewählt werden. Die Betriebsspannung der
Ableiter auf der DC-Seite ist so zu wählen, dass sie größer ist als die bei – 10°C zu
erwartende Leerlaufspannung des Solargenerators. Als Überspannungsschutz werden oft
Varistoren mit Überspannungsableitfunktion eingesetzt. Sie müssen thermisch überwacht
werden, damit sie nach dem Ansprechen den entstandenen Fehlerstrom wieder
unterbrechen können. [8, S.16]
55
Brandschutz
Eine Photovoltaikanlage auf einem brennenden Haus kann eine massive Gefährdung der
Feuerwehrleute darstellen. Im Gegensatz zu üblichen Wechselstrominstallationen, die
einfach durch Abschalten des Hauses vom Stromnetz sind, liegen dagegen bei einer
Solarstromanlage auch nach Abschalten des Wechselrichters noch Spannungen von
mehreren 100 V am Solargenerator und den DC-Kabeln zum Wechselrichter. Auch
entstehende Lichtbögen stellen ein Problem dar, da sie sich nicht selbsttätig löschen. Um
das Problem zu bekämpfen gibt es die sogenannten Brandfallabschaltungssysteme (BFA)
mit selbstleitenden Halbleiterschaltern in der Modulanschlussdose, die jedes Modul im
Brandfall sicher kurzschließen kann. [13, S.202]. Diese Brandfallabschaltungssysteme
werden mit kleiner Spannung versorgt und schließen die Module dann bei der Abschaltung
der Netzstromversorgung, der Abtrennung oder Beschädigung der Versorgungsleitung des
BFA-Systems, der Detektion von Lichtbogen kurz. [33].
3.3 Nachweis der Genehmigungsfähigkeit
Im Allgemeinen sind keine Baugenehmigungen für Photovoltaikanlagen auf und an
Gebäuden oder auf Freiflächen nach Bauordnungsrecht der Länder notwendig. Allerdings
„denkmalrechtlich sind sie grundsätzlich genehmigungs-/erlaubnispflichtig, da immer eine
Beeinträchtigung des Erscheinungsbildes und Eingriffe in die Substanz eines Baudenkmals
mit der Errichtung einer Solaranlage einhergehen“ [35]. Aufgrund der Veränderung des
Landschaftsbildes, ist in vielen Bundesländern für die Errichtung Freiflächenanlagen einer
Baugenehmigung in jedem Fall Pflicht. Baugenehmigung oder nicht, das ist in
Deutschland nicht einheitlich geregelt. Baugenehmigungen werden von Bundesland zu
Bundesland anders gehandelt. Grundsätzlich sind Baugenehmigungen beim Örtlich
zuständigen Bauamt zu erfragen. Bei einem gemieteten Dach soll ein Dachnutzungsvertrag
mit dem Eigentümer abgeschlossen werden [35].
56
3.4 Abschätzung des Jahresertrages
Der jährliche Elektrische Energieertrag von einer netzgeführten Photovoltaikanlage lässt
sich durch die jährliche solare Bestrahlung auf die Modulebene 𝐻𝐺,𝑔𝑔𝑔 in kWh/m²a, die
Dachfläche APV, und der PV-Wirkungsgrad ηPV berechnen [19, S.247]:
(9) 𝐸𝑖𝑀𝑔𝑖𝑀 = HG,gen * ηPV *APV = 𝐻𝐺,𝑆𝑔𝑆 ∗ 𝑃𝑀𝑃
1000 𝑊𝑚²
In der Tat ist der Jahresertrag einer PV-Anlage deutlich niedriger, weil in der Praxis
folgende Leistungsverluste auftreten:
„Wirkungsgradabnahme durch Modulerwärmung
Wirkungsgradabnahme durch Teillastbetrieb
Minderertrag der Realleistung gegenüber der Typenschildangaben
Mismatch-Verluste durch Zusammenschaltung ungleicher Module und Zellen
Reflexionsverluste bei schräg einfallendem Sonnenlicht
Wirkungsgradänderungen bei anderen spektralen Zusammensetzungen
Verluste durch Verschmutzung und Schnee
Verluste durch Verschattung
Leitungs- und Diodenverluste
MPP-Anpassungsfehler des MPP-Trackers
Spannungswandlungsverluste und Eigenbedarf des Wechselrichters
Modul- und Wechselrichterausfälle“[19, S.247-248]
Der reale Jahresertrag lässt sich mit Hilfe der so genannten Performance Ratio* PR (“ Das
Performance Ratio beschreibt das Verhältnis zwischen dem tatsächlichen Nutzertrag und
dem Sollertrag einer Anlage und wird häufig auch Qualitätsfaktor genannt“ [39])
berechnen. Sehr gute Anlagen haben einen PR von 0,8; weniger gute Anlagen von 0,7 bis
0,75; und schlechte Anlagen von 0,6 [19, S.248]:
(10) 𝐸𝑟𝑔𝑖𝑀 = PR. 𝐸𝑖𝑀𝑔𝑖𝑀
57
Beispielweise eine gute Anlage (PR = 0,7) mit 5 kWp Leistung bei einer Bestrahlung
HG,gen von 1100 kWh/(m² a), auf einem Dach mit eine Neigung und Ausrichtung von 30°
nach Süd mit mit einer Fläche von 50 m² und einem Modulwirkungsgrad von 10% hat
einem idealen Jahresertrag von 5500 kWh/a und realen Jahresertrag von 3850 kWh/a. [19,
S.247-248].
58
4 Auslegung und Projektierung Inselsystem Photovoltaik
In diesem Kapitel soll das reine Inselnetzsystem betrachtet. Hybridsysteme mit anderen
Energieerzeugern, wie Windkraftgenerator, Wasserkraftwerk und Dieselgenerator werden
nicht erläutert.
Abbildung 26: Komponenten einer Netzautarken Solarstromanlage; Quelle: swb-Infothek, o.J.
Eine PV-Anlage in Inselbetrieb besteht aus folgenden Komponenten:
Solarmodule: Analog netzgeführte Anlage
Generatoranschlusskasten: Analog netzgeführte Anlage
Verkabelung: Analog netzgeführte Anlage
Energiespeicher: Der Energiespeicher oder Akkumulator spielt bei der Inselanlage
eine wesentliche Rolle. Er soll Zeiten in denen kein Solarstrom produziert werden
kann, zuverlässig überbrücken. Die Auslegung und Dimensionierung richten sich nach
der Größe des Solargenerators und dem Energiebedarf.
59
Laderegler: Er ist die wichtigste Komponente und bestimmt die Lebensdauer der
Energiespeicher. Sie werden so ausgelegt, dass sie zum Maximalstrom der Module
und der Verbraucher passen.
Inselwechselrichter: Damit Wechselstromverbraucher betrieben werden können. [27]
Die Auslegung von Photovoltaikanlagen in Inselbetrieb unterscheidet sich grundlegend von
netzgekoppelten Anlagen. Eine Inselanlage kann bei fehlender Sonne nicht auf das öffentliche
Stromnetz zurückgreifen. Damit es nicht zu Stromausfällen kommt, ist ein ausreichender
Energiespeicher nötig. Die Batterie dient aber nur zur Überbrückung von tagen mit geringer
Sonneneinstrahlung. Ziel einer Inselanlage soll nicht sein mit einer Solaranlage einen
möglichst großen Ertrag zu erzielen, sondern bestimmte Verbraucher sicher zu versorgen.
Daher ist es für die Auslegung einer autonomen PV-Anlage wichtig den Verbrauch im
schlechtesten Monat (In Mitteleuropa wäre es der Dezember) zu bestimmen. Sodass die
Solarmodule in den Monaten mit der geringsten Sonneneinstrahlung einen möglichst hohen
Ertrag liefern. Es ist ratsam für einen sicheren Betrieb, den Solargenerator deutlich steiler zu
stellen als bei netzgekoppelten Anlagen. Ein optimaler Solarertrag ist erreichbar bei einer
Neigung um etwa 60 bis 70° nach Süden in Deutschland. Nähert man sich dem Äquator fallen
die Unterschiede zwischen Sommer und Winter geringer aus. Ein gewisses Sicherheitspolster
von bis zu 50% sollte der Sicherheitszuschlag im Normalfall betragen. Wie auch bei
netzgekoppelten Anlagen werden auch hier die Verluste durch die Performance Ratio (PR)
berücksichtigt [18].
4.1 Komponentendimensionierung
Die Dimensionierung der Komponenten eines Inselsystems erfolgt in 3 Schritten:
Die Ermittlung des durchschnittlichen täglichen Energiebedarfs,
Festlegung der Größe des Energiespeichers anhand der Gl. (12),
Anpassung der zu installierenden Leistung des Solargenerators zu dem
Energiebedarf.
60
Ermittlung des durchschnittlichen Energiebedarfs
Eine Erfassung aller Verbraucher, sowie deren Betriebsdauer und Leistungsaufnahme
zeigt die größten Energieverbraucher und ermöglicht dadurch ein optimales
Energiemanagement. Plant man eine Anlage mit ganzjährigem Betrieb ist der
Energiebedarf möglichst nach Monaten, Jahreszeiten und im Extremfall nach Sommer
und Winter aufzulisten. [37, S.96]
Die folgende Tabelle zeigt Beispielhaft die nach Sommer und Winter getrennte Erfassung
des Energiebedarfs eines ganzjährig genutzten netzfernen Ferienhauses dar. [37, S.97]
Tabelle 3: Energiebedarf eines netzfernen Ferienhaus, Quelle: Wesselak/Voswinckel, 2012, S.97
Verbraucher Nennleistung P in W
Tägliche Betriebszeit in h
Täglicher Verbrauch in Wh
Sommer Winter Sommer Winter
Innenbeleuchtung 6 x 12 = 72 4 6 288 432
Außenbeleuchtung 3 x 7 = 21 2 4 42 84
Kühlschrank 50 6(zyklisch) Aus 300 Aus
Radio 15 4 4 60 60
Fernseher 50 2 6 100 300
SAT-Receiver 45 2 6 90 270
Ladegerät für Handys 2 x 7,5 = 15 1 1 15 15
Wasserpumpe 400 0,5 Aus 200 Aus
Herd 4000 1 1 4000 4000
Wärmeversorgung 5 x 1000 = 5000 Aus 10 Aus 50.000
Summen 9668 5095 55161
Wasch-und Spülmaschinen werden hier nicht berücksichtigt. Außerdem nehmen wir an,
dass Kühlschrank und Wasserpumpe im Winter, sowie die Wärmeversorgung im Sommer
um Strom zu sparen, Außerbetrieb sind.
61
Benötigte Solargeneratorleistung
Die nötige MPP-Leistung 𝑃𝑀𝑃𝑃 der PV-Module lässt sich näherungsweise aus der
solaren Bestrahlung 𝐻𝑆𝑀𝑀𝑖𝑟,𝑀 im schlechtestem Monat, dem Energiebedarf 𝐸𝐵𝑔𝑀𝑖𝑟𝐵,𝑀 im
gleichen Monat, einem Sicherheitszuschlag 𝑓𝑆 von mindestens 50%, sowie der
Performance Ratio PR berechnen [19, S.245].
(11) 𝑃𝑀𝑃𝑃 = (1+𝐵𝑆)∗𝐸𝐵𝑔𝑀𝑀𝑆𝐵,𝑀
𝑃𝑃∗
1000 𝑊𝑚²𝐻𝐺,𝑆𝑔𝑆,𝑀
4.2 Aspekte der Systemsteuerung und Regelung
Wie schon am Anfang des Kapitels erwähnt, um eine netzferne Photovoltaikanlage gut
betreiben zu können und die Lebensdauer der Energiespeicher sicher zu stellen, muss der
Laderegler eine paar Aufgaben lösen:
Überladeschutz,
Tiefentladeschutz,
Verhinderung ungewollter Entladung,
Spannungstransformation,
MPP-Tracking.
„Ein Laderegler funktioniert auf der Basis einer Spannungsüberwachung.
Die Reglerelektronik misst dazu die Batteriespannung UBat. Sinkt diese unter die
Tiefenladespannung, wird der Verbraucher durch einen Schalter von der Batterie
getrennt. Hat sich die Batterie erholt, so dass die Batteriespannung über eine obere
Schwelle gestiegen ist, wird der Verbraucher wieder zugeschaltet. Steigt die
Batteriespannung über die Überladespannung an, wird die weitere Ladung der Batterie
durch einen anderen Schalter gestoppt.
Als Schalter werden Leistungshalbleiter wie Leistungs-Feldeffekttransistoren oder Power
MOSFETS verwendet“ [19, S. 227]. Eine Diode verhindert, dass die Batterie bei Nacht
oder inaktiven Solargenerator entladen wird. Ohne Diode würde sich die Batterie
tiefentladen und nicht genügend Spannung zur Versorgung der Laderegler liefern können.
62
Folglich würde die Batterie sich trotz Sonnenstrahlung am nächsten Morgen nicht wieder
aufladen können [13, S.208].
Je nachdem wie das Schaltelement und der Solargenerator zusammengeschaltet sind,
unterscheidet man zwischen:
Serien- oder Längsregler
Wie sein Name schon verrät, ist der Laderegler in Serie mit dem Solargenerator
geschaltet. Auf Grund der ständigen Durchlasswiderstandverluste beim Laden der
Batterie am Schalter der Leistungshalbleiter, wird diese Art Regler kaum eingesetzt. [13,
S.209]
Shunt- oder Parallelregler
Hier ist der Leistungshalbleiter parallel zum Solarmodul geschaltet. Sobald die Batterie
vollgeladen ist, schließt ein Schalter den Solargenerator kurz und unterbricht das Laden.
Beim Ladevorgang ist zwar ein relativ kleiner Spannungsabfall (< 1V) am
durchgeschalteten MOSFET, dies erzeugt keine Verluste. Ein weiterer Vorteil liegt darin,
dass der MOSFET ohne Spannungssignal am Gate sperrt. So wird ermöglicht, dass die
Batterie auch im Fall einer Tiefenentladung wie in dem oben beschriebenes Szenario
dargestellt, sich wieder auflädt. Deshalb werden Shuntregler hauptsächlich verwendet.
[13, S.209]
MPP-Laderegler
Um das Maximum an Energie aus dem Solargenerator zu gewinnen, ist ein MPP-
Tracking genauso so wie bei der Dimensionierung der Wechselrichter erforderlich. Durch
Variation des Tastverhältnisses wird die Spannung des DC/DC Wandler moduliert und
somit der MPP der Solargeneratorkennlinie angefahren. Der MPP-Laderegler ist meist ein
Tiefsetzsteller (Gleichstromrichter), der eine höhere Eingangsspannung auf eine niedrige
Ausgangsspannung bringen kann. [13, S.209]
63
Inselwechselrichter
Ein Inselwechselrichter wird von der Batterie versorgt, dementsprechend soll seine
Spannung auf die Batteriespannung abgestimmt werden. Da ein Inselwechselrichter auf
seiner Ausgangsseite Wechselstrom zur Verfügung stellen soll, muss bei seiner
Leistungsanpassung auf die Leistung der Wechselstromverbraucher berücksichtigt
werden. Die von Inselwechselrichter gelieferte Leistung muss für alle angeschlossenen
Verbraucher ausreichend sein. [27].
4.3 Speicherung elektrischer Energie
Die Batterie soll so dimensioniert werden, dass sie planmäßig nur auf der Hälfte entladen
wird und über eine Zahl von reservetagen den Bedarf komplett decken kann. Man geht
von eventuell zugeschneiten Solarmodulen aus, die längere Zeit keinen Strom liefern
können. Daher sollten etwa 4 bis 6 Reservetage (dR) für einen sicheren Winterbetrieb in
Deutschland eingeplant werden. In Ländern mit deutlich höherem Sonnenangebot
genügen nur 2 bis 3 Reservetage. Mit der Batteriespannung UBat und dem Verbrauch der
angeschlossenen Geräte, lässt sich die nötige Batterie Kapazität berechnet. [19, S. 245]
(12) C = 6∗𝐸𝑃𝑔𝑆𝑉𝑆𝑀𝑀𝑉ℎ,𝑀
𝑈𝐵𝑀𝑆∗ 𝑀𝑅
31
64
5 Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen
Durch das Erneuerbare-Energie-Gesetz (EEG) ist der wirtschaftliche Betrieb von
Solarstromanlagen in Deutschland möglich geworden. In den folgenden Abschnitten werden
die Rahmenbedingungen dieses Gesetzes erläutert und die Vergütung, die
Förderungsmöglichkeiten, sowie die Investitionskalkulation und Rendite einer PV-Anlage
ebenfalls näher betrachtet.
5.1 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz/Vergütung
„Das EEG ist und bleibt das zentrale Steuerungsinstrument für den Ausbau der
erneuerbaren Energien. Ziel des EEG ist es die Energieversorgung umzubauen und den
Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis 2050 auf mindestens 80
Prozent zu steigern. Der Ausbau der erneuerbaren Energien erfolgt insbesondere im
Interesse des Klima- und Umweltschutzes zur Entwicklung einer nachhaltigen
Energieversorgung. Daneben sollen die volkswirtschaftlichen Kosten der
Energieversorgung verringert, die fossilen Energieressourcen geschont und die
Technologieentwicklung im Bereich der erneuerbaren Energien vorangetrieben werden.“
[3]
Das EEG trat am 1. April 2000 in Kraft, als Ersatz zu seinem Vorgänger, das
Stromeinspeisungsgesetz (StrEG) aus dem Jahr 1990. Es hat sich seitdem stetig
weiterentwickelt durch die: EEG-Novelle 2004, EEG-Novelle 2009, EEG-Novelle 2012,
Novellierung der EEG-2012 durch PV-Novelle, EEG-Novelle 2014.
Das EEG legt die Vergütungsätze für Strom aus der regenerativen Energiequelle fest und
verpflichtet Netzbetreiber alle Erneuerbare Stromerzeugungsanlagen am Netz
anzuschließen und deren produzierten Strom abzunehmen. Dank des Erneuerbare-
Energien-Gesetzes ist der Anteil der Stromerzeugung aus regenerativer Energiequelle
deutlich angestiegen. Die Höhe der Stromvergütung hängt von dem Baujahr, der
Montageart und der installierte Leistung der Anlage ab und bleibt über 20 Jahre konstant.
Das heißt eine Anlage Baujahr 2010 bekommt eine geringere Vergütung, als eine Anlage
65
Baujahr 2009. Ziel ist es die Ausbreitung der Unterschiedlichen Montagearten
(Dachanlagen, Fassadeanalgen und Freiflächenanlangen) zu kontrollieren. Die
Vergütungssätze unterliegen einer monatlichen Degression. Dies führt zu einer
Reduzierung der auf 20 Jahre garantierten festen Vergütung, das bedeutet, dass zwei PV-
Anlagen, gleiches Baujahr aber mit einer Inbetriebnahme in verschiedenen Monaten,
unterschiedliche Einspeisevergütungen bekommt. Während in den ersten Jahren des EEG
die Vergütungsdegression nur bei 5% pro Jahr lag, wurde sie mittlerweile aufgrund der
überproportionalen Senkung der Anlagenpreise deutlich erhöht [13, S.243].
Die nachfolgenden Diagramme zeigen, wie deutlich sich die Vergütungssätze im Lauf der
Jahre durch die EEG-Novelle geändert haben. Im Betracht gezogen werden die Zeiträume
von 2000 bis 2009 und von August 2014 bis Juni 2015.
Abbildung 27: EEG 2000/2004 in Abhängigkeit von Montageort und Anlagengröße, Inbetriebnahme der Anlage bis 31.12.2009, Quelle: Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV), 2015
0
10
20
30
40
50
60
≤ 30 kW Anlage auf/an Gebäuden oder Lärmschutzwänden
> 30-100 kW Anlage auf/anGebäuden oder Lärmschutzwänden
> 100 kW-1000 kW Anlage auf/anGebäuden oder Lärmschutzwänden
> 1000 kW
Eigenverbrauch ≤ 30 kW
Freiflächenanlagen
Zuschlag in Ct/kWh fürFassadenanlagen
66
Abbildung 28: EEG 2014 Einspeisevergütung für kleine Anlage bis 500 kw in Abhängigkeit zum Inbetriebnahmepunkt, zum Montageort und jeweils anteilig zur gesamt installierten Leistung. Inbetriebnahme der Anlage ab 1.8.2014, Quelle: Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV), 2015
5.2 Investitionskosten
Trotz sinkender Preise bleiben die Solarmodule der Hauptteil der Investitionskosten einer
Photovoltaikanlage, danach kommen die Wechselrichter-, die Montage- und
Netzanschlusskosten. [37, S.63]. Investitionskosten hängen stark von der installierten
Leistung und der Anlagegröße ab.
0
2
4
6
8
10
12
14
≤ 10 kW Anlage auf/an Gebäuden oder Lärmschutzwänden
> 10-40 kW Anlage auf/anGebäuden oder Lärmschutzwänden
> 40kW-500 kW Anlage auf/anGebäuden oder Lärmschutzwänden
Dachanlagen auf nichtWohngebäude im Außenbereich undFreiflächenanlagen bis 500 kW
67
Abbildung 29: Durchschnittliche Kostenanteile einer netzgekoppelten PV-Anlage, Quelle: Wesselak/Voswinckel, 2012, S.63
5.3 Renditeberechnung
Wie bei jeder Wirtschaftlichkeitsberechnung, sollte man bei einer Renditeberechnung
zuerst die Eingangsgröße definieren. Die Investitionskosten KO, sie können aus dem
Eigenkapital und/oder eine Kreditfinanzierung stammen.
Die jährlichen Betriebskosten KBetrieb fassen alle Aufgaben wie Versicherungen,
Zählermiete, Wartungs- und Reparaturkosten um. Die jährlichen Betriebskosten sollen
1,5% der Investitionskosten nicht überschreiten. Schließlich hängen die jährlichen
Einnahmen (KEin) (13) KEin = KEEG x Ereal von der Vergütungssätze KEEG und dem realen
Jahresenergieertrag Ereal ab.
Als Rechenmodell für die Rendite einer PV-Anlage, betrachten wir die Amortisationszeit.
Die Amortisationszeit TAmortisation ist die Zeit, die vergeht, bis man seine
Investitionskosten (Eigenkapital und/oder Kreditfinanzierung) wieder eingenommen hat.
Nach dieser Zeit macht man nur noch Gewinn.
Sie lässt sich durch die Division der Investitionskosten KO durch die Differenz aus
jährlichen Betriebskosten KBetrieb und jährlichen Einnahmen KEin berechnen. [13, S. 243-
244]
60% 24%
11%
5%
Solargenerator
Wechselrichter
Montage
Netzanschluss
68
(14) TAmortisation = 𝐾𝑂𝐾𝐸𝑆𝑆 − 𝐾𝐵𝑔𝑆𝑆𝑆𝑔𝑉
Als Beispiel betrachten wir eine 10 kW netzgeführte Dachanlage, Inbetriebnahme am
1.4.2013 aus Stadthagen, mit Investitionskosten von 20 000 Euro und einem relativ
Jahresenergieertrag von ca. 9500 kWh/a. Die Einspeisvergütung beträgt bei so einer
Leistung und Anlagetyp 15,92 Cent/kWh = 0,1592 Euro/kWh.
Die jährliche Einnahme ergeben sich aus:
KEin = KEEG x WJahr = 9500 kWh/a x 0,1592 Euro/kWh = 1512,4 Euro/a
Die Anlage hat jährliche Betriebskosten (ca. 1,5% von Investitionskosten) in Höhe von
300 Euro. Somit ergibt sich für die Amortisationszeit:
TAmortisation = 20000 𝐸𝑀𝑟𝑀
1512,4 𝐸𝑀𝑆𝑀𝑀 − 300 𝐸𝑀𝑟𝑀 = 16, 5a
Bei einer Laufzeit des Vergütungssatzes von 20 Jahren hat der Betreiber noch fast 3,5
Jahre um Gewinne zu erwirtschaften. Die Rendite lässt sich deutlich durch
Eigenverbrauch des Solarstroms erhöhen.
69
6 Beispiel Planung einer Photovoltaikanlage im netzgekoppelter Betrieb
In der Praxis werden fast alle Photovoltaikanlage mit Simulationsprogrammen geplant. Viele
Solarmodule- und Wechselrichterhersteller stellen zur Solargenerator, -und
Wechselrichterdimensionierung für Ertragsschätzungen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen
Simulationstools zur Verfügung. Auf der derzeitigen Flachdachfläche der Gebäude Städtische
Häfen in der Hansastraße 38, Hannover, ist eine 2013 gebaute PV-Anlage zum
Eigenverbrauch und zur Überschuss-Netzeinspeisung gemäß EEG.
Die Anlage wurde von der Firma ap elektroanlagen Planung GmbH geplant und steht in
diesem Kapitel im Mittelpunkt. Die Solarstromanlage umfasst 226 Module, ist mit einer
Gesamtleistung von 56,50 kWp auf zwei Dachfläche Bauteil PT1+2 Verwaltungsgebäude
28,50 kWp und PT3 Lokschuppen/Werkhalle 28,0 kWp verteilt.
Standortwahl: Nord Deutschland, Hannover
Globalstrahlung: ca. 950 kWh/m²a bezogen auf Abbildung 4.
Dachneigung: Flachdachgestell mit 10° Aufständerung- Südausrichtung.
Dachfläche: 370,01 m2.
Module + Aufständerung + Ballaststeinen: PT1: 0,39 kN/m2, PT2: 0,38 kN/m2,
PT3: 0,32 kN/m2
Die Anlage basiert auf einer optimierten Stringverschaltung zur Verringerung der
Auswirkungen von Verschattungen.
6.1 Auswahl der Komponenten und Dimensionierung
6.1.1 Solargenerator
Der Solargenerator besteht aus 226 Solarmodulen vom Typ: YL250P-29b dem
Modulherstellers Yingli-Solar. Er ist aus polykristallinen Hochleistungs- Solarzellen und
eisenarmem getempertem Solarglas; mit 3,2 mm eloxiertem Aluminiumrahmen.
Weitere Komponenten sind konfektionierter Verbindungskabel mit Stecker und Buchse
MC 4, UV-beständiger Anschlussdose IP 65.
Die maximale installierbare PV-Leistung lässt sich nach Gl. (1) berechnet.
70
Zur Verfügung steht eine Bruttofläche von 370,01 m2, ein durchschnittlicher
Einstrahlungswert von ca. 1000 W/m2, ein Modul von Typ YL250P-29b mit 15,3%
Wirkungsgrad.
Daraus ergibt sich eine Leistung PV = 370,01 m2 x 0,153 x 1000 W m2
= 56,61153 kW.
Anhand dieser Leistung lässt sich die Anzahl der Module (nM) ermittelt, wenn man die
installierbare PV-Leistung durch die Leistung eines Moduls dividiert.
nM = 56,61153 kW 0,25 kW
= 226,44612 => 226 Module.
Abbildung 30: Übersicht des Solargenerators PT2+3; Quelle: Eigene Darstellung, 2015
71
Solarmodul YL250P-29b 250 W
Technische Daten:
Länge: 1.650 mm
Breite: 990 mm
Tiefe: 40 mm
Maximale Toleranz: +5 W /- 0W
Modulwirkungsgrad: 15,3 %
Gewicht: 19,1 kg
Leistung: 250 W
Nennspannung Umpp: 30,4V
Nennstrom Impp: 8,24 A
Leerlaufspannung Voc: 38,4 V
Kurzschlussstrom Isc: 8,79 A
Produktgarantie: 10 Jahre
Leistungsgarantie: 10 Jahre 91,2 % Pmin
Das Dachgestell besteht aus einer Aluminium-Edelstahl-Konstruktion, die das Dach nicht
durchdringt. Nach Angabe der Statiker, darf die Flachdachbelastung 32 kN/m2 nicht
überschreiten, auch eine Punktuelle Belastung darf diesen Wert nicht überschreiten. Die
gesamte Konstruktion wurde durch Ballast gemäß DIN 1055-4 beschwert und gemäß
Ballastplan auf die F Boxen der Dachkonstruktion verteilt. Der notwendige Ballast pro
Modul wurde mit Ballaststeinen gemäß Auflastberechnung des Herstellers entsprechend
der DIN 1055-2 auf die vorhandenen F Boxen in dem jeweiligen Bereich verteilt, dabei
wurde die maximale zulässige freigegebene Dachauflast eingehalten, die sich wie folgt
ausführen lässt: Gesamtballast Bauteil PT1+2: ca. 6100 kg, Gesamtballast Bauteil PT3 ca.
4800 kg und besteht aus folgenden Materialen:
82 Set TRIC F Box Set inkl. Kreuzverbinder Fabrikat: Wagner Solar;
69 St Alu RückWandblech 332x2000x0,8mm für TRIC F Box Material :
AlMg1hh. Fabrikat: Wagner-Solar;
72
82 St TRIC F Box; Bautenschutzmatte Standard
Maße: 1350x280x6mm, Material: Gummigranulat, Hinweis: Überprüfung der
Eignung der Schutzmatte zur vorhandenen Dachhaut erforderlich. Bestimmte
Dachfolien sind nicht mit Bauschutzmatten kombinierbar. Fabrikat: Wagner-
Solar;
82 St Fließ – Lage als Trennung zwischen der Dachhaut und der
Bautenschutzmatte, Maße: 1350x280x6mm. Fabrikat: Wagner-Solar;
212 m Alu LDC-Montageschiene 36x28mm in Längen zu 5,15m; blank; EN
AW 6063. Fabrikat: Wagner-Solar;
41 Set TRIC A HDC Schienenverbinder-Set Aluminium zum verbinden der
HDC-Profile sowie MC, LDC, TC. Fabrikat: Wagner-Solar;
112 St Modulbefestigung auf TRIC F Box für 112 Module. Fabrikat: Wagner-
Solar;
198 stz Modulklemmenset TRIC Clip Mittelklemme für Rahmenhöhe 37 bis
41mm, blank, M6, Modulabstand 22mm;
52 stz Modulklemmenset TRIC Clip Randklemme für Rahmenhöhe 37 bis
41mm, blank, M6, Modulabstand 22mm; 234 m Montageschiene 36x44 mm
blank, Länge 6m;
39 Set TRICA HDC Schienenverbinder-Set Aluminium zum Verbinden der
HDC-Profile sowie MC, LDC; TC.
73
6.1.2 Wechselrichter
Es wurde vier Wechselrichter SUNNY TRIPOWER 15000TL (Siehe Datenblatt in
Anhang) der Hersteller SMA für die Einspeisung und Eigenverbrauch von Solarstrom in
das Niederspannungsnetz im Netzparallelbetrieb ausgewählt.
Bauart:
Transformatorlos mit allstromsensitiver Fehlerstrom-Überwachungseinheit;
Kühlungskonzept OptiCool. Dreiphasig einspeisend, mit Blindleistungseinspeisung. 2
separate MPP-Tracker für unterschiedliche Strings. Grafikdisplay integriert, geeignet für
Innen/Außenmontage, Drehwahlschalter für Ländereinstellungen, SMA Bluetooth
Kommunikationsschnittstelle, Multifunktionsrelais, DC Steckverbinder SUNCLIX, inkl.
DC-Lasttrennschalter Electronic Solar Switch (ESS), mit integrierter Schutzfunktionen
(Eingang: thermisch überwachte Varistoren, Erdschlussüberwachung, Verpolungsschutz
durch Kurzschlussdiode; Ausgang: Kurzschlussfest (Stromregelung); elektronische
String-Sicherung, Ausfallerkennung und Stromüberwachung). Garantie: 5 Jahre (auf 25
Jahre erweiterbar).
Abbildung 31: Befestigung und Platzierung der Wechselrichter; Quelle: Eigene Darstellung, 2015
74
Die Auswahl der Wechselrichter erfolgte durch Strom- und Spannungsanpassung und
durch Leistungsanpassung. Die Anlage besteht aus 12 Strings, die auf 4 Wechselrichter
mit je 5 Eingängen von Typ A und 1 Eingang von Typ B verteilt sind. Die Wechselrichter
wurden belegt wie folgt:
Tabelle 4: Stringaufteilung zu den Wechselrichter; Quelle: Eigene Darstellung, 2015
Bauteil WR Nr. String Nr. Anzahl Module WR Eingang
PT3 1 1/1 20 A1 PT3 1 2/1 20 A2 PT3 1 3/1 16 B PT3 2 4/2 20 A1 PT3 2 5/2 20 A2 PT3 2 6/2 16 B
PT1+2 3 7/3 20 A1 PT1+2 3 8/3 20 A2 PT1+2 3 9/3 17 B PT1+2 4 10/4 20 A1 PT1+2 4 11/4 20 A2 PT1+2 4 12/4 17 B
Der Auslegungsfaktor ergibt sich aus der Division von der Solargenerator-Nennleistung
(56,5 kW) durch die Wechselrichter-Nennleistung (60 kW) nach Gl. (3) SRAC = 56,5kW 60 kW
= 0,9416.
Laut einer Studie des Fraunhofer ISE Institut soll der Auslegungsfaktor maximal 1,1
betragen. Demnach wurden Solargenerator und Wechselrichter richtig angepasst.
Spannungsanpassung
Um die Abschaltung der Wechselrichter durch Überschreitung der Maximale erlaubte
Spannung UWR_Max zu vermeiden, wurde für alle 4 Wechselrichter die maximale Anzahl
der Module nMAX pro String nach Gl. (4) ermittelt.
nMAX =UWR_Max
𝑈𝐿_𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀(−10°𝑆) => nMAX = 1000 V
38.4V = 26,0416
75
Demzufolge sind 26 Module die maximale Anzahl der anschließbaren Module pro String.
Damit die String-MPP-Spannung nicht unter UMPP_Min des Wechselrichters fällt, muss die
minimale Modulanzahl nMin nach Gl. (5) an einen String angehalten werden.
nMin =UMPP_Min
𝑈𝑀𝑀𝑀_𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀(70°𝑆) => nMAX = 360 V
30.6V = 11,764
Demzufolge sind 11 Module die minimale Anzahl der anschließbaren Module pro String.
Die maximale Anzahl der anschließbaren Module pro String beträgt 26 Module und die
minimale Anzahl beträgt 11 Module. Laut der obigen Tabelle wurden maximal 20
Module und minimal 16 Module pro String zusammengeschaltet.
Stromanpassung
Die Ermittlung der maximalen Stringzahl in Parallelschaltung berechnet sich wie folgt:
nString =IWR_Max
𝐼𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆_𝑀𝑀𝑀 => nString = 33 A
8.24 A = 4,0048
Demzufolge ist 4 der maximalen Stringsanzahl, was nach Gl. (6) sich an eines 15 kW
SMA Wechselrichters anschließen lässt. Laut der obigen Tabelle wurde nur 3 Strings pro
Wechselrichter angeschlossen.
Die Einhaltung der VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4105 für Anlagenleistung
größere 30 KVA bis 100 KVA erfolgt mittels einer ferngesteuerten Begrenzung der
Einspeiseleistung durch den Netzbetreiber. Dies soll folgende Punkte des
Einspeisemanagements des EEG 2012 ermöglichen:
Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz (ab 50,2 Hz),
Einsatz dreiphasiger Wechselrichter oder kommunikativer Kopplung
dreier einphasiger Geräte für die Leistung, die 4,6 kVA pro Phase
übersteigt,
Blindleistungsbereitstellung (cos 𝜑 von 0,90 untererregt und bis 0,90
übererregt ),
Externer zentraler Netz- und Anlageschutz (NA-Schutz) in einer
fehlersicheren Ausführung,
76
Eine jederzeit zugängliche Schaltstelle gemäß TAB Stadtwerke
Hannover enercity-netz.
6.2 Bemessung von Verkabelung, Schutztechnik und Zählereinrichtung
6.2.1 AC und DC Verkabelung
Dass bestimmte Verkabelungssorten sich inzwischen gut etablieren konnten, hängt mit
Sicherheitsfragen, wie etwa Mertens wie folgt ausführt. „Da die Stringverkabelung der
Witterung, Sonnenstrahlung und hohen Temperaturen ausgesetzt ist, müssen die Kabel
UV-beständig, schwer entflammbar und für hohe Betriebstemperatur ausgelegt sein. Zum
Verbinden der Module untereinander haben sich Solarstecker etabliert, die einfaches und
gefahrloses Verbinden ermöglichen. Sie sind so ausgeführt, dass kein unbeabsichtigtes
Berühren des Leiters erfolgen kann." [13, S.166]. Dies erklärt zweifelsohne, warum in
dem beschriebenen Projekt dieser Studie der Hersteller und Systemanbieter für Kabel,
hochflexible Leitungen, Industriesteckverbinder und Verschraubungstechnik Lapp Kabel
bevorzugt wurde. Die bei der Konstruktion angewandten Materialen sind nämlich die
folgenden:
Ca. 280 m hochflexibles Lapp-Solarkabel, 1x6mm² Ölflex Solar XLR
Aderisolation für Stringbrücken, schwarz, blau (Minus) oder rot (Plus) für
Stringleitungen. Halogenfrei, flammwidrig, UV-, Ozon- und
Witterungsbeständig, doppelte elektronenstrahlenvernetzte Isolierung,
Umgebungstemperatur - 40 bis + 90°C Aderisolation für Stringbrücken
schwarz, blau (Minus) oder rot (Plus) für Stringleitungen, die alle von TÜV
zertifiziert sind.
Ca. 520 MultiContact MC 4 Stecker Größe II, für Kabel mit 5,5 - 9,0 mm
Außendurchmesser, Querschnitt 4-6mm², berührungssicher und zweiteilig, mit
Verriegelung gegen unbeabsichtigtes Trennen. Fabrikat: MultiContact MC 4;
Typ: Stecker Größe II.
77
Ca. 60 m Kabel DIN VDE 0276-603 NYCWY 4 x 35 SM/16 (von der
Unterverteilung bis zur EEG-Messung im Außenverteilerschrank)
Ca. 20 m Installationsleitung DIN VDE 0250-204 NYM-J 5 x 6 (vom
Wechselrichter bis zur Unterverteilung)
Ca. 60 m Kabel DIN VDE 0276-603 NYY- J 3 x 1,5 RE (Überwachungs-,
Zählereinrichtung)
Ca. 85 m Kabel DIN VDE 0276-603 NYY- J 7 x 1,5 RE (Überwachungs-,
Zählereinrichtung)
Ca. 350 m Kabel DIN VDE 0276-603 NYY- J 1 x 16 RE (Brand-, Blitz- und
Überspannungsschutz)
Ca. 20 m Installationsleitung DIN VDE 0250-204 NYM-J 3 x 1,5
Ca. 20 m Installationsleitung DIN VDE 0250-204 NYM-J 3 x 2,5
Ca. 100 m Installationskabel DIN VDE 08150, J-Y(St) Y, 4 x 2 x 0,8 Bd
(Fernsprech-, Signal- und Datenübertragung).
Damit die elektrische Energie nicht gleich wieder in Wärme umgesetzt wird, ist auf einen
ausreichenden Querschnitt der Kabel zu achten. Die elektrischen Kabelverluste auf der
Gleichstromseite sollen maximal 1% der Anlagennennleistung betragen und der
Spannungsfall auf der Hauptleitung soll nicht 1 % der Nennspannung nicht überschreitet.
Unter Rücksicht auf diese Dimensionierungsregeln werden zuerst die Leistungsverluste
der Leitungen auf der Gleichstromseite mit Hilfe der Gl. (7) und danach der
Spannungsfall sowohl auf die auf die Wechselstromseite mit Hilfe der Gl. (8) berechnet.
Die elektrischen Kabelverluste auf der Gleichstromseite (von dem Solargenerator bis zum
Wechselrichter) betragen:
78
PV = 𝜌∗𝐿∗𝐼2
𝐴 mit ρcu = 0,0175Ω.mm2/m; L: länger des Kabels; A: Querschnitt des Kabels
PV = 2 ∗ (0,0175Ω.𝑚𝑚2
𝑚 ∗(4∗280𝑚∗(8,24𝐴)2
6𝑚𝑚2 ) = 110,8 W
𝑃𝑀𝑃− 𝑃𝑃𝑃𝑀𝑃
x 100% = 56,3892𝐾𝐾56,5 𝐾𝐾
x 100% = 0,998% < 1%
So gesehen wurde der Querschnitt auf der Gleichstromseite richtig ausgewählt, da die
auftretenden Verluste tolerierbar sind.
Der Spannungsfall auf der Wechselstromseite (von Wechselrichter bis zum
Unterverteilung und von der Unterverteilung bis zum Außenverteilerschrank) beträgt:
• Von Wechselrichter bis zur Unterverteilung ca. 20 m Installationsleitung NYM-J 5x 6
mm2:
ΔU = √3 ∗ 𝐼𝑏 ∗ 𝐿 ∗ 𝑅𝑀 ∗ cos 𝜑 mit RL = 3,08 Ω/Km; L: länger des Kabels; Cos 𝜑 =
0,9
Ib = 𝑃𝑀𝑃√3∗𝑈𝑉∗𝑐𝑀𝑐𝑐
= 56500𝑊
√3∗230𝑃∗cos (0,9) = 141,85A
=> ΔU = √3 ∗ 141,85 𝐴 ∗ 0,02 𝐾𝐾 ∗ 3,08 Ω/Km ∗ cos (0,9) = 15,13 V
𝑈𝑉−ΔU 𝑈𝑉
x 100% = 230 𝑃−15,13 V
230 𝑃 x 100% = 0,93% < 1%
• Von der Unterverteilung bis zum Außenverteilerschrank ca. 60 m Hauptleitung
NYCWY 4 x 35 SM/16 mm2 (RL = 0,524 Ω/Km):
=> ΔU = √3 ∗ 141,85 𝐴 ∗ 0,06 𝐾𝐾 ∗ 0,524 Ω/Km ∗ cos (0,9) = 7,72 V
𝑈𝑉−ΔU 𝑈𝑉
x 100% = 230 𝑃−7,72 V
230 𝑃 x 100% = 0,96% < 1%
Die Berechnungen zeigen, dass auf der Wechselstromseite alle Kabelquerschnitte richtige
ausgewählt wurden.
79
6.2.2 Schutztechnik
Unterverteilung
Der Unterverteiler ist eine isolierstoffgekapselte Schaltanlage, die die Funktion eines PV-
WR Sammler erfüllt. Betrieben wird der halogenfreie, schlagfeste und
korrosionsbeständige Niederspannungs-Schalgerätekombination Unterverteiler mit einer
Bemessungsisolationsspannung von 1000 V, einer Bemessungsbetriebsspannung von 400
V AC und einer Bemessungsbetriebsstrom von 48 A AC je Wechselrichter. Des Weiteren
ist der Unterverteiler von Schutzart IP 65, Schutzklasse II und wie folgt bestückt:
Lasttrennschalter, 3-polig mit Trennmessern Anschuss,
3 x 63 A, 3-polig; DO 2 1-oder 3-polig schaltend Klemmbereich,
3 Klemmen je PE+N.
Abbildung 32: Unterverteilung AC nach dem Wechselrichter, siehe Seite 98; Quelle: Eigene Darstellung, 2015
Überspannungsschutz
4 x Überspannungsableiter Typ 2/Class II für Sunny Tripower
(Wechselrichter) nach EN 61643-11/IEC 61643-1 als Schutzmodul mit
Parallelschaltung von Varistor und Kurzschlußvorrichtung mit integrierter
80
Sicherung; maximaler Ableitvermögen 40 kA, einfacher und werkzeugloser
Schutzmodulwechsel durch Modulverriegelungssystem mit
Modulentriegelungstaste. Fabrikat: SMA.
12 x Kombiableiter Typ 1 Verdrahtungsfertige, modulare Kompletteinheit für
Photovoltaikanalgen, bestehend aus Basisteil und gesteckten Schutzmodulen,
kombinierter Abtrenn- und Kurzschließvorrichtung mit sicherer elektrischer
Trennung im Schutzmodul zur Verhinderung von Brandschäden durch DC-
Schaltlichtbögen. Mit bewährter fehlerresistenter Y-Schaltung wird, die
Schädigung des Überspannungsschutzes bei Isolationsfehlern im
Generatorkreis vermieden. Sichere, lichtbogenfreier Schutzmodulschutzes
durch integrierte Gleichstrom-Sicherung gemäß EN 50539-11 geprüft.
10 x Überspannungsschutzgerät Typ 1 Reiheneinbau 400 V AC, maximaler
Ableitstoßstrom 20 kA 4-polig, Überspannungsschutzgerät einschließlich
Basisteil DIN EN 61643-11, mit thermischer Abtrenneinrichtung DIN 43880,
Überspannungsableiter mit höchstem Ableitvermögen für symmetrische
Datenschnittstellen, blitzstromtragfähig bis 10 kA, einsetzbar nach dem Blitz-
Schutzkonzept an den Schnittstellen, ausgestattet, mit Funktionsanzeige und
potentialfreiem Kontakt für Fernanzeige.
1 x Leitungsschutzschalter 230/400 V AC, Ausschaltvermögen 6 kA einpolig
Auslösecharakteristik B 16A, als Reiheneinbaugerät, fingersicher DIN EN
50274.
3 x Leitungsschutzschalter 230/400 V AC, Ausschaltvermögen 6 kA einpolig
Auslösecharakteristik B 10A, als Reiheneinbaugerät, fingersicher DIN EN
50274.
81
Abbildung 33: Übersicht Überspannungsschutzgerät Typ 1; Quelle: Eigene Darstellung, 2015
Blitzschutz
Die Fangeinrichtung der vorhandenen Blitzschutzanlage am Flachdach der Gebäudeteile
PT1+2 sowie PT3 wurde vor dem Aufbau der Photovoltaikanlage demontiert, um die
Montagefläche freizuhalten. Nach dem Aufbau wurde die Fangeinrichtung durch einen
Fachbetrieb für Blitzschutzanlagen wieder montiert und die Solaranlage in die
vorhandene Blitzschutzanlage integriert. Die Photovoltaikanlage wurde an den
vorhandenen Potentialausgleich angeschlossen.
Brandschutz
Um die Spannungen und Gefahren im Notfall oder im Wartungsfall zu kontrollieren,
wurde für die Photovoltaikanlage ein Brandschutzkonzept unter Berücksichtigung der
Allgemeinen Richtlinien zur Elektroinstallation, sowie nach DIN-AR 2100-700 und alle
gültigen Regeln des Elektrohandwerks mit Hilfe der SolteQ-BFA-BrandFallAbschaltung
vorgesehen . Das Brandfallabschaltungssystem(BFA) vom Hersteller: SolteQ Vertriebs
GmbH besteht aus:
1 x Handmelderzentrale, die das Brandfallabschaltsystem mit Ein- und
Ausgängen zum Anschluss von Sensoren, Leuchtschildern, Rauchmelder,
82
Lichtbogensensor zentral steuert. Maße: 133x133x36mm, Schutzart : IP44, PC
ASA- Kunststoffgehäuse mit Schutzglas, Stromversorgung: 18..30V über
Steuerteil, Stromverbrauch: < 0,3 VA;
1 x Steuermodul für BFA-System für Hutschienenmontage;
226 x BFA-1-Box für PV-Modul, die im Bedarfsfall das jeweilige Modul
kurzschließt, damit das Modul keine Spannung mehr produziert, und das
gesamte System wirksam und komplett deaktiviert wird. Der String ist des
Weiteren mit integrierter Stringdiode zur Vermeidung von Rückströmen
ausgestattet;
500 m PVC-Flexleitung 4x1,0 mm2 Halogenfrei, flammwidrig, UV-, Ozon und
Witterungsbeständig, welche Steuerteil, Handfeuermelder und Anschluss-
Elemente verkabelt.
36 x Anschluss-Kupplung für Versorgungsleitung 4x0,34-0,75mm2, um die
Versorgungsleitung an die BFA-Boxen für Kabelduschmesser von 4 bis 10
mm anzuschließen.
12 x Anschluss Element / Terminator.
24 x Verlängerung Datenleitung.
20 x UV und Witterungsbeständig Verteilerdosen 80x80mm
6.2.3 Überwachungs- und Zählereinrichtung
Zählereinrichtung
Ein aus einem Einspeisezähler und einen Bezugszähler gebauter Zweirichtungszähler in
einem Zählermessgeräte-Schrank mit einer Aufnahmevorrichtung für eine
Zählermesstafel für 2 Zählerplätze komplett montiert und anschlussfertig verdrahtet.
Technische Daten:
Zählerschranksystem E 800/550 D1-W
Niederspannungs-Wandlerzählung 250A
83
incl. Systemgebundenem Zubehör
Fabrikat Deppe Wandlerschrank E 800/550 D1-W
Sicherungslasttrennschalter NH-2
Primärleiterschienen für die Wandler des Netzbetreibers
Spannungsabgriff mit Spannungspfadsicherung D01, 6A
komplette Verdrahtung zum Zählerschrank
Kabeleinführung: oben 3x Pg16, 1x Pg21
Kabel Ein/Ausgang: Pg 48 im Schieber
Anschlussraumabdeckungen sind plombierbar
Schloss: Vierkant mit plombierbarer Fallklappe
4 Schrauben und Dübel für Schrankbefestigung
Abbildung 34: Übersicht Außenverteilerschrank mit Zähler; Quelle: Eigene Darstellung, 2015
Überwachungseinrichtungen
Eine SMA GRID GATE dient der Einhaltung der VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N
4105 für Anlagenleistung größer 30kVA bis 100 kVA und Wirkleistungsreduzierung bei
einer Überfrequenz ab 50,2 Hz.
Eine POWER REDUCER BOX sorgt für das Einspeisemanagement der
Photovoltaikanlage. Sie ermöglicht dem Netzbetreiber, über Fernsteuerung die
Eispeiseleistung der Anlagen bei Netzüberlastung vorübergehend zu begrenzen. Dazu
84
übersetzt sie die übermittelten Sollwerte in Steuerbefehle für die Sunny WebBox, die sie
an die Wechselrichter weiterleitet.
Die SUNNY WebBox dient der Fernüberwachung und Wartung der Anlage, über sie
werden aktuelle Messwerte und Daten von Solar-Wechselrichtern und SensorBox-
Geräten empfangen und gespeichert. Liegt ein Signal des Rundsteuerempfängers vor,
wertet die Power Reducer Box das Signal aus und gibt einen Befehl über das Ethernet-
Netzwerk an die registrierte Sunny WebBox weiter. Die angesprochene Sunny WebBox
übergibt den Befehl an die angeschlossenen Wechselrichter weiter.
Das SMA Power Control Modul ist eine Multifunktionsschnittstelle, welche dem
Wechselrichter die Umsetzung von Netzsystemdienstleistungen wie z.B. die
Anforderungen des EEG 2012 ermöglicht.
Die SUNNY SENSORBOX: Die Wetterstation für PV-Anlagen ist direkt an den Modulen
installiert und misst die Sonnenaustrahlung und Temperatur. In Kombination mit Sunny
WebBox und Sunny Portal ermöglicht sie einen kontinuierlichen Soll-/Ist-Vergleich der
Anlagenleistung. Damit lassen sich Verschattungen, Verschmutzungen oder eine
schleichende Minderleistung des Generators erkennen, was die maximale
Ertragssicherheit gewährleistet. Zusätzliche Sensoranschlüsse zur optionalen Messung
der Umgebungstemperatur oder der Windgeschwindigkeit ermöglichen noch genauere
Berechnungen.
Abbildung 35: Unterverteilung + Schutz und Überwachungseinrichtungen; Quelle: Eigene Darstellung, 2015
85
6.3 Wirtschaftlichkeitsberechnung
Das dargestellte Projekt beschreibt eine PV-Anlage zum Eigenverbrauch und zur
Überschuss Netzeinpeisung. Die Wirtschaftlichkeitsberechnung wird mittels Gl. (14)
gerechnet. Die Investitionskosten (K0) setzen sich aus den Kosten von Solargenerator,
Wechselrichter, Montage, Netzanschluss zusammen und betragen 160 000 Euro.
Als Betriebskosten (Kbetrieb) nehmen wir 3200 Euro etwa 2% der Investitionskosten. Die
jährlichen Einnahmen (KEin) setzen sich aus der Einsparung der sonst bezogenen Energie
und die Vergütung der eingespeisten Energie zusammen.
𝐸𝑖𝑀𝑔𝑖𝑀 = HG,gen * ηPV *APV = 950 Wh/(m2a) x 15,3% x 369,17 m2 = 53658,86 kWh/a
𝐸𝑟𝑔𝑖𝑀 = PR*𝐸𝑖𝑀𝑔𝑖𝑀 , mit PR = 52380,67 𝑘𝑊ℎ/𝑖53658,86 𝑘𝑊ℎ/𝑖
= 0,97 => Ereal = 0,97 x 53658,86 kWh/a
= 52049 kWh/a
=> Die Einsparung der sonst bezogenen Energie etwa 90% der reale Jahresenergieertrag
mit 29,13Ct/Kwh entlohnt, beträgt:
𝐸𝑟𝑔𝑖𝑀* 29,13Ct/Kwh = 46844,1 kWh/a*29,13Ct/Kwh = 13645,7 €/a
=> Für die Berechnung der Vergütung muss berücksichtigen werden, dass der der
angeschlossenen Verbraucher an der Städtische Hafen Hannover deutlich mehr Energie
benötigen als die installierte Leistung des Solargenerators liefern kann. Folglich wurde
nur am Wochenende oder an Feiertagen ca. 10% der reale Jahresenergieertrag als
Überschuss mit 11,58 Ct/kWh vergütet, in das Netz eingespeist und wie folgt berechnet:
KEEG*10%𝐸𝑟𝑔𝑖𝑀 = 11,58 Ct/kWh * 5204,9 Wh/a = 602,8 €/a
Die jährlichen Einnahmen betragen: KEin = 13645,7 €/a + 602,8 €/a = 14248,48 €/a
=> TAmortisation = 𝐾𝑂𝐾𝐸𝑆𝑆 − 𝐾𝐵𝑔𝑆𝑆𝑆𝑔𝑉
= 160000𝐸𝑀𝑟𝑀
14248,48 𝐸𝑀𝑆𝑀𝑀 − 3200𝐸𝑀𝑟𝑀 = 14,5 a
Somit beträgt die Amortisationszeit der PV-Anlage an der Flachdachfläche der Städtische
Häfen 14 Jahre und 5 Monate.
86
Da es mit der Programmtools PV-Sol Expert 6.0 nicht möglich war, die Belegung (2
unabhängigen MPP-Eingänge und A:5; B:1 Strings pro MPP-Eingang) eines 15 kW
Wechselrichters der Firma SMA darzustellen, wurde eine 15 kW Wechselrichter in 2
Wechselrichter von je 10 kw für die A Eingänge und 4 kW für die B Eingänge gespaltet.
Insgesamt wurde für die Simulation eine Wechselrichterleistung von 56 kW angewendet
(4x 10 kW und 4 x 4 kW).
Eine Dimensionierung des Solargenerators und der Wechselrichter sowie der Versuch
einer Wirtschaftlichkeitsberechnung wurden mittels Programmtools PV-Sol Expert 6.0
durchgeführt. Im Anhang befinden sich die Übersicht-, Schalt-, Verteilerpläne,
Systemdarstellungen, Berechnungsergebnisse und eine ausführliche Projektübersicht.
87
7 Fazit und Ausblick
Die Energiewende bleibt in Europa und besonders in Deutschland ein aktuelles Thema. Als
Steuerinstrument der Energiewende sieht das Erneuerbare-Energien-Gesetz den Ausbau von
Erneuerbaren Energien als Hauptquelle der Energieversorgung vor. In Deutschland soll der
Anteil von Regenerativen Energiequellen 50% an dem Stromsektor im Jahr 2030 betragen.
Im Jahr 2014 deckte die Photovoltaik mit einer Stromerzeugung von ca. 35,2 TWh das
entspricht ca. 6,9% des Netto-Stromverbrauchs in Deutschland. Alle Erneuerbaren Energien
kamen Zusammen auf ca. 31%. Bezogen auf den Brutto- Stromverbrauch in Deutschland
liegen die Anteile bei ca. 6,1% für Photovoltaik und ca. 27% für alle Regenerativen
Energiequellen. Ende 2014 waren in Deutschland ca. 38,5 GW installierte Nennleistungen an
Solargenerator, die auf 1,4 Millionen Anlagen verteilt sind. Damit übertrifft die Photovoltaik
alle anderen regenerativ Erzeugungsquellen in Deutschland. [7] Seit 2009 ist die Anzahl von
Photovoltaikanlagen in Deutschland stark gestiegen. Dies liegt an den stark gefallenen Preisen
für Solarmodule und somit an sinkenden Investitionskosten. Vorherige Untersuchungen haben
gezeigt, dass die Preisentwicklung von Solarmodulen einer sogenannten „ Preis-
Erfahrungskurve“ folgt, d.h. bei Verdopplung der weltweit gesamten installierten Leistung
von Photovoltaikanlagen, sinken die Preise um einen konstanten Prozentsatz. Es liegt auf der
Hand, dass die Investitionskosten einer Solarstromanlage künftig noch geringer fallen werden
[7].
Zuerst wurde im Rahmen dieser Arbeit wurden die Auslegung und Projektierung aller
Komponenten sowie die Wirtschaftlichkeit einer Solarstromanlage je nach Betriebsart
untersucht. Anschließend wurde beispielhaft, die Planung einer Photovoltaikanlage im
netzgekoppelter Betrieb durchgeführt. Da derzeit Solarstrom in Deutschland zu höheren
(internen) Kosten als Strom aus dem konventionellen Erzeugungsarten erzeugt wird, weisen
die Analyseergebnisse darauf hin, dass die Anschaffung einer PV-Anlage ohne das
Erneuerbare-Energien-Gesetz und dessen Vergütungssätze mit hohen Kosten verbunden und
dementsprechend unwirtschaftlich ist. Deutlich ist auch zu erkennen, dass die
Einspeisevergütung bei PV-Anlagen schneller als bei jeder anderen regenerativen
Erzeugungsquelle sinkt. Ein Beispiel dafür ist einer 40 kW Anlage, die von 21,98 Ct/kWh im
Jahr 2012 auf 12,06 Ct/kWh im Jahr 2015 gesunken ist. Allerdings lassen sich durch
Eigenverbrauch die Kosten einer Photovoltaikanlage herabsetzen. Neuartige
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Speichertechnologien mit hoher Zyklenfestigkeit, besonders langer Lebensdauer sowie einer
kompakten Bauweise und einem hervorragenden Energiemanagement, tragen zur
Optimierung des Eigenverbrauchs bei. Deshalb haben PV-Anlagen mit Speichermöglichkeit
zur Netzeinspeisung und zum Eigenverbrauch (Überschusseinspeisung) an Bedeutung
gewonnen. Es wurde auch festgestellt, dass der Solarstrom nach Ende der Amortisationszeit
wegen deutlicher niedriger Betriebskosten und fehlender Brennstoffkosten(„Grenzkosten“)
am günstigsten wird. Insofern bleiben Photovoltaikanlagen wirtschaftlich effizienter und
haben einen sehr großen Beitrag zu der Energiewende zu leisten. Zudem lassen sie sich
problemlos an das jetzige Stromnetz integrieren und können an der Bereitstellung der
Systemdienstleistungen durch Unterstützung von Frequenz- und Spannungshaltung auf
Nieder- und Mittelspannungsebene teilnehmen.
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Selbstständigkeitserklärung
Hiermit erkläre ich, dass ich die vorliegende Bachelorarbeit selbstständig und nur
unter Verwendung der angegebenen Literatur und Hilfsmittel angefertigt habe.
Stadthagen, den …. Juni 2015 .……………………………
Unterschrift des Verfassers
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Anlagenverzeichnis Übersicht Dachgestell mit vorhandenen Boxen für Ballaststeine
Systemdarstellung Überspannungsschutz
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Übersichtpläne Stringaufteilung zu den Wechselrichtern
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Zähler- und Verteilerplan
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Systemdarstellung Brandfallabschaltung
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101
102
103
104
Datenblatt Wechselrichter SUNNY TRIPOWER[24]
105
106
Berechnungsergebnisse der Simulation mit PV-Sol Expert 6.0
107
108
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110
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