Photovoltaikanlage

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Eine Photovoltaikanlage, auch PV-Anlage (bzw. PVA) genannt, ist eine Solarstromanlage, in der mittels Solarzellen ein Teil der Sonnenstrahlung in elektrische Energie umgewandelt wird. Eine größere Solarstromanlage ist ein Solarkraftwerk. Die dabei typische direkte Art der Energiewandlung bezeichnet man als Photovoltaik. Demgegenüber arbeiten andere Sonnenkraftwerke (z. B. solarthermische Kraftwerke) über die Zwischenschritte Wärmeenergie und mechanische Energie.

Solarpark Königsbrück bei Dresden in Sachsen (4,4 MWp)
Photovoltaikanlage bei Freiberg
Ein Wechselrichter montiert für eine Solar-Freiflächenanlage in Speyer, im Hintergrund der Rhein
Übersicht der Wechselrichter

Aufbau[Bearbeiten]

Polykristalline Solarzelle

Je nach Anlagengröße und -typ werden einzelne Solarmodule in Reihe zu sogenannten Strings verschaltet. Die Solarmodule als im technischen Einsatzfall kleinste zu unterscheidende Bausteine einer Solaranlage, bestehen aus einer Reihenschaltung von Solarzellen, welche hermetisch gekapselt und für eine Reparatur nicht mehr zugänglich sind. Bei kristallinen Solarzellen werden die einzelnen Zellen zunächst einzeln gefertigt und abschließend durch Metallfolien verbunden. Bei Dünnschichtzellen ist die Herstellung der Verbindungen in die Prozesse zur Formierung der Zellen integriert.

Durch die Reihenschaltung von zunächst Solarzellen, mit einer Spannung von nur etwa 0,5 V, und dann Solarmodulen addiert sich die Spannung. War die maximale Systemspannung vor 20 Jahren noch auf 110 V begrenzt, um die Sicherheitsvorschriften zu erfüllen, wird durch die heutigen Solarmodule geprüft nach Schutzklasse II eine Systemspannung von 1000 V möglich. An einer weiteren Erhöhung auf 1500 V DC, dem Grenzwert der Niederspannungsdefinition nach VDE0100 wird gearbeitet.

Eine quadratische, kristalline Solarzelle mit einer Kantenlänge von 156 mm (6+") liefert etwa 8 A im Arbeitspunkt bei maximaler Sonneneinstrahlung. Der Strom durch diese Reihenschaltung wird durch die Solarzelle mit dem geringsten Strom bestimmt. Gegebenenfalls werden mehrere dieser Strings gleicher Spannung und Charakteristik parallel geschaltet, dadurch addieren sich die Ströme der einzelnen Strings. Eine Parallelschaltung einzelner Module findet sich im Inselbetrieb.

Die Solarmodule werden in der Regel auf einer Unterkonstruktion befestigt, welche die Module idealerweise so ausrichtet, dass der höchstmögliche oder eine möglichst gleichbleibender Energieertrag über das Jahr gewährleistet wird (z. B. in Deutschland Richtung Süden und auf circa 30° angewinkelt für höchsten Energieertrag bzw. Richtung Süden und auf circa 55° angewinkelt für gleichbleibendsten Energieertrag über das Jahr). Die Unterkonstruktion kann auch der Sonne nachgeführt (astronomisch, sensorisch) sein, um eine höhere Energieausbeute zu erreichen.

Handelt es sich um eine netzgekoppelte Anlage, wird mit Hilfe eines Wechselrichters der in den Solarmodul(en) entstehende Gleichstrom in Wechselstrom gewandelt und ins Stromnetz eingespeist. Abgesehen von den Umwandlungsverlusten, geschieht dies in der Regel vollständig, solange das Netz in hinreichender Qualität (Spannung/Frequenz) zur Verfügung steht. Eine bedarfsabhängige Einspeisung (Einspeisemanagement) wurde in Deutschland mit der Neufassung des Einspeisegesetzes 2009 verbindlich für Anlagen über 100 kW festgeschrieben.

Netzgekoppelte Photovoltaikanlagen stellen dem Stromnetz im Normalfall keine Regelleistung zur Verfügung, da grundsätzlich ein Maximum an regenerativer Energie erzeugt werden soll. Allerdings müssen Anlagen ab 100 kW Peakleistung nach § 6 EEG in der Lage sein, im Falle von Netzüberlastungen ihre Leistung durch den Netzbetreiber ferngesteuert zu reduzieren. Wechselrichter können bei Bedarf auch Blindleistung in das Netz abgeben bzw. aufnehmen, was von leistungsstärkeren Anlagen, die auf Mittelspannungsebene einspeisen, auch seit Mitte 2010 in der Mittelspannungsrichtlinie gefordert wird. Aufgrund der mittlerweile relevanten Leistung der in Deutschland installierten Photovoltaikanlagen (Stand Anfang 2013: etwa 32 Gigawatt Peakleistung) wird die Photovoltaik zunehmend stärker in die Netzregelung einbezogen. So ist mit einer entsprechenden Richtlinie für das Niederspannungsnetz noch im Jahr 2011 zu rechnen.

Bei netzfernen Anlagen wird die Energie zwischengespeichert, sofern sie nicht direkt verwendet wird. Das Speichern in Energiespeichern, meist Bleiakkumulatoren, erfordert die Verwendung eines Ladereglers. Um die gespeicherte Energie für konventionelle Elektrogeräte verwenden zu können, wird sie mit Hilfe eines Inselwechselrichters in Wechselstrom umgewandelt.

Netzferne Stromversorgung (Inselsystem, Inselanlage)[Bearbeiten]

Solarbetriebener Parkscheinautomat in Hannover

Das Wesen einer netz-autarken Solarstromanlage (Inselanlage) ist die permanente – oder auch temporäre – Trennung vom öffentlichen Stromnetz. Dies kann aus verschiedenen Gründen nötig sein: Entweder, weil keine Stromversorgung vorhanden ist, oder zur Realisierung eines Backup-Systems, welches bei Stromausfällen im öffentlichen Netz die Verbraucheranlage innerhalb kürzester Zeit von diesem trennt. Mit Hilfe von Solarbatterien und Inselwechselrichtern wird meist innerhalb von Millisekunden ein Inselsystem auf Basis der üblichen Netz-Wechselspannung aufgebaut, um die Versorgung des Haushaltes aufrechtzuerhalten. Solche Backup-Systeme eignen sich aber auch zur Steigerung des Eigenverbrauchs in üblichen netzgekoppelten Solarstromanlagen – tagsüber wird der nicht verbrauchte Strom zunächst zwischengespeichert, um dann später bei Bedarf verbraucht zu werden. Die oben erstgenannten Inselanlagen, welche permanent ohne Netzanbindung betrieben werden, basieren bei kleineren Anwendungen auf einer mit 12 oder 24 Volt Gleichspannung betriebenen Verbraucheranlage. Im Wesentlichen besteht eine solche Anlage aus vier Komponenten: dem Solargenerator, den Ladereglern, den Akkus und den Verbrauchern. Alle diese Komponenten der Anlage sollten dem vorliegenden Lastprofil der elektrischen Verbraucher entsprechend harmonisch aufeinander abgestimmt sein, um einen hohen Nutzungsgrad zu gewährleisten.

Geschichte[Bearbeiten]

Raumstation ISS mit gut sichtbaren Solarmodulen – fotografiert vom Space Shuttle Endeavour während STS-130 (Februar 2010)
Hauptartikel: Geschichte der Photovoltaik

Raumfahrt[Bearbeiten]

Wesentliche Entwicklungsschübe erhielt die Photovoltaik aus der Raumfahrt. Während die ersten künstlichen Erdsatelliten nur Batterien mitführten, wurden schon bald Solarzellen zur Energieversorgung eingesetzt und stellten mit die ersten Anwendungen der Photovoltaik überhaupt dar. Angesicht mangelnder kostengünstigerer Alternativen bei Raumfahrzeugen negierten sich selbst die immensen Kosten am Anfang der Solarmodulentwicklung. Heutzutage ist die Solarzelle in der Raumfahrt mit großem Abstand die meistverwendete Lösung.

Fast alle Satelliten und Raumstationen nutzen Solarzellen für ihre Stromversorgung und für den Betrieb der installierten Instrumente – einzig bei sonnenfernen Missionen werden Radionuklidbatterien eingesetzt und bei sehr kurzen Missionen manchmal chemische Batterien.

Solarzellen an Raumfahrzeugen sind einer hohen Strahlenbelastung ausgesetzt und erleiden dadurch einen Leistungsverlust (Degradation). Ursache sind die durch hochenergetische Teilchenstrahlung der kosmischen Strahlung hervorgerufenen Kristalldefekte.

Telegrafenstation[Bearbeiten]

Eine weitere Triebfeder zur Entwicklung stellt die Telekommunikationsbranche dar. Die ersten elektrischen Relaisstationen (welche sich entlegen zwischen den meist größeren Städten befanden) zur Weiterleitung der Morsenachrichten wurden noch mit Bleiakkumulatoren realisiert, die zu 48-Volt-Gleichspannungssystemen verbunden wurden. Der Austausch der entladenen Batterien erfolgte mit Fuhrwerken, die oft Wochen unterwegs waren. Die ersten Solarmodule wurden entwickelt, um einen 12-V-Bleiakkumulator selbst bei hohen Außentemperaturen sicher zu laden. So entstand das 36-zellige 12-V-Solarmodul, nachdem man festgestellt hat, dass mit 34-zelligen Modulen die Batterie nicht sicher geladen werden konnte. Zur Ladung der Batteriesysteme in Relaisstationen verwendete man vier in Reihe geschaltete Solarmodule. Dieser historische Grund liefert die Erklärung, warum auch heute noch 48-V-Gleichstromgeräte in der Telekommunikationsindustrie Verwendung finden.

Systematik[Bearbeiten]

Industrielle Anwendungen[Bearbeiten]

Kennzeichen dieser Anwendungsgruppe von solaren Energieversorgungen ist der sehr genau definierte, oft geringe Energiebedarf.

  • mobile Anwendungen, wie Taschenrechner/Uhr, Handyladegerät, Solarspielzeug, Solarspringbrunnen, leuchtende Wegemarkierungen, …
  • stationäre Anwendungen, wie Parkautomaten, automatische Verkehrsschilder (z. B. auf Autobahnen), solarversorgte Messstellen (Trinkwasser, Abwasser, Hochwasser, Verkehr), Schiebereinrichtungen für Trinkwasser bzw. Abwasser, solare Belüftung, Schifffahrtszeichen, …
  • Anwendungen für die Telekommunikation, wie Empfangsstationen für Mobiltelefone, WLAN-Hotspots, Richtfunkstrecken, Satelliten.

Viele dieser Anwendungen sind auch in Gegenden mit höchster Stromnetzdichte wirtschaftlich, da die Kosten für eine Netzerweiterung/Netzanschluss auch in diesem Fall in keinem Verhältnis zur autarken Versorgung stehen.

SHS (Solar Home System)[Bearbeiten]

ist die Bezeichnung für ein einfaches Photovoltaikinselsystem, dessen Hauptzweck meist nur in der Versorgung von einfachen Hütten mit Licht ist. Typische Anlagengrößen sind 50–130 Wp, was meist genug ist, um 12-V-Gleichspannungsenergiesparlampen zu betreiben. Oft werden die Anlagen verwendet, um Handys zu laden oder einen kleinen Fernseher/Radio zu betreiben. Manchmal wird ein solches System auch verwendet, um einen 12- bzw. 24-V-Gleichstromkühlschrank zu betreiben.

Plug-In-Anlagen[Bearbeiten]

Plug-In-Photovoltaikanlagen (auch bekannt als Plug & Save) sind kleine und einfache Anlagen, die mit einem integrierten Mikrowechselrichter ausgestattet sind und dem Endverbraucher betriebsfertig vorkonfektioniert angeboten werden. Solche unkomplizierten bürgernahen Solarmodule können auch ohne Fachmann ans heimische Wechselstromnetz angeschlossen werden. Sie senken so möglicherweise die private Stromrechnung, sie sind aber nicht dazu bestimmt, Strom ins öffentliche Netz zu liefern oder gar an die finanzielle Rückvergütung durch die Netzbetreiber zu gelangen.

Solare Pumpenanlagen[Bearbeiten]

bestehen meist aus direkt angeschlossenen Pumpen, ohne eine Pufferbatterie. Die Speicherung übernimmt in diesem Fall ein Wasserhochtank, welcher die Versorgung in der Nacht bzw. bei Schlechtwetter gewährleistet. Bei Bewässerungsanlagen kann oft auch auf den Tank verzichtet werden. Anlagen dieses Typs zeichnen sich durch eine extreme Langlebigkeit (> 20 Jahre) aus. Die verwendeten Gleichstrom-betriebenen Tauchpumpen können Förderhöhen bis 250 m erreichen.

Hybrid/Minigrid[Bearbeiten]

Hybridanlage zur Versorgung einer Schule im Bergland von Sabah/Malaysia

sind meist größere Anlagen, welche die Versorgung von kleinen Dörfern, Schulen, Krankenhäusern/-stationen oder GSM-Stationen sicherstellen. Das Kennzeichen einer Hybridanlage ist das Vorhandensein von mehr als einer Energiequelle (z. B. Photovoltaik und Dieselgenerator). Als Energiequellen stehen Sonne, Wasser, Wind, Biomasse, Diesel, … zur Verfügung. Die Zwischenpufferung der Energie übernehmen in der Regel Akkumulatoren (Kurzzeitspeicherung). Für die mittelfristige Speicherung sind beispielsweise die Redox-Flow-Zelle oder Wasserstoff Lösungsansätze.

Prinzipiell stehen zwei Möglichkeiten der elektrischen Kopplung zur Verfügung.

Erstere besteht aus einer Kopplung auf der Gleichstromseite in die alle Erzeuger ihre Energie liefern. Die Photovoltaikanlage mit Hilfe eines Ladereglers, der Dieselgenerator durch ein Ladegerät. Alle weiteren Energieerzeuger (z. B. Windgenerator, Wasserturbine, …) brauchen ihr eigenes Ladegerät um auf der Gleichstromseite ihre Energie bereitzustellen. Ein großer Inselwechselrichter übernimmt die Bereitstellung von Wechselstrom.

Eine weitere Möglichkeit ist die Kopplung auf der Wechselstromseite. In diesem Fall gibt es nur ein Ladegerät, welches die Ladung der Akkumulatoren verwaltet. Alle Energieerzeuger liefern Wechselspannung, welche entweder direkt verbraucht wird oder durch das Ladegerät im Akkumulator gepuffert wird. Bei einem Mangel von Energie erzeugt ein Inselwechselrichter die fehlende Energie für die Verbraucher. Da diese zweite Version der Kopplung Schwierigkeiten der Synchronisierung/Regelung hervorruft, konnte diese erst mit dem Vorhandensein von schnellen Mikrocontrollern verwirklicht werden. Man kann diese Kopplungsart als zweite Generation der Hybridanlagen bezeichnen.

Anlagentechnik[Bearbeiten]

Bei Verwendung von Akkumulatoren zur Speicherung der Energie werden Typen verwendet, die eine hohe Zyklenfestigkeit (Ladung und Entladung) aufweisen, sogenannte Solarbatterien. Diese haben einen etwas anderen Aufbau als Starterbatterien, wie sie in Kraftfahrzeugen verwendet werden. Im Vergleich zu allen anderen Akkumulatortypen weist der Bleiakkumulator die geringsten Kosten pro gespeicherter Energieeinheit (kWh) auf.

Bei Verwendung von Akkumulatoren zur Speicherung der Sonnenenergie ist ein Laderegler notwendig. Dessen Hauptzweck besteht darin, den Akkumulator vor Tiefentladung (durch Lastabwurf) sowie vor Überladung zu schützen. Eine Tiefentladung schädigt einen Bleiakkumulator irreversibel.

Zum Betrieb von Wechselstromverbrauchern (z. B. 230-V-Fernseher) wandelt ein Insel-Wechselrichter die Akkuspannung (meist im Bereich 12, 24 oder 48 V Gleichspannung) in Wechselspannung um. Inselwechselrichter gehören zur Gruppe der netzbildenden Anlagen. Das bedeutet, sie erzeugen selbstständig eine Netzspannung (z. B. 230 V, 50 Hz) und stellen Wirk- und Blindleistung zur Verfügung. Netzbildner können nicht mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden werden (Kompetenzverletzung). Zur Netzeinspeisung sind demgegenüber netzgeführte Wechselrichter (Netzfolger) erforderlich (siehe unten).

Fachwerkhaus mit Solardach

In Gegenden mit instabiler elektrischer Versorgung durch das öffentliche Netz bietet es sich an, eine normalerweise netzbetriebene Anlage bei Stromausfall mit Solarstrom zu betreiben (als sogenannte Netzersatzanlage) – fällt das Netz aus, so wird die Anlage automatisch oder manuell in den Inselbetrieb umgeschaltet. Diese Umschaltung bedeutet einen kurzzeitigen Netzausfall, um dies zu vermeiden kann man eine unterbrechungsfreie Stromversorgung verwenden.

Netzgekoppelte Anlage[Bearbeiten]

Schaltungskonzept

Durch die Verbindung zu einem großen Verbundnetz (z. B. das öffentlichen Stromnetz) kann sichergestellt werden, dass zu jedem Zeitpunkt genügend Verbraucher vorhanden sind, die den Solarstrom sofort nutzen können. Eine Zwischenspeicherung, Pufferung ist dabei unnötig. Diese Betriebsart nennt man auch Netzparallelbetrieb.

Formen[Bearbeiten]

Aufdachanlage[Bearbeiten]

PV-Anlage auf Betriebsgebäude (mit und ohne Unterkonstruktion)
Photovoltaikanlage auf Block 103 in Berlin

Die häufigste Anlageform ist die Aufdachanlage, bei der das vorhandene Gebäude die Unterkonstruktion für die PV-Anlage trägt. Es ist die jeweils höchstmögliche Förderung möglich, da der Gesetzgeber die Dachflächen als bereits vorhandene „natürliche“ Empfangsflächen, ohne zusätzlichen Flächenbedarf betrachtet. Bei geneigten Dächern kann man in der Regel auf eine Unterkonstruktion zur Ausrichtung der Solarflächen verzichten. Aber oft verhindern die Dachneigung und die horizontale Ausrichtung des Hauses eine wirklich optimale Ausrichtung der Anlage.

Gebäudeintegrierte Anlage[Bearbeiten]

Blick in das Gebäude der Akademie Mont Cenis, mit der zur Bauzeit größten gebäudeintegrierten Photovoltaikanlage

Bei dieser Anlagenart ersetzt die Photovoltaikanlage Teile der Gebäudehülle, also der Fassadenverkleidung und/oder der Dacheindeckung. Der Vorteil besteht darin, dass ohnehin benötigte Dach- bzw. Fassadenelemente durch die Photovoltaikanlage ersetzt werden. Zudem werden auch ästhetische Argumente für diese Bauweise genannt, weil die oft auch farblich an hergebrachte Dacheindeckungen angepassten Elemente optisch weniger stark auffallen als herkömmliche, auf die Dachhaut montierte Anlagen. Gebäudeintegrierte Anlagen sind jedoch meist weniger gut hinterlüftet, was einen verringerten Wirkungsgrad nach sich zieht. Fassadenelemente sind auch nur selten ertragsoptimal zur Sonne ausgerichtet, dafür lassen sich Flächen nutzen, die sonst nicht zur Energieerzeugung bereitstehen. Die Solarmodule müssen den gleichen Anforderung genügen, denen auch andere Teile der Gebäudehülle entsprechen (Dichtigkeit, Bruchsicherheit, Tragfähigkeit usw.). Der Markt bietet eigens zugelassene Module, die über nötigen Zertifikate und Zulassungen verfügen, andernfalls ist ein Einzelnachweis für die geplante Anlage notwendig.

Freilandanlage[Bearbeiten]

Göttelborner PV-Anlage, fotografiert vom Fördergerüst Schacht IV. Im Hintergrund: Kohlekraftwerk Weiher III
Photovoltaikanlage nördlich von Thüngen
Photovoltaikanlage in Berlin-Adlershof

Im Freien werden Solarmodule entweder in langen Reihen hintereinander mit Hilfe einer geeigneten Unterkonstruktion platziert oder auf Nachführanlagen (Solartracker) befestigt, welche im verschattungsfreien Abstand zueinander stehen. Aus ökonomischen Gründen werden meist Zentralwechselrichter für die Umwandlung des Gleichstromes aus den PV-Modulen in Wechselstrom verwendet. Der erzeugte Wechselstrom wird meist direkt ins Mittelspannungsnetz eingespeist, da die Leistung im Niederspannungsnetz nicht mehr aufgenommen werden kann.

Als besonders geeignet werden Flächen angesehen, deren anderweitige Nutzung schwierig ist (Deponieflächen, z. B. Photovoltaikanlage auf einer stillgelegten Kreismülldeponie in der Gemarkung von Ringgenbach, verlassene Militärgelände, z. B. Solarpark Waldpolenz, Photovoltaikanlage auf einem ehemaligen Militärflugplatz in den Gemeinden Brandis und Bennewitz,[1] Brachland, …), da es die landwirtschaftliche Nutzfläche nicht schmälert. Der Flächennutzungsgrad kann in kWp pro Quadratmeter angegeben werden und liegt beim Beispiel des Solarparks Lieberose bei ca. 32 Wp pro Quadratmeter. Dies entspricht ca. einem Ertrag von 30 kWh pro Jahr pro Quadratmeter.

Das nötige Investitionskapital wird häufig durch Bürgergesellschaften aufgebracht.

Anlagentechnik[Bearbeiten]

Für die Einspeisung der Solarenergie in das Stromnetz ist die Wandlung des Gleichstroms in Wechselstrom nötig, sowie eine Synchronisation mit dem vorhandenen Netz, was durch einen Solarwechselrichter bewerkstelligt wird. Diese Wechselrichter nennt man netzgekoppelt.

Einphasige Anlagen dürfen in Deutschland nur bis zu einer maximalen Leistung von 5 kWp (4,6 kW Dauerleistung) in das Stromnetz einspeisen. Anlagen mit Leistungen ab 100 kWp verfügen über die Möglichkeit der Wirkleistungsreduzierung in vier Stufen, deren Steuerung über einen Rundsteuerempfänger erfolgt. Anlagen mit einer Spitzenleistung von mehr als 100 kW speisen in das Mittelspannungsnetz ein und müssen zur Sicherung der Netzstabilität die Mittelspannungsrichtlinie erfüllen.

Eine Ausnahme, die keine Wandlung erfordert, stellt die Einspeisung in separate Gleichstrombetriebsnetze dar, zum Beispiel die Direkteinspeisung des Solargenerators in ein Straßenbahnbetriebsnetz. Einige wenige Pilotanlagen für eine solche Anwendung sind seit einigen Jahren in der Erprobung. Als Beispiel sei hier die Anlage auf dem Straßenbahndepot in Hannover-Leinhausen genannt.

Energieertrag einer Solarstromanlage[Bearbeiten]

In Deutschland kann ein mittlerer Energieertrag von etwa 650 bis 1150 kWh pro kWpeak installierter Leistung der Anlage und Jahr erwartet werden. Dies entspricht einer über das Jahr gemittelten Leistung von 7,5 % bis 13 %, bezogen auf die kWpeak-Angabe.

Fest installierte Anlagen ohne Sonnenstandsnachführung können dort bis zu 8 kWh/kWp an Spitzentagen erzeugen. Das Erreichen dieses Wertes wird beeinflusst von folgenden Faktoren:

Auslegung
Die in Deutschland übliche leichte Überdimensionierung des PV-Generators, welche über das Jahr gesehen zu einem höheren Ertrag führt, begrenzt umgekehrt die Höhe eines Spitzenertrages im Sommer. Der Wechselrichter fährt an solchen Tagen in die Begrenzung, das heißt Teile des Energieangebots werden nicht genutzt.
Ausrichtung und Montage
Für das Erreichen eines Spitzenertrages wäre eine senkrechte Aufstellung zur Sonne im Sommer nötig (ca. 47° Grad Modulneigung), was aber über das Jahr gesehen zu einem Minderertrag führen würde. Auch beeinflusst die Art der Montage den Ertrag; eine bessere Hinterlüftung der Module führt zu einer besseren Kühlung derselbigen und somit zu einer höheren Effizienz.
Wetterbedingungen
Zur Erreichung eines Spitzenertrages ist ein wolkenloser, klarer Tag nötig. Ein nächtlicher Regenschauer, der Aerosole aus der Atmosphäre gewaschen hat, trägt zur Erhöhung der Direktstrahlung auf die Modulfläche bei. Letztendlich sorgt ein konstanter Windstrom, der zur Kühlung der Module beiträgt, für das Erreichen einer Spitzenenergieausbeute.
Höhe des Tagbogens
Die Höhe des Tagbogens nimmt im Sommer desto stärker zu, je näher eine Anlage in Richtung der Pole installiert ist. Dies bedeutet, dass die Unterschiede der Tageserträge zwischen Winter und Sommer in Richtung Äquator abnehmen. In Deutschland beträgt der max. Unterschied der Tageslängen an den Tagen der Sommersonnenwende und Wintersonnenwende 1:23 h, gemessen am nördlichsten Punkt (List (Sylt)) und südlichsten Punkt (Haldenwanger Eck). Die Sonne steht aber auch an den langen Sommertagen mittags im Norden niedriger als im Süden.
Auf den Stromertrag hat dies folgende Auswirkungen:
Da im Süden die Sonne in der Regel höher als im Norden steht, ist dort die Intensität der Sonnen-Einstrahlung und damit auch der Stromertrag deutlich höher als im Norden. Die Tatsache, dass im Sommer im Norden die Sonnenscheindauer länger ist als im Süden, wirkt sich (zumindest bei fest installierten Anlagen) kaum ertragssteigernd aus. In den Stunden nach Sonnenaufgang und vor Sonnenuntergang steht die Sonne an den langen Sommertagen nördlich der Solaranlage, und die Solarflächen liegen im Schatten bzw. werden von den Sonnenstrahlen nur gestreift – während sich der niedrigere Sonnenstand in den Mittagsstunden und dann die kürzere Tageslänge in den Herbst- und Wintermonaten deutlich ertragsmindernd auswirkt.

Kilowatt peak beschreibt die Nennleistung der Solarmodule der Anlage bei definierten Testbedingungen. Sie entsprechen maximaler bzw. idealer Sonneneinstrahlung, die jedoch nur selten erreicht wird. Für 1 kWp sind je nach Art und Wirkungsgrad der Solarzellen 7 bis 10 m² Modulfläche nötig.

Vor allem in den letzten sonnenreichen Jahren gab es in Süddeutschland durchaus Erträge über 1200 kWh pro Jahr und installiertem kWpeak, dies entspricht einer mittleren Leistung von rund 14 % bezogen auf die kWpeak Angabe. Betrachtungen zum Flächenbedarf von Photovoltaikanlagen sind im Kapitel „Potenzial“ des Artikels Photovoltaik zu finden. Insbesondere die höheren Werte sind jedoch nur in guten Lagen (vorwiegend Süddeutschland beziehungsweise Gebirgslagen, sowie auf Rügen) bei Freiflächen- und Dachanlagen zu erzielen. Je nach den lokalen Klimaverhältnissen kann der Wert auch etwas darüber oder darunter liegen und von Jahr zu Jahr abhängig vom Wetter bis zu 20 Prozent von den Vorjahresergebnissen abweichen. Zu Ertragsverlusten können standortabhängige Verschattungen, Eigenverschattungen und kurzzeitige Verschattungen führen. Standortabhängige Verschattungen können durch Fahnenmaste, Bäume und Nachbarbebauung auftreten. Verschmutzungen wie Laubablagerungen, Vogelkot, Staubschichten, Hagelkörner und Schnee werden den kurzzeitigen Verschattungen zu geordnet.[2]

Weitere Verluste liegen in der Verkabelung, zu dünne Querschnitte oder lange Kabelstrecken mindern den Ertrag einer Anlage merklich. Man kann fertig installierte Strings mit Hilfe von sogenannten Kennlinien-Messgeräten oder -Analysatoren (TRI-KA, PVPM) messen. Teilweise sind die Erträge von Anlagen im Internet direkt einzusehen (siehe Weblinks). Des Weiteren gibt es zahlreiche Hersteller von PV-Simulationsprogrammen, die Erträge vor der Anlagenmontage berechnen können.

Der Gesamtwirkungsgrad einer Anlage ist abhängig von den verwendeten Komponenten. Die Kernkomponenten bilden dabei die Solarzellen und die Wechselrichter. Speziell Letztere haben mit dem durch staatliche Förderung (EEG) verstärkten Ausbau der Photovoltaik Verbesserungen im Wirkungsgrad und in der Zuverlässigkeit erfahren.

Verschmutzung und Reinigung[Bearbeiten]

Solaranlage auf der Bonner Kennedybrücke über den Rhein (2011)

Wie auf jeder Oberfläche im Freien (vergleichbar mit Fenstern, Wänden, Dächern, Auto, etc.), können sich auch auf Photovoltaikanlagen unterschiedliche Stoffe absetzen. Dazu gehören beispielsweise Blätter und Nadeln, klebrige organische Sekrete von Läusen, Pollen und Samen, Ruß aus Heizungen und Motoren, Staub und organische Substanzen aus Stallablüftungen (aus der Landwirtschaft im Allgemeinen), Futtermittelstäube aus der Landwirtschaft, Wachstum von Pionierpflanzen wie Flechten, Algen und Moosen sowie Vogelkot. Die „Selbstreinigung“ der Module (durch Regen und Schnee) reicht oftmals nicht aus, um die Anlage über Jahre bzw. Jahrzehnte sauber zu halten. Durch Ablagerung von Schmutz auf der Photovoltaikanlage gelangt weniger Sonnenenergie in das Modul. Die Verschmutzung wirkt wie eine Verschattung und ein Ertragsverlust ist die Folge.[3] Dieser Ertragsverlust kann bei Anlagen mit extremen Verschmutzungen (z. B. Stallabluft) bis zu 30 % betragen. Im bundesdeutschen Durchschnitt wird von einem schmutzbedingten Ertragsverlust von 6–8 % ausgegangen.[4][5] Um gleich bleibende Erträge zu sichern, müssten eine Vielzahl von Anlagen regelmäßig auf Verschmutzung hin kontrolliert und, falls notwendig, gereinigt werden. Stand der Technik ist die Verwendung von vollentsalztem Wasser (Demineralisiertes Wasser) um Kalkflecken zu vermeiden. Als weiteres Hilfsmittel kommen bei der Reinigung wasserführende Teleskopstangen zum Einsatz. Die Reinigung sollte schonend durchgeführt werden, um die Moduloberfläche – etwa durch die Verwendung von kratzenden Reinigungsgeräten – nicht zu beschädigen. Zudem sollten Module überhaupt nicht und Dächer nur unter entsprechenden Sicherheitsvorkehrungen betreten werden.

Blitzschlag[Bearbeiten]

Eine Photovoltaikanlage muss bei bestehendem Blitzschutz des Gebäudes in die Blitzschutzanlage integriert werden.

Beim äußeren Blitzschutz ist Folgendes zu berücksichtigen:

  • Da Module, Halterung sowie etwaige Kabelrinnen elektrisch leitfähig sind, müssen sie im Trennungsabstand zu den Betriebsmitteln des Blitzschutzes installiert werden.
  • Fangstangen oder Ähnliches können zu Schattenwurf und somit zu Ertragsminderung der PV-Anlage führen. Dies erschwert die Planung eines äußeren Blitzschutzkonzeptes.

Ist die PV-Anlage selbst Teil des Blitzschutzes oder lässt sich die Trennung zum äußeren Blitzschutz nicht vermeiden, ist Folgendes beim Anbringen des inneren Blitzschutzes zu beachten:

  • DC-Leitungen vom PV-Generator, welche die Gebäudehülle durchdringen, benötigen einen gleichstromfähigen Ableiter am Durchdringungspunkt. Da im Auslösefall der PV-Generator unter Spannung stehen kann (üblicherweise während des Tages, wenn die Sonne scheint), würde der Gleichstrom einen stehenbleibenden Lichtbogen in der Funkenstrecke des Ableiters verursachen. Dies kann zu einem Brand führen.

Um einen indirekten Blitzschaden der Anlage zu vermeiden, gilt der Grundsatz der Vermeidung von großen aufgespannten Flächen (siehe Elektromagnetische Induktion), das heißt die Leitungsführung von plus und minus sollte soweit möglich parallel sein.

Gefahren durch eine Photovoltaikanlage[Bearbeiten]

Wie bei jeder baulichen Anlage bringt der Aufbau, Betrieb sowie der Rückbau Gefahren mit sich. Diese unterscheiden sich aber nicht von denen anderer Anlagen des Hoch- bzw. Tiefbaus (z. B. Kabelschächte bei Freilandanlagen).

Eigenheiten sind jedoch bei folgenden Gefahren zu beachten:

Brandgefahr[Bearbeiten]

Treten hohe Übergangswiderstände in Teilen der PV-Anlage (z. B. Module, Steckkontakten, Verteilern, …) auf, kann es zu Schwelbränden kommen. Auch bei Bränden, die nicht durch die PV-Anlage verursacht wurden, kann sie Einfluss auf die Löscharbeiten haben. Die Besonderheit bei der Löschung besteht darin, dass die Anlage selbst dann noch unter Spannung steht, wenn sie abgeschaltet ist, da die Module selbst die Spannungsquellen sind.

Infolge der Gefährdung der Feuerwehrleute haben diese sich bereits geweigert,[6] Gebäude mit Solaranlagen zu löschen, weil das Löschwasser unter Strom stehen kann.[7] Auch waren Feuerwehren schon gezwungen, den Brand einer PV-Anlage zunächst mit Pulverlöschern zu bekämpfen. Ein weiteres Vorgehen gegen den Brand mit Wasser war erst möglich, nachdem die Solarzellen abgedeckt waren. Wenn das Dach vollständig mit Photovoltaikzellen bedeckt ist, kann zudem durch das Dach kein Löschversuch unternommen werden.

In den Fokus rückte die Brandproblematik ab ca. 2003, als von Installateuren immer wieder über verschmorte Anschlussdosen berichtet wurde, ohne dass die Solarindustrie Maßnahmen zur Abstellung dieser Serienfehler ergriffen hätte.[8]

In Deutschland sind seit 1. Juni 2006 Lasttrennschalter im Wechselrichter und Generatoranschlusskasten gesetzlich vorgeschrieben, jedoch gibt es keine staatliche Vorgabe, die Module selbst spannungsfrei zu schalten.[9]

2010 wurden vom Deutschen Feuerwehrverband Handlungsempfehlungen herausgegeben, die speziell auf Photovoltaikanlagen eingehen und die Mindestabstände, wie sie auch bei allen anderen elektrischen Niederspannungsanlagen einzuhalten sind, erläutern.[10] In einem Positionspapier wird zudem von der Industrie eine bessere Abschaltvorrichtung für Photovoltaikanlagen gefordert.[11] Das Vorgehen im Brandfall wird in der VDE 0132 „Brandbekämpfung im Bereich elektrischer Anlagen“ geregelt.[12] Für die Feuerwehren werden spezielle Schulungen zum Brandschutz durchgeführt und inzwischen hat sich bei den Feuerwehren und den Versicherern die Meinung durchgesetzt, dass Photovoltaikanlagen im Vergleich zu anderen technischen Anlagen kein besonders erhöhtes Brandrisiko darstellen.[13]

Elektrischer Schlag[Bearbeiten]

Grundsätzlich steht ein PV-Generator unter Spannung, selbst wenn die Anlage nicht im Betrieb ist (vergleichbar mit einer Batterieanlage). Die Installation bzw. Wartung einer Solaranlage kann das Arbeiten unter Spannung beinhalten. Dabei ist auch Fachwissen über hohe Gleichspannungen, wie sie auch in Batterieanlagen vorkommen können, notwendig.

Bei kleinen netzfernen PV-Anlagen ist die Schutzkleinspannung eine geeignete Schutzart gegen gefährliche Körperströme. Um die Schutzkleinspannung zu erreichen, werden Module parallel geschaltet. Dies führt jedoch zu proportional höheren Strömen. Diese Möglichkeit der Energieübertragung bei größeren Anlagen zur Netzeinspeisung würde zu großen Verlusten in den Leitungen bzw. unverhältnismäßig dicken Leitungsquerschnitten führen. Somit ist diese Schutzart bei netzgekoppelten PV-Anlagen nicht praktikabel.

Normung[Bearbeiten]

Photovoltaikanlage auf der Berliner Genezarethkirche

Mit zunehmender Verbreitung der Photovoltaik und Einbindung in bestehende Strukturen und Techniken der Energieversorgung und -verteilung verstärkt sich der Bedarf an allgemeinen Normen und Festlegungen für photovoltaische Komponenten und Systeme.

Die Normen werden bei der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC) erarbeitet und vom Europäischen Komitee für Elektrotechnische Normung (CENELEC) als Europäische Norm übernommen. Die DKE implementiert sie in das Deutsche Normenwerk mit Normprojekten beispielsweise zu: Solarzellen, Solarscheiben, Verifizierung von Simulationsprogrammen (Testdatensätze), Steckverbinder für PV-Systeme, Photovoltaik im Bauwesen, Gesamtwirkungsgrad von Wechselrichtern, Datenblattangaben für Wechselrichter. Außerdem bestehen Normen für die Bereiche: Messverfahren, Anforderungen an die Konstruktion von PV-Produkten, Prüfabläufe für Zulassungsprüfungen, Anforderungen an die elektrische Sicherheit.

Der Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik gibt einzuhaltende Vorschriften für die Errichtung von Photovoltaikanlagen vor; seit August 2011 gibt es z.B. die Anwendungsregel „VDE-AR-N 4105:2011-08 Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz, Technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“.[14]

Siehe auch[Bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten]

  • Heinrich Häberlin: Photovoltaik – Strom aus Sonnenlicht für Verbundnetz und Inselanlagen. AZ, Aarau / VDE, Berlin 2007, ISBN 978-3-905214-53-6 (AZ) / ISBN 978-3-8007-3003-2 (VDE).
  • Ralf Haselhuhn: Photovoltaik – Gebäude liefern Strom. Ein BINE-Informationspaket. TÜV, Köln 2004, ISBN 3-8249-0854-9
  • Thomas Seltmann: Photovoltaik – Solarstrom vom Dach. Stiftung Warentest, Berlin 2013 (4. Auflage), ISBN 978-3-86851-082-9[15]
  • Ralf Haselhuhn, Claudia Hemmerle u. a.: Photovoltaische Anlagen – Leitfaden für Elektriker, Dachdecker, Fachplaner, Architekten und Bauherren. 3. Aufl., Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e. V., Berlin 2008, ISBN 3-00-023734-8
  • DIN VDE 0100-712 (VDE 0100-712):2006-06 Errichten von Niederspannungsanlagen - Teil 7-712: Anforderungen für Betriebsstätten, Räume und Anlagen besonderer Art - Solar-Photovoltaik (PV) Stromversorgungssysteme (IEC 60364-7-712: 2002, modifiziert); Deutsche Übernahme HD 60364-7-712: 2005 + Corrigendum: 2006 VDE, Berlin 2006.
  • Hans-Günther Wagemann, Heinz Eschrich: Photovoltaik – Solarstrahlung und Halbleitereigenschaften, Solarzellenkonzepte und Aufgaben. 2. Auflage, Vieweg+Teubner, Wiesbaden 2010, ISBN 978-3-8348-0637-6

Weblinks[Bearbeiten]

 Commons: Photovoltaic system – Album mit Bildern, Videos und Audiodateien

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. Solarpark Lieberose – Modellprojekt der ökologischen Nutzung ehemaliger Militärflächen.
  2. Verschattung bei einer Photovoltaikanlage
  3. Häberlin, H. und Renken, Ch. (1999): Allmähliche Reduktion des Energieertrags netzgekoppelter Photovoltaikanlagen infolge permanenter Verschmutzung..(PDF 551 KB) Veröffentlichung zum 14. Symposium Photovoltaische Solarenergie März 1999, abgerufen am 23. Mai 2010.
  4. Boie, Johannes (2009): Ein Strahlemann für die Sonne.In: Süddeutsche Zeitung, München, Wirtschaft (vom 1. Oktober 2009)
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  13. Photovoltaik-Brandschutz – Fakten statt Phantome – Ergebnisse aus Expertenworkshop. Fraunhofer ISE, 7. Februar 2013, abgerufen am 7. Februar 2014.
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  15. Photovoltaik – Solarstrom vom Dach, test.de, 27. August 2013, abgerufen am 10. Oktober 2014