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www.pv-praxis.de
pv-praxis.
3 / 2011
Photovoltaik im Elektrohandwerk
PV-Installation
Lichtbögen in Photovoltaik-Anlagen
PV-Installation
PV-Management
PV-Marketing
Lösungen für künftige
Anforderungen
Anlagen normgerecht
in Betrieb nehmen
Optimale Finanzierung
von PV-Anlagen
/ Batterieladesysteme / Schweißtechnik / Solarelektronik
/ Detailinformation über unsere Produkte sowie unseren Service finden Sie unter www.fronius.com
Editorial
Vom Glanz des Goldes
hin zum Sonnenlicht
D
ie Unsicherheit an den sogenannten Finanzmärkten nimmt
von Monat zu Monat zu. Die
Schuldenkrise der Industriestaaten ist
ungelöst und viele Menschen haben
Angst um ihr Geld. Eine Folge davon:
der Goldpreis steigt und steigt und
steigt. Wer heute sein Geldschiff in den
vermeintlich sicheren Goldhafen bringen will, muss dafür immer mehr Finanzkraft aufbringen. Ob Gold aber
wirklich so sicher ist und welche Rendite bei diesem Invest letztendlich erzielt wird, weiß natürlich auch niemand
vorherzusagen. Hinzu kommt, dass sich
Meldungen häufen, wonach Betrüger
und Scharlatane die Angst der Menschen vor Inflation ausnutzen und in
unseriöse Geschäfte verwickeln. Die
Folge davon ist oft ein Totalausfall der
eingesetzten Geldmittel.
Anders dagegen sieht die Entwicklung im Photovoltaikmarkt aus. Hier
kennen die Preise zur Zeit nur eine
Richtung – nach unten. Gründe hierfür
sind die Absenkung der Einspeisetarife
und Überkapazitäten bei der Modulproduktion. Die Rendite von Photovoltaikanlagen ist jedoch im Gegensatz
zum Goldgeschäft sehr genau zu
berechnen. Einen ganz gravierenden
Unterschied kann man gar nicht genug
herausstellen. Im Gegensatz zu windigen Angeboten im Goldgeschäft kann
der PV-Kunde auf seriöse Anbieter im
Elektrohandwerk zählen.
Oftmals besteht hier bereits eine
vertrauensvolle Geschäftsbeziehung.
Der Elektrohandwerker betreut seine
Kunden ja schon in vielen Bereichen
des täglichen Lebens: er hat vielleicht
die Elektroinstallation eines Hauses
realisiert, eine Alarmanlage eingebaut
oder das Garagentor automatisiert.
Und nun kommt er und rettet einen
Teil des Vermögens vor der weltweiten
Finanzkrise, in dem er zu einer Investition in die Photovoltaik rät.
Dabei gehen immer mehr Elektrohandwerker dazu über, neben der reinen Anlagenerrichtung ein Gesamtpaket anzubieten. Hier liegt der Schlüssel
zur Kaufentscheidung nicht darin, dass
jemand die gewünschte PV-Anlage auf
pv-praxis.de 3/2011
sein Dach bekommt. Vielmehr wird
eine Möglichkeit angeboten, einen
Teil des Vermögens vor der Inflation zu retten. Wer sich als
Elektrohandwerker so beim
Kunden positioniert, bietet
natürlich mehr als die reine
Handwerksleistung an.
Hierfür muss man sich als
Elektrohandwerker auch in
den finanziellen und steuerlichen Aspekten der Photovoltaik auskennen. Auch Versicherungsfragen spielen bei der
Kaufentscheidung eine Rolle.
Bei der Kundenberatung ebenfalls von Vorteil sind Argumente, die
auf die gesellschaftlichen Rahmenbedingungen abzielen. Nach dem Atomunfall in Fukushima hat die Photovoltaik einen weiteren Imagegewinn zu
verzeichnen. Auch der Strompreis kann
thematisiert werden. Nicht die Erneuerbaren Energien sind die Preistreiber,
wie ja von der EVU-Lobby versucht
wurde zu argumentieren, sondern
Fehlentscheidungen im Management –
z. B. auf dem Gasmarkt. Nun stehen
Massenentlassungen und Preiserhöhungen ins Haus – ein weiteres Argument für die Investition in das eigene
Solarkraftwerk. Hinzu kommt der
Eigenverbrauch, der mittelfristig die
größte Rendite bringen wird.
All diese Argumente machen Ihren
Kunden den Weg ins Sonnenlicht leichter. Sie müssen sich nicht nur vom Glanz
des Goldes blenden lassen. Viele Fachkollegen gehen heute neue Wege, um
das PV-Geschäft nach vorne zu bringen.
Einer davon wurde nun zum »PVMeister 2011« gewählt. Wer sich den
Titel geholt hat, erfahren Sie in der
nächsten Ausgabe von »pv-praxis«, wo
wir über die Preisverleihung am
14.9.2011 berichten werden.
Roland Lüders
Redakteur
Als Elektrohandwerker
sollte man sich auch in
den finanziellen und
steuerlichen Aspekten
der Photovoltaik auskennen.
Roland Lüders
[email protected]
3
Inhalt
Editorial
3
Vom Glanz des Goldes hin zum Sonnenlicht
Aktuell
5
Netzstabilität gewährleisten
6
Solarstrom selbst verbrauchen
6
Per Darlehen zur PV-Anlage
8
PV-Weiterbildungen
8
Auftakt für Partnerprogramm
Installation
34
Der Entwurf für DIN VDE 0100712 fließt bereits bei Produkten
ein, vor allem hinsichtlich der
Regeln für netzgekoppelten
und netzunabhängigen Betrieb.
10
Panorama
14
PV-Anlagen – Auswahl der Produkte (1)
19
Brandbekämpfung im Bereich von PV-Anlagen
20
Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz
24
Kapazitive Ableitströme in PV-Anlagen
28
Der Anschlusssafe
30
Lichtbögen in der Photovoltaik
34
PV-Lösungen für künftige Anforderungen
Management
40
Ein neues Messverfahren ermöglicht es, mit nur einer Messung die I-U-Kennlinie sowie
den Serieninnenwiderstand in
PV-Anlagen zu bestimmen.
36
Panorama
40
PV-Anlagen normgerecht in Betrieb nehmen
49
Planungstool erleichtert PV-Geschäft
52
Wachschutz en gros und en détail
54
Tue Gutes und … zeige es allen
56
Smart, intelligent und vielseitig
58
Verräterische Wärme
62
Kontrollierte Sonnenernte
Marketing
64
Panorama
65
Passgenaue Finanzierung von PV-Anlagen
66
Versicherung von Photovoltaik-Anlagen
Grundlagen
68
65
Photovoltaikanlagen werden
rentabel geplant, wenn alle
Beteiligten umfassend über
Förderungsmöglichkeiten informiert sind.
Titelbild: Fronius
Vom photoelektrischen Effekt zur Solarzelle
Service
71
Neue Normen und Bestimmungen
73
Impressum / Inserentenverzeichnis
74
Nachgefragt
pv-praxis.de 3/2011
Aktuell
Neues Planungstool
Die neuen kristallinen PVModule des chinesischen Herstellers Hanwha SolarOne haben das Zertifikat des TÜV
Rheinland erhalten. Das Zertifikat betrifft besonders die
Garantiebedingungen der
Produkte. Der Hersteller haf-
Mit dem »LynxPlanner 1.1«
stellt Danfoss Solar Inverters
A / S eine überarbeitete Version ihrer Planungssoftware
für PV-Anlagen bereit. Das
Programm ermöglicht die
Planung komplexer Anlagen
unter Einbeziehung mehrerer Dächer mit unterschiedlichen Winkeln und Himmelsrichtungen. Es berücksichtigt
die geografischen Daten des
Standorts sowie Klima- und
Wetterbedingungen.
Die grafische Benutzeroberfläche des »LynxPlanner« bietet hohe Flexibilität
bei der Anlagenauslegung.
Quelle: Hanwha SolarOne
TÜV-Zertifikat für Hanwha
Blick in die Fertigung
tet für Mängel und Ausfälle
in den ersten fünf Jahren und
bietet folgende Leistungsgarantien: 90 % für die ersten
zehn Jahre und 80 % für die
ersten 25 Jahre.
Den europäischen Markt
beliefert Hanwha SolarOne
von Ismaning bei München
aus. Im Programm hat das
Unternehmen verschiedene
mono- und polykristalline
Modultypen. Im weltweiten
Ranking der größten Modulhersteller steht Hanwha Solar
One inzwischen auf Platz 9.
www.hanwhasolarone.com/de
Es lassen sich symmetrische
und asymmetrische Konfigurationen planen. Verschiedenen MPP-Trackern können
unterschiedliche DC-Leistungen zugewiesen werden. Das
Planungstool bezieht die Bereitstellung von Blindleistungen gemäß der neuen Anwendungsregel Niederspannung ein.
Die neue Version der Software ist für bestehende Kunden sowie neue Nutzer ab
sofort online kostenlos nutzbar unter:
www.danfoss.com/solar
Zur Wahrung der Netzstabilität mussten sich Photovoltaikanlagen bisher bei erhöhter Netzfrequenz abschalten. Die neue Übergangsregelung des Forums Netztechnik / Netzbetrieb des VDE
(FNN) setzt zum Erhalt der
Netzqualität auf PV-Wechselrichter mit angepasster
Überfrequenzabschaltung.
Vor diesem Hintergrund
haben über zehn führende
Hersteller von PV-Wechselrichtern – unter ihnen SMA –
Ab jetzt mit mit angepasster Überfrequenzabschaltung: Der Wechselrichter
»Sunny-Boy-5000TL«
erklärt, ihre Produkte mit
angepasster Überfrequenzabschaltung auszuliefern.
SMA war maßgeblich an
der Initiative beteiligt und
setzt die FNN-Übergangsregelung für Lieferungen ab
Werk seit dem 12.5.2011 um.
Das heißt, die SMA-Wechselrichter reduzieren bei
Überfrequenz stufenlos die
Leistung der PV-Anlagen und
erfüllen damit die Forderung
der freiwilligen Selbstverpflichtung zur frequenzabhängigen Wirkleistungssteuerung von PV-Anlagen am
Niederspannungsnetz.
Ausführliche Informationen im Internet einschließlich einer Handlungsanweisung sowie der notwendigen
Software-Updates unterstützen Installateure dabei, neue
Photovoltaikanlagen gemäß
der FNN-Regelung in Betrieb
nehmen.
www.sma.de
Quelle: Danfoss
Netzstabilität gewährleisten
Vielseitige Seminarthemen
Krannich Solar bietet seinen
Partnern und allen PV-Interessierten regelmäßig Veranstaltungen und Seminare.
Durch die Zusammenarbeit
mit der TÜV Rheinland Akademie konnte das Seminarangebot jetzt noch weiter
ausgebaut werden.
Fachreferenten des Herstellers und externe Spezialisten informieren über technische Aspekte beim Anlagenbau, über Entwicklungstendenzen, Produkte und Ge-
räte. Außerdem werden Themen wie Vermarktung und
Werbung für Installationsbetriebe angeboten. Auch juristisches Wissen steht auf dem
Programm.
Die Schulungen finden an
in Koblenz, Leipzig, bei Stuttgart und bei München statt.
Weitere Informationen und
Gelegenheit zur Anmeldung
gibt es online:
http://de.krannich-solar.com/
veranstaltungen/seminare.
html
Großhändler an seine Kunden weitergeben.
Zunächst umfasst das Angebot monokristalline Module wie das »Bosch c-Si M60«
aus der Leistungsklasse von
235 Wp bis 245 Wp oder das
»M240 BO 17«, das Donauer
seinen Kunden bereits auf
der Messe Intersolar im Juni
2011 vorgestellt hat.
www.donauer.eu
Vertriebsportfolio erweitert
Die Donauer Solartechnik
Vertriebs GmbH hat ab sofort Solarmodule des Herstellers Bosch Solar Energy im
Programm. Der Fachgroßhändler möchte von der Propv-praxis.de 3/2011
duktqualität, der Langzeitstabilität und den Gewährleistungsrechten des Solarherstellers profitieren. Die
langfristigen Liefer- und Servicesicherheiten möchte der
5
Aktuell
cher der Wärmepumpe wird
bei solarem Ertrag über die
Neue Fertigunglinie gestartet
Erweiterte Garantien
Bosch Solar Energy hat die
Garantieregelungen für Solarmodule erweitert und
speziell die Leistungen bei
auftretenden Produktmängeln verbessert.
Kunden haben demnach
einen festgeschriebenen Anspruch auf Ersatz und Austausch fehlerhafter Geräte.
Der Passus, nach dem die
Transport- und Montagekosten vom Kunden getragen
werden, entfällt. Das Unternehmen ersetzt zudem entgangene Erträge, um die
entstandene Differenz zwischen Kalkulation und Finanzierung des Solarprojekts zu
schließen. Ein Messprotokoll
zum Nachweis der Verluste
ist nicht mehr notwendig.
Die neue Garantieregelung gilt weltweit und auch
für Module, die vor Juli 2011
ausgeliefert worden sind.
Bosch Solar Energy gewährt
seinen Kunden weiterhin
fünf beziehungsweise zehn
Jahre Produkt- und 25 Jahre
Leistungsgarantie.
www.bosch-solarenergy.de
Härtetests für Wechselrichter
6
kungsgrad bis hin zum Zustand der Mechanik nach
Transportbelastung. Zudem
wird das Verhalten der Wechselrichter in rauer Umgebung
getestet. In Langzeituntersuchungen unter erschwerten
Bedingungen stellt man fest,
über welchen Zeitraum die
Wechselrichter den geforderten Ansprüchen standhalten.
www.fronius.com
Quelle: Fronius
Um eigenen Qualitätsansprüchen zu genügen und um
internationale Vorschriften zu
erfüllen, durchlaufen Wechselrichter bei Fronius International ein permanentes Testverfahren. Dazu untersucht
Fronius sämtliche Wechselrichtertypen im Entwicklungsstadium, in der Vorserie
und aus der laufenden Produktion heraus. Zusätzlich
führt das Unternehmen täglich so genannte Out-of-BoxAudits durch, bei denen
Geräte nach dem Zufallsprinzip ausgewählt und eingehend geprüft werden.
Die Tests liefern Nachweise hinsichtlich elektrischer
Eigenschaften, über das Verhalten am Netz, den Wir-
eingestellte Komforttemperatur (z. B. 50 °C) hinaus er-
hitzt und dient so als Energiespeicher für solarärmere
Tage.
Das PV-Komplettsystem
»Cenpac 3.x« besteht aus 16
Modulen mit einer Gesamtleistung von über 3 kWpeak.
Der Anlagenbetreiber erreicht auf diesem Weg leicht
eine Eigenverbrauchsquote
von über 30 % und profitiert
somit von der höchstmöglichen Einspeisevergütung.
www.dimplex.de
www.centrosolar.de
Die Q-Cells SE hat an ihrem
Hauptstandort Solar Valley
Thalheim eine eigene Modulfertigung für das Hochleistungsmodul »Q.Peak« in
Betrieb genommen. Die neue
Produktionslinie verfügt über
eine Gesamtkapazität von
etwa 130 MWp und wird in
Deutschland hergestellte monokristalline Solarzellen verbauen.
Bei voller Auslastung der
Kapazität können in der Fertigungslinie 1 400 Solarmodule pro Tag und damit rund
511 000 Module jährlich gefertigt werden.
Das »Q.Peak«-Modul wird
in den Leistungsklassen von
245 Wpeak bis 260 Wpeak verfügbar sein. Bei seiner Herstellung setzt Q-Cells die so
genannte »Anti-PID«-Technologie ein, dies verhindert
Quelle: Q-Cells SE
Seit 2009 hat der Gesetzgeber die Einspeisevergütung
für selbst verbrauchten Solarstrom erhöht. Aus diesem
Grund bietet Dimplex in
Kooperation mit Centrosolar
eine Kombination aus Photovoltaikanlage und Warmwasser-Wärmepumpe an. Seine Regeltechnik ist so aufeinander abgestimmt, dass die
Wärmepumpe »BWP 30HS«
bevorzugt in sonnenreichen
Stunden betrieben wird. Der
gut gedämmte 300-l-Spei-
Quelle: Dimplex
Solarstrom selbst verbrauchen
Leistungsausfälle durch potentialinduzierte Degradation. Der Hersteller gibt auf
die Module eine Leistungsgarantie von mindestens
83% der Nennleistung nach
25 Jahren.
Auf der »European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition –
PVSEC« in Hamburg im September wird Q-Cells ein homogen schwarz aussehendes
»Q.Peak BLK« präsentieren.
www.q-cells.com
Per Darlehen zur PV-Anlage
In Zusammenarbeit mit der
DSL-Bank bietet Pairan Hauseigentümern ein Energiedarlehen zur Finanzierung der
eigenen PV-Anlage an. Das
Kreditlimit liegt bei 50 000 €,
die Tilgung erfolgt in gleichbleibenden Raten zu einem
festen Zins.
Voraussetzung für den
Erhalt der Finanzierung ist
der Nachweis eines geregelten Einkommens und des
Gebäudeeigentums. Als Sicherheit gilt die abzutretende Einspeisevergütung.
Die Laufzeit der Finanzierung beträgt 18 Jahre und
fällt somit in den Zeitraum
der staatlich garantierten
Einspeisevergütung, die das
Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) für die nächsten 20
Jahre festlegt.
www.pairan.com
pv-praxis.de 3/2011
Aktuell
PV Technology & Economy«
zeigte sie, wie in Zukunft ein
hoher Solarstromanteil am
Gesamtstromverbrauch realisiert werden kann.
Insgesamt besuchten rund
77 000 Menschen die Messe.
Der neue Besucher- und Ausstellerrekord verdeutlicht die
gestiegene Sensibilität für
das Thema umweltfreundliche Energieversorgung.
www.intersolar.de
Quelle: Solar Promotion GmbH
Die weltweit größte Fachmesse für die Solarwirtschaft
»Intersolar Europe« ging am
10.7. zu Ende. Auf 168 000 m2
Ausstellungsfläche präsentierten sich 2 280 Aussteller
aus 47 Nationen. Sie zeigten
Technologien und Dienstleistungen aus den Bereichen
Photovoltaik und Solarthermie sowie PV-Produktionstechnik.
Die diesjährige Ausgabe
der Intersolar stand ganz
unter dem Zeichen der Energiewende. Auch die Sonderschau »PV Energy World«
präsentierte dieses Leitthema. In den vier Themenclustern »Smart Grid«, »Smart
Building and E-Mobility«,
»Smart Cities« sowie »Smart
PV-Weiterbildungen
Quelle: Gehrlicher Academy
Intersolar mit Besucherrekord
Die Gehrlicher Academy kooperiert mit dem TÜV Rheinland und erweitert ihr Angebot an Schulungsinhalten.
Bisher stellte das TÜV-Schulungsteam sein Fachwissen
ausschließlich Gehrlicher-Mitarbeitern zur Verfügung, nun
wird das Angebot auch für
unternehmensexterne Interessenten geöffnet.
Beschäftigten der Solarbranche bietet die Gehrlicher
Academy gemeinsam mit
dem TÜV Rheinland Weiterbildungen zum Sachkundigen für photovoltaische Anlagen oder zum Sachverständigen/ Gutachter Photovoltaik. Nach bestandener
Prüfung erhalten die Teilnehmer ein Zertifikat von
PersCert TÜV.
Darüber hinaus hat Gehrlicher ab Herbst 2011 praxisorientierte Schulungen zu
verschiedenen Themenkomplexen der Photovoltaik im
Programm. Sie vermitteln
beispielsweise Expertenwissen zur Photovoltaik oder zu
Blitz- und Überspannungsschutz.
www.gehrlicher.com
TÜV-Zertifikat für Produkte und Service
Partner der Sonne
Quelle: Inventux
Die Inventux Technologies AG
betreibt seit April 2001 ein
Netzwerk, das Fachinstallateure, qualifizierte Installationsbetriebe und Photovoltaik-Interessierte zielgerichtet
zusammenführt. Endkunden
können sich im Online-Portal
Das Inventux-Headquarter in
Berlin
über die Produkte informieren und sich für eine kostenlose Beratung anmelden.
Über den Internetauftritt finden sie Fachbetriebe vor Ort.
Zusätzlich steht ein 24-h-Serviceprogramm zur Nutzung
bereit.
Fachinstallateure und Betriebe profitieren von den
Inventux-Vertriebs- und Marketinginstrumenten. Außerdem bietet das Programm
den Installateuren Unterstützung in Form von Mailings
und Aktionsflyern, professionelle Trainings und Schulungen sowie ein Bonussystem.
www.partnerdersonne.de
Der japanische Technologiekonzern Kyocera erhält das
Siegel »TÜV Service tested«.
Die Vergabe des Zertifikats
basiert auf einer Umfrage
unter etwa 1 600 Fachleuten
aus der Solarbranche, also
unter Elektroinstallateuren,
Dachdeckern und Energieberatern.
Bewertungskriterien für
die Vergabe des Siegels »TÜV
Service tested« sind neben
der Qualität der Produkte
und den Erträgen der Anlage
auch die Anlagenzuverlässigkeit, die Garantiebedingungen sowie die Reaktionsgeschwindigkeit bei Problemen
vor Ort.
Die Gesamtzufriedenheit
mit Kyocera bewerteten die
Teilnehmer auf einer fünfstufigen Skala mit 2,07 (wobei 1
den besten Wert darstellt),
während die Zufriedenheit
mit dem Service des Unternehmens sogar mit 1,84
honoriert wurde. 94,9 % der
Befragten würden Kyocera
weiterempfehlen.
www.kyocerasolar.de
www.tuev-saar.net
durch ausgewählte Installateure geboten werden.
Im Rahmen des PartnerProgramms haben Installa-
teure, Fachbetriebe und Vertriebspartner die Möglichkeit, ihr Wissen und ihre Fertigkeiten zu erweitern. Nach
einem erfolgreich absolviertem Audit können sie sich als
»Schott Solar Premium Partner« qualifizieren und profitieren von Schulungen, Beratungen und Marketingmaßnahmen.
www.schottsolar.de
Das Schott Solar Premium
Partner Programm ist erfolgreich an den Start gegangen.
Etwa 50 ausgewählte Installationsbetriebe und Vertriebspartner hatte Schott Solar im
Juli für zwei Tage an seinen
Hauptsitz in Mainz geladen,
um den Auftakt für sein neues Kompetenznetzwerk zu
feiern. Hinter der Initiative
steht ein gemeinsames Ziel:
8
Quelle: Schott Solar
Auftakt für Partnerprogramm
Den Käufern von Solaranlagen soll bestmögliche Beratung, guter Service und kompetente Installationsleistung
pv-praxis.de 3/2011
Installation • Panorama
M o n Ta g E S y S T E M E • • • W E C h S E l r I C h T E r • • • K o M P l E T T S y S T E M E • • • C a r P o rT S
AnlAgenintegrAtion
Photovoltaiksystem für
Leichtbaudächer
dessen Tragfähigkeit. Das
Modul benötigt keinen Rahmen oder zusätzliche Unterkonstruktionen, auch eine
Dachdurchdringung ist nicht
erforderlich. »SOLbond« eignet sich somit besonders für
die Neueindeckung von Industriegebäuden, da die PVAnlage bereits bei der Planung des Gebäudes berücksichtigt wird und somit optimal integriert werden kann.
Konventionelle PV-Systeme für Metalldächer benötigen zumeist Profile als Unterkonstruktion. Durch diese
Aufdach-Systemlösung
Quelle: Colexon Energy
Mit »Colexon Flex« hat die
Colexon Energy AG jetzt
Komplettpakete für dachparallele Photovoltaikanlagen geschnürt. Colexon bietet fünf verschiedene Basis-
Kits mit Generatorleistungen zwischen 10,08kWp und
17,92 kWp an.
Die Kits werden mit den
neuesten Solar-Dünnschichtmodulen der »Serie 3« von
First Solar angeboten. Für
den Halt der Module auf
10
dem Dach sorgen die Modulschienen und -klammern
aus Würths Montagesystem
»Zebra«. Die Umwandlung
der erzeugten Energie in
Netzstrom übernimmt ein
»Sunny Tripower«-Wechselrichter der mehrfach ausgezeichneten Serie von SMA.
Je nach den individuellen
Anforderungen und Standortgegebenheiten sind die
Kits flexibel kombinierbar.
Dank der optimal aufeinander abgestimmten Komponenten, gestaltet sich die
Montage äußerst einfach.
Durch eine breite Auswahl
der entsprechenden Dachanbindungselemente steht
mit den »Colexon Flex«Kits eine Lösung für nahezu
alle Schrägdächer bereit.
www.colexon.de
Art der Montage entstehen
hohe Dachlasten und die
Notwendigkeit der Dachdurchdringung. In der Folge
wird oftmals die Garantiezusage des Dachherstellers
ungültig. Zudem ist die Lebensdauer konventioneller
Metalldächer häufig kürzer
als der angestrebte Betriebszeitraum der PV-Anlage. Mit
der neuen Kombilösung gehören diese Probleme der
Vergangenheit an.
Im Rahmen eines Pilotprojekts wurde eine 12-kWpAnlage auf dem Sustainable
Building Envelope Centre
(SBEC) am Standort von Tata
Steel in Shotton (Großbritannien) installiert. Die Installateure der Firma Lester Fabrications & Cladding wurden
von Solon umfassend zum
neuen Installationsverfahren
geschult. Das SBEC ist ein
Kompetenzzentrum für nachhaltiges Bauen. Hier erforschen Tata Steel und weitere
Partner, wie die Gebäudehülle für Energiegewinnung,
-speicherung und -management genutzt werden kann.
www.solon.com
Noch mehr Leistung auf gleichem Raum
Mit zwei neuen Leistungsklassen der »VIS« Serie ergänzt voltwerk electronics
sein Angebot im Bereich
der Systemlösungen für PVGroßanlagen mit Hochleistungsmodulen. Die Stationen
enthalten die neuen Zentralwechselrichter »VC 350«
(max. Wirkungsgrad 98,8%).
Der integrierte Mittelspannungstransformator ist eine
Spezialanfertigung. Er verringert die Standby-Verluste um
bis zu 65 %, verglichen mit
einem Standardtrafo gleicher
Größe. Auf die Lebensdauer
einer Anlage gesehen lassen
sich so Energiekosten von
mehreren zehntausend Euro
einsparen. Für weitere Wirkungsgradsteigerungen, bereits auch bei geringen Eingangsleistungen, sorgt die
elektronische Regelung.
Zusätzliche Kostenersparnis wird dadurch erreicht,
Quelle: voltwerk electronics
Das neue Kombinationsprodukt besteht aus dem PVSystem »Solon SOLbond« und
einem Trapez- oder Sandwichdachelement aus »Colorcoat Prisma«-Stahl von Tata
Steel. Es ermöglicht die langlebige Verbindung von Dach
und Photovoltaiksystem, gewährleistet durch ein umfassendes Garantiepaket.
»SOLbond« wurde zielgerichtet für metallene Leichtbau-Industriedächer entwickelt. Das rahmenlose PVModul wird direkt mit dem
Dach verklebt und nutzt so
Quelle: Solon
In enger Kooperation haben Solon, Tata Steel
Europe und das Kompetenzzentrum Sustainable
Building Envelope Centre eine Kombination von
Photovoltaiksystem und Metalldachbedeckung
entwickelt.
dass in die Wechselrichter die
DC-Sicherungsautomaten bereits integriert sind. Der Einsatz eines Generatorkoppelkastens ist damit überflüssig.
Sämtliche Anschluss- und Belüftungsvorrichtungen sowie
das
Überwachungssystem
»Voltwerk VM touch« sind
werkseitig vorinstalliert. Optional kann auch eine Mittelspannungsschaltanlage oder
ein Trockentransformator ab
Werk integriert werden.
www.voltwerk.de
pv-praxis.de 3/2011
Installation • Panorama
Montagesystem für Flachdächer
Die Solarcarports »sunside«
von Holzbau Gröber gibt es
als Bausatz, fertig montiert
oder auch schlüsselfertig mit
allen PV-Komponenten. Dank
ihrer modularen Konzeption
eignen sie sich für nahezu
jede Größe und Platzgeometrie und nutzen vorhandene
Stellflächen optimal.
Die Carports sind standardmäßig in den folgenden
Ausführungen erhältlich: Typ
Speziell für Dächer mit geringer Tragfähigkeit empfiehlt
sich das »S-Level System 2.11«
von K2 Systems. Das Unternehmen hat die ballastarme
Alu-Aufständerung für Flachdächer jetzt noch einmal hinsichtlich Transport und Montagefreundlichkeit optimiert
und im Windkanal getestet.
Sie erlaubt einen problemlosen Aufbau in verschiedenen
Windlastzonen. Die Windkanaltests beziehen sich jedoch
ausschließlich auf Dächer mit
Attika.
Die vormontierten AluKomponenten des Systems
erleichtern den Transport auf
die Baustelle. Außerdem las-
Quelle: Holzbau Gröber
S (einund zweireihig) mit
einer Durchfahrtshöhe von
2,20m, Typ M (zweireihig) mit
einer Durchfahrtshöhe von
3,00 m und Typ L (für LKW
und Busse) mit einer Durchfahrtshöhe von mindestens
4,20 m. Bei größeren Parkplatzanlagen sorgen Aufstellfundamente mit »MicroFit«Verankerung für einen noch
zeitsparenderen Aufbau.
www.sunside-carports.de
Quelle: K2 Systems
Wenn der Parkplatz Strom produziert
sen sich die Montagezeiten
durch die Verschraubung
von oben drastisch reduzieren. Auf der bewährten »K2
Planschiene« oder optional
der »K2 SpeedRail« erstreckt
sich das »S-Level System 2.11«
mit einem Aufständerungswinkel von 20 ° über den
Dächern Richtung Süden.
www.k2-systems.de
BDEW zertifiziert Wechselrichter
Als einer der ersten
Hersteller von Zentralwechselrichtern
hat die Sunways AG
für ihre Geräte der
»PT«-Serie das Einheitenzertifikat gemäß der Richtlinie
»Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz«
vom
Bundesverband der
deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) erhalten. Mit der Erfüllung aller
Bedingungen für den Einspeisebetrieb in das öffentliche Netz können die Solarinverter »PT 30k« und »PT 33k«
sowie ihre jeweiligen Outdoor-Varianten nun uneingeschränkt in Deutschland eingesetzt werden. Damit profitieren insbesondere große
PV-Installation auf Stehfalzdächern
Quelle: RoofTech
können höhere Kräfte aufgenommen werden, als bei
den sonst üblichen Backenklemmen. Diese hohe Lastaufnahme haben viele Prüfungen bei unabhängigen
Prüfinstituten und auf Originaleindeckungen bewiesen.
Außerdem wurden die Klemmen so konzipiert, dass sie
die thermische bedingten
Längenänderungen von Doppelstehfalzdächern nicht beeinträchtigen.
Die Produktfamilie umfasst Klemmen für alle gängigen Falz- und Profildacharten. Vertrieben werden die
»S-5!«-Klemmen in Europa
von RoofTech.
www.rooftech.de
Quelle: Sunways
Mit den Stehfalzklemmen
»E-Mini« und »E-Mini FL«
von S-5! baut man PV-Anlagen sicher auf nahezu allen
Arten von Stehfalzächern.
Die Anbindung an die Schienen geschieht entweder mit
der oberseitigen Gewindebohrung oder im Langloch
des seitlichen Flansches.
Mit der patentierten Madenschraube wird ein Formschluss realisiert. Dadurch
PV-Anlagen mit Leistungen von mehreren 100 KWp von
den hohen Wirkungsgraden der
Wechselrichter.
Mit der Zertifizierung durch den
BDEW dokumentieren die Solarinverter der »PT«-Serie
ihren Beitrag zum
Netzsicherheitsmanagement:
Die so genannte Fault Ride
Through-Fähigkeit gewährleistet, dass sich die Anlage
bei Auftreten von Netzfehlern nicht vom Netz trennt.
Außerdem sorgen die Wechselrichter auch unter voller
Auslastung für eine ausreichende Bereitstellung von
Blindleistung.
www.sunways.eu/de
Der Stromsensor »789-621«
eignet sich vor allem für
Monitoring-Applikationen in
PV-Anlagen. Wago bietet den
Sensor seit Jahresbeginn mit
einem erweiterten Messbereich von 0 … 140A an. Er ist
für einen maximalen Leiterquerschnitt von 35 mm2 aus-
12
gelegt. Mit den Sensoren lassen sich bei laufendem Betrieb kontinuierliche Strommessungen an den einzelnen
Strängen der Anlage durchführen.
Genau wie der Stromsensor »789-620« – mit einem
Messbereich von 0 … 80 A –
Quelle: Wago
Stromsensor mit erweitertem Messbereich
liefert der »789-621« eine
Messgenauigkeit von 0,5 %
vom Endwert. Beide Produkte lassen sich mit dem Wago»I/O-System«, den »To-Pass«Fernwirkmodulen sowie den
«Perspecto-HMI«-Panels verbinden.
www.wago.de
pv-praxis.de 3/2011
Installation
Auf einen BlicK
PV-Anlagen – Auswahl
der Produkte (1)
Normgerechte Produkte
Die regelkonforme Installation von PVAnlagen setzt voraus, dass auch die
verwendeten Komponenten den anerkannten Regeln der Technik entsprechen. So hat die Auswahl der Produkte
nicht nur ausschließlich nach den örtlichen Gegebenheiten und dem Preis
zu erfolgen. Welche Regeln von den
Herstellern beachtet werden und
woran der Installateur die Produkte
erkennt, erklärt dieserer Beitrag.
Grundsätzlich müssen die in einer elektrotechnischen Anlage verwendeten Produkte den Sicherheitsanforderungen der europäischen
Gemeinschaft entsprechen. Die einhaltung dieser Anforderungen
wird durch das ce-Kennzeichen dokumentiert (siehe Geräte- und
Produktsicherheitsgesetz GPSG, Stand 7.7.2005). Dabei ist jedoch
zu beachten, dass die Prüfung auch auf der richtigen technischen
Grundlage erfolgt.
N
achstehend sollen die relevanten Prüfgrundlagen genannt
werden. Die Anforderung an die
CE-Kennzeichnung gilt nicht nur für die
Module, sondern auch für alle andern
Produkte, die im Zusammenhang mit
der Anlage stehen, insbesondere dann,
wenn die Anlage in das öffentliche Netz
einspeist. Hier gilt zusätzlich die NAV,
nach der nur Materialien und Geräte
verwendet werden dürfen, die entsprechend § 49 des EnWG (Gesetz über die
Elektrizitäts- und Gasversorgung/Energiewirtschaftsgesetz, 7.7.2005) unter
Beachtung der allgemein anerkannten
Regeln der Technik hergestellt sind.
Die Einhaltung der Voraussetzungen
wird vermutet, wenn das Zeichen einer
akkreditierten Stelle, insbesondere das
VDE-Zeichen, GS-Zeichen oder CE-Zeichen, vorhanden sind (siehe §13, Abs. 2,
der NAV – Niederspannungsanschlussverordnung, 2008-10). Für die einzelnen Komponenten der PV-Anlagen existieren Prüfvorschriften, die von den
Herstellern einzuhalten sind.
normen für Module
Die für die Herstellung der Module geltenden Normen sind:
• EN / IEC 61215 Terrestrische kristalline
Silizium-Photovoltaik-(PV-)-Module –
Bauarteignung und Bauartzulassung
(IEC 61215: 2005); Deutsche Fassung
EN 61215: 2005 für kristalline Module
• EN/IEC 61646 Terrestrische DünnschichtPhotovoltaik-(PV)-Module – Bauarteignung und Bauartzulassung (IEC 61646:
2008); Deutsche Fassung EN 61646:
2008 für Dünnschichtmodule.
Diese beiden internationalen Normen
legen die IEC-Anforderungen für die
Bauarteignung und Bauartzulassung
14
Bild 1: Kennzeichnungen auf einem
Modul
terrestrischer, photovoltaischer Module
fest. Sie müssen für den Langzeitbetrieb in gemäßigten Freiluftklimaten
nach IEC 60721-21 geeignet sein. Diese
Norm gilt nur für Bauarten mit kristallinem Silizium und für Dünnschichtmodule. Sie gilt nicht für PV-Module, die in
Verbindung mit konzentrierenden Einrichtungen eingesetzt werden.
Der Zweck der festgelegten Prüffolgen ist die Bestimmung der elektrischen
und temperaturbezogenen Kenngrößen
des PV-Moduls sowie der Nachweis, im
Rahmen eines vertretbaren Kosten- und
Zeitaufwands, dass das Modul geeignet
ist, längere Zeit den im Anwendungsbereich beschriebenen Klimaten standzuhalten. Die tatsächliche Lebenserwar-
tung der so als geeignet bezeichneten
PV-Module wird von ihrer Konstruktion, der Umgebung und den Bedingungen abhängen, unter denen sie
betrieben werden.
Zur Abdeckung der sicherheitstechnischen Anforderungen sind folgende
Normen einzuhalten:
• EN/IEC 61730-1 Photovoltaik-(PV)-Module – Sicherheitsqualifikation – Teil 1:
Anforderungen an den Aufbau (IEC
61730-1: 2004, modifiziert); Deutsche
Fassung EN 61730-1: 2007 und
• EN/IEC 61730-2 Photovoltaik-(PV)-Module – Sicherheitsqualifikation – Teil 2:
Anforderungen an die Prüfung (IEC
61730-2: 2004, modifiziert); Deutsche
Fassung EN 61730-2: 2007.
Im Teil 2 von IEC 61730 werden die Prüfanforderungen an PV-Module beschrieben, um den sicheren elektrischen und
mechanischen Betrieb während der
erwarteten Lebensdauer zu sichern. Es
werden spezifische Themen behandelt,
nach denen man den Schutz gegen
elektrischen Schlag, Brandgefährdungen sowie Verletzungen von Menschen
infolge von mechanischen und umweltbezogenen Beanspruchungen bewerten kann.
Die Norm IEC 61730-1 behandelt die
besonderen Anforderungen an den
Aufbau. In Teil von IEC 61730-2 werden
die Prüfanforderungen beschrieben. Dazu existieren drei Anwendungsklassen:
• Anwendungsklasse A: Allgemeine
Anwendungen, Systemspannungen
> 50 V DC – Schutzklasse II
• Anwendungsklasse B: Eingeschränkte
Zugänglichkeit, Systemspannungen
> 50 V DC – Schutzklasse 0
• Anwendungsklasse C: Anwendungen
im Kleinspannungsbereich (< 50 V DC
und < 240 W) – Schutzklasse III.
pv-praxis.de 3/2011
Installation
Entsprechend der Anwendungsklasse
werden sicherheitsrelevante Prüfungen
durchgeführt. Dabei werden Tests sowohl an kompletten Solarmodulen
(gerahmt und ungerahmt) als auch an
einzelnen Modulkomponenten wie
Anschlussdosen und Rückseitenfolien
durchgeführt.
Die genannten Normen sind gelistet
mit Bezug zu den EU-Richtlinien und
damit Voraussetzung für die Konformitätserklärung. Sie müssten in der Konformitätserklärung der Module aufgelistet sein. Eine Konformitätserklärung
allein im Hinblick auf die Schutzklasse
ist nicht ausreichend. Eine Konformitätserklärung für ein Modul könnte
den im Kasten auf S. 15 dargestellten
Inhalt haben.
Kennzeichnung der module
Die Anforderungen an die Kennzeichnung sind in den vorgenannten Normen beschrieben. Folgende Kennzeichnungen müssen unbedingt auf dem
Modul vorhanden sein, um eine Anlage
fachgerecht zu planen: Angabe des
Herstellers, Typenangabe, CE-Kennzeichen, Kennzeichnung der Schutzklasse,
maximale Systemspannung, Maximalleistung, Toleranz, ISC, UOC und Umpp.
Bild 1 zeigt hierfür ein Beispiel.
Weitere Angaben, wie die maximale, vorgeschaltete Sicherung oder
der maximal durch das Modul fließende Strom sowie die Größe der Temperatureinflüsse für Spannung und
Strom sowie für die Leistung, sind in
den Datenblättern angegeben.
KonformitätSerKlärung für PV-module
Die Konformität mit folgenden Richtlinien wird bestätigt:
• Richtlinie 2006 / 95 / EG (Niederspannungsrichtlinie)
• Richtlinie 2004/108/EG (EMV Richtlinie)
Die Übereinstimmung des bezeichneten
Produktes mit den Bestimmungen der
Richtlinie wird durch die vollständige
Außerdem gilt DIN EN 50524 (VDE
0124-13): 2010-04, Datenblatt- und Typschildangaben von PV-Wechselrichtern;
Deutsche Fassung EN 50524:2009. Diese
europäische Norm beschreibt die
Datenblatt- und Typschild-Angaben für
PV-Wechselrichter zum Netzparallelbetrieb. Sie stellt ein Minimum an Informationen unter der Maßgabe bereit,
ein sicheres und optimales System mit
PV-Wechselrichtern zu ermöglichen.
Dabei ist unter dem Datenblatt eine
vom PV-Wechselrichter getrennte technische Beschreibung zu verstehen. Das
Typschild darf sich innerhalb des PVWechselrichters befinden, sofern es
sichtbar ist, wenn eine Tür im normalen
Betrieb geöffnet wird.
Eine Beurteilung der elektromagnetischen Verträglichkeit erfolgt nach
• DIN EN 61000-6-1, Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) – Teil 6-1:
Fachgrundnormen – Störfestigkeit für
Wohnbereich, Geschäfts- und Gewerbebereiche sowie Kleinbetriebe (IEC
61000-6-1: 2005); Deutsche Fassung
EN 61000-6-1: 2007
normen für Wechselrichter
Die Prüfung für Wechselrichter erfolgt
nach DIN EN 50178:1998-04, Ausrüstung von Starkstromanlagen mit elektronischen Betriebsmitteln; Deutsche
Fassung EN 50178:1997. Das Dokument
gilt für das Ausrüsten von Starkstromanlagen mit elektrischen Betriebsmitteln (EB). Es behandelt insbesondere
die Bemessung und Prüfung von EB
sowie deren Einbau in eine Starkstromanlage. Es bezieht sich auf elektronische
Betriebsmittel mit Steuereinwirkung
auf Systeme und Prozesse, z.B. zur
Erzeugung, Verteilung, Umwandlung,
Steuerung und Regelung von Elektroenergie. Es stellt Mindestanforderungen an die Bemessung und Herstellung
der EB, für den Schutz gegen gefährliche Körperströme sowie für Prüfung
und Einbau in Starkstromanlagen.
pv-praxis.de 3/2011
Bild 2: Bei einer Schaltgerätekombination sollen die Abstände zwischen den
Schutzeinrichtungen einen Wärmestau
an den Betriebsmitteln verhindern
Einhaltung folgender Normen nachgewiesen:
• DIN EN 61215 (VDE 0126-31):2006-02;
EN 61215:2005-08
• DIN EN 61730-1 (VDE 0126 Teil 301):2007-10; EN 61730-1:2007-05
• DIN EN 61730-2 (VDE 0126 Teil 302):2007-10; EN 61730-2:2007-05
• DIN EN 61000-6-2:2006-03 Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) –
Teil 6-2: Fachgrundnormen – Störfestigkeit; Industriebereich (IEC 61000-62: 1999); Deutsche Fassung EN 610006-2: 1999
Teil 6-3: Fachgrundnormen – Störaussendung für Wohnbereich, Geschäftsund Gewerbebereiche sowie Kleinbetriebe (IEC 61000-6-3: 2006); Deutsche
Fassung EN 61000-6-3: 2007
Teil 6-4: Fachgrundnormen – Störaussendung für Industriebereiche (IEC
61000-6-4: 2006); Deutsche Fassung
EN 61000-6-4: 2007.
Eine Konformitätserklärung für einen
Wechselrichter könnte damit aussehen,
wie im Kasten auf S. 18 dargestellt.
normen für niederspannungsschaltgerätekombinationen
Niederspannungsschaltgerätekombinationen sind entsprechend der DIN VDE
0660-600-1 und als Energieverteiler
nach DIN VDE 0660-600-1 herzustellen
und zu prüfen. Die Schaltgeräte werden üblicherweise speziell für die konzipierte Anlage vom Installateur der
Anlage hergestellt und geliefert. Für sie
wie für alle anderen Geräte sind eine
CE-Kennzeichnung und eine Konformitätserklärung erforderlich. Neben der
Kennzeichnung gehört zur Lieferung
eine umfangreiche, in den Normen
beschriebene Dokumentation.
Die Herstellung nach DIN VDE 0660500 ist bis 2014 aufgrund der Übergangsregelung noch erlaubt. Die Anwendung für neue Anlagen sollte
jedoch vertraglich ausgeschlossen werden. Folgende Angaben müssen auf
der Niederspannungsschaltgerätekombination, zum Beispiel auf einem
Typenschild, mindestens enthalten sein:
• Name des Herstellers der Schaltgerätekombination oder Warenzeichen
15
Installation
Konformität für Wechselrichter
Die Konformität mit folgenden Richtlinien wird bestätigt:
• 2006 / 95 / EG »Richtlinie über elektrische Betriebmittel zur Verwendung
innerhalb bestimmter Spannungsgrenzen«
• 2004 / 108 / EG »Richtlinie über elektromagnetische Verträglichkeit«
Die Übereinstimmung des Produktes mit
den Bestimmungen der Richtlinien wird
durch die vollständige Einhaltung folgender Normen nachgewiesen:
• Typenbezeichnung oder Kennnummer
oder ein anderes Kennzeichen, aufgrund derer die notwendigen Informationen vom Hersteller der Schaltgerätekombination angefordert werden
können
• Kennzeichnung zur Feststellung des
Herstellungsdatums
• IEC 61439-X (der zutreffende Teil »X«
ist anzugeben).
Für Schaltgerätekombinationen, die
nach einer besonderen Norm gefertigt
werden – z. B. nach DIN VDE 0660-600-2
für die Energieverteilung – können
zusätzliche Anforderung an die Kennzeichnung gestellt werden, die auf dem
Bezeichnungsschild oder in einer zusätzlichen Dokumentation angegeben
werden müssen.
Dokumentation von schaltanlagen
Der Schaltanlage ist eine Dokumentation beizufügen, welche (sofern zutreffend) die folgenden zusätzlichen Informationen zu denen auf dem Bezeichnungsschild enthalten muss:
• Bemessungsspannung
• Bemessungsbetriebsspannung
• Bemessungsstoßspannungsfestigkeit
• Bemessungsisolationsspannung
• Bemessungsstrom der Schaltgerätekombination
• Bemessungsstrom eines jeden Stromkreises
• Bemessungsstoßstromfestigkeit
• Bemessungskurzzeitstromfestigkeit
• bedingter Bemessungskurzschlussstrom
• Bemessungsfrequenz
• Bemessungsbelastungsfaktoren (RDF).
Ggf. sind folgende Angaben erforderlich (und können ebenfalls in der Dokumentation enthalten sein):
• zusätzliche Anforderungen abhängig
von den besonderen Betriebsbedingungen einer Funktionseinheit
• der Verschmutzungsgrad
18
• Gerätesicherheit: EN 60950-1:2006, EN
50178:1997, in Bezug auf Luft- und
Kriechstrecken
• Störfestigkeit: EN 61000-6-1:2007, EN
61000-6-2:2005
• Störaussendung: EN 61000-6-3:2007,
EN 61000-6-4:2007, in Bezug auf Funkstörfeldstärke
• Netzrückwirkungen:
EN
61000-312:2005, EN 61000-3-11:2000
• das System nach Art der Erdverbindung, für das die Schaltgerätekombination vorgesehen ist
• die Innenraum- und / oder Freiluftaufstellung
• ortsfest oder ortsveränderbar
• die Schutzart
• vorgesehen für die Verwendung
durch Elektrofachkräfte oder Laien
• die Einteilung nach elektromagnetischer Verträglichkeit (EMV)
• besondere Betriebsbedingungen
• die äußere Bauform
• Schutz gegen mechanische Einwirkung, sofern anwendbar
• die Art des Aufbaus – Einsätze und
herausnehmbare Teile
• die Kurzschlussfestigkeit und Art der
Kurzschlussschutzeinrichtung(en)
• Maßnahmen zum Schutz gegen elektrischen Schlag
• Gesamtmaße (einschließlich vorstehender Teile z. B. Griffe, Verkleidungen, Türen)
• Masse, sofern sie 30 kg überschreitet.
Zu einer Niederspannungsschaltgerätekombination gehören Handhabungs-,
Aufstellungs-, Betriebs- und Wartungsanweisungen. Diese müssen, sofern für
die Schaltanlage zutreffend, folgenden
Inhalt haben:
• Bedingungen für Handhabung, Aufstellung, Betrieb und Wartung der
Schaltgerätekombination
• enthaltene Betriebsmittel
• Bedingungen, die für Transport, Handhabung, Aufstellung und Betrieb der
Schaltgerätekombination wichtig sind.
Wenn eine Schaltgerätekombination,
die speziell für die Umgebung A vorgesehen ist, in Umgebung B verwendet
wird, ist in der Dokumentation darauf
hinzuweisen.
Geeignete schaltungsunterlagen
Geräte nicht klar erkennen lässt, müssen Schaltpläne oder Klemmenpläne
mitgegeben werden. Die Betriebsmittel innerhalb der Schaltgerätekombination müssen gekennzeichnet sein. Die
Kennzeichnung muss mit den Plänen
übereinstimmen.
Für Energieschaltgerätekombinationen gelten dabei einige Änderungen.
Die Bezugsnorm ist IEC 6234-2. Dazu
sind die Angaben über die Form der
inneren Unterteilung und die Arten
elektrischer Verbindung von Funktionseinheiten anzugeben. Damit könnte
eine Konformitätserklärung für eine
Energieschaltgerätekombination ohne
elektronische Bauteile folgenden Inhalt
haben: »Die Konformität mit folgenden Richtlinien wird bestätigt durch:
2006 / 95 / EG, Richtlinie über elektrische
Betriebmittel zur Verwendung innerhalb bestimmter Spannungsgrenzen«.
Die Übereinstimmung des bezeichneten Produkts mit den Bestimmungen
der Richtlinien wird durch die vollständige Einhaltung folgender Normen
nachgewiesen:
• EN 61439-1:2009 – NiederspannungsSchaltgerätekombinationen – Teil 1:
Allgemeine Festlegungen (IEC 614391:2009, modifiziert);
• EN 61439-2:2009 – NiederspannungsSchaltgerätekombinationen – Teil 2:
Energie-Schaltgerätekombinationen.
Bei der Dimensionierung der Niederspannungsschaltgerätekombination ist
die Erwärmung im Innern zu berücksichtigen (Bild 2). Werden Leitungen
und Betriebsmittel vom Strom durchflossen, wird über den Widerstand
Wärme erzeugt und an das Innere der
Verteilung abgegeben. Das geschieht
im normalen Betrieb der PV-Anlage
immer unter Volllast. Das bedeutet, im
Gegensatz zu einem Verteiler für die
allgemeine Energieversorgung in einer
Wohnung oder in einem Büro ist für die
Erwärmungsprüfung immer ein Gleichzeitigkeitsfaktor von 1 einzusetzen.
Zusätzlich ist zu beachten, dass immer
dann, wenn der maximale Strom im
Verteiler fließ, auch die Umgebungstemperatur am höchsten ist, also in der
Regel mindestens 30 °C.
(fortsetzung folgt)
Heinz-Dieter Fröse,
ö. b. u. v. Sachverständiger für
das Elektrotechnikerhandwerk,
Münster
Soweit sich die Schaltung aus der konstruktiven Anordnung der eingebauten
pv-praxis.de 3/2011
Installation
Auf einen BLick
Die DKE Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik im DIN und VDE gab in Abstimmung mit Experten von Berufsgenossenschaften, Feuerwehren, Forschungsinstituten, Netzbetreibern und
der Industrie Empfehlungen zum richtigen Verhalten beim Brand von Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) heraus.
Brandbekämpfung im
Bereich von PV-Anlagen
Empfehlungen der VDE / DKE
Brände an bzw. in der umgebung von PV-Anlagen können von
feuerwehren bedenkenlos gelöscht werden, wenn die sicherheitsabstände zu unter spannung stehenden Teilen eingehalten werden.
D
ie Norm DIN VDE 0132 VDE
0132:2008-08 »Brandbekämpfung im Bereich elektrischer Anlagen« gibt Sicherheitsabstände für
Personen vor, welche für die Brandbekämpfung und Rettungsmaßnahmen
in elektrischen Anlagen und in deren
Nähe zuständig sind. Das Einhalten dieser Abstände ist notwendig, um sich
und andere Personen nicht in Gefahr zu
bringen.
Auf richtige Abstände achten
Generell sind die Abstände zu offenen,
beschädigten Leitungen einzuhalten.
Im Niederspannungsnetz beträgt der
Sicherheitsabstand zu unter Spannung
stehenden Teilen 1 m. Beim Einsatz von
Strahlrohren – also Löschwasser führenden Armaturen der Feuerwehr – für
Sprühstrahl 1m und für Vollstrahl 5m.
Bei Dunkelheit können PV-Anlagen im
Mondlicht, auch bei Vollmond, und bei
künstlichem Licht (z. B. Halogenscheinwerfer) für Einsatzkräfte weder gefährliche Spannungen noch gefährliche
Ströme erzeugen. Somit gehen bei
Dunkelheit keine elektrischen Gefahren von PV-Anlagen aus. Dies wurde
durch unabhängige Prüfungen bestätigt.
Die weit verbreitete Meinung, dass
Einsatzkräfte zunächst den Gleichspannungs-(DC)-Lasttrennschalter von PVAnlagen betätigen müssen, bevor sie
mit dem Löschen von Bränden beginnen dürfen, ist nicht zutreffend. Hier
ist anzumerken, dass Einsatzkräfte bedenkenlos mit dem sofortigen Löschen
beginnen können, wenn die Vorsichtsmaßnahmen und insbesondere die
Sicherheitsabstände nach DIN VDE
0132 zu unter Spannung stehenden
Teilen eingehalten werden. Bei dem
DC-Schalter handelt es sich um einen
an der Umrichtereinheit sitzenden
Schalter, der für Wartungsmonteure
vorgesehen ist, wenn diese Arbeiten
am Umrichter durchführen müssen.
Ausblick
Ein Expertenkreis der DKE arbeitet
momentan daran, weitergehende bauliche oder schaltungstechnische Maßnahmen bei der Errichtung des DCBereichs einer PV-Anlage festzulegen.
Ein entsprechender Entwurf soll der
Fachöffentlichkeit noch in 2011 vorgestellt werden.
Michael Muschong, Redaktion »de«,
nach Unterlagen der VDE / DKE
mehr infos
Links zum Thema
• www.vde.com
• www.dke.de
Installation
Auf EiNEN BLick
Erzeugungsanlagen am
Niederspannungsnetz
Das Forum Netztechnik / Netzbetrieb
im VDE (FNN) veröffentlichte am
1. August 2011 die neue 80-seitige VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N
4105. Sie enthält technische Anforderungen an den Anschluss und Betrieb
von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz.
VDE-AR-N 4105 – Meilenstein bei Integration
dezentraler Erzeugung ins Stromnetz
Diese VDE-Anwendungsregel gilt für Planung, Errichtung, Betrieb
und Änderung von Erzeugungsanlagen, die an das Niederspannungsnetz eines Netzbetreibers angeschlossen und parallel mit dem Netz
betrieben werden (Netzanschlusspunkt im Niederspannungsnetz).
hier sind insbesondere Änderungen an Erzeugungsanlagen zu beachten, die wesentliche Auswirkungen auf das elektrische Verhalten am
Netzanschluss haben.
D
ie VDE-AR-N 4105 fasst die wesentlichen Gesichtspunkte zusammen, die beim Anschluss von
Erzeugungsanlagen an das Niederspannungsnetz des Netzbetreibers zu beachten sind. Sie dient gleichermaßen dem
Netzbetreiber wie dem Errichter als Planungsunterlage und Entscheidungshilfe. Außerdem erhält der Betreiber wichtige Informationen zum Betrieb solcher
Anlagen. Die VDE-Anwendungsregel
ersetzt die 4. Ausgabe der VDEW-Richtlinie »Eigenerzeugungsanlagen am
Niederspannungsnetz«. Sie wurde völlig neu gestaltet und im logischen Aufbau übersichtlicher gegliedert.
Zu Erzeugungsanlagen aus Sicht dieser
Anwendungsregel zählen z. B.:
• Wasserkraftanlagen
• Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen),
• Generatoren, die von Wärmekraftmaschinen angetrieben werden, z. B. in
Blockheizkraftwerken (BHKW),
• Brennstoffzellenanlagen.
Photovoltaik erzwingt
Veränderungen
Die vom VDE / FNN erstellte Netzanschlussregel VDE-AR-N 4105 umfasst
zahlreiche inhaltliche Änderungen und
Neuerungen mit dem Ziel, dezentrale
Stromerzeugungsanlagen besser in das
Stromnetz zu integrieren. Das betrifft
insbesondere die sehr rasch ansteigende Erzeugung von Elektrizität mit
Photovoltaik (PV). Die bundesweit installierte PV-Leistung hat mittlerweile
etwa 18 GW erreicht, wovon rund 80 %
direkt in das Niederspannungsnetz einspeisen. Dieser hohe Anteil an installierter Leistung weist mittlerweile er-
20
hebliche netz- und systemtechnische
Relevanz auf.
Laut Dipl.-Ing. Heike Kerber,
Geschäftsführerin des Forum Netztechnik / Netzbetrieb im VDE (FNN) betrifft
eine wesentliche Veränderung die
Anforderung an Erzeugungsanlagen
hinsichtlich der Beteiligung an der
sogenannten statischen Spannungshal-
mEhR iNfos
Bezugsquelle der VDE-AR-N 4105
Diese Anwendungsregel erscheint in
der EVU-Auswahl sowie den Gruppen
0 und 1 des VDE-Abonnements. Einzelverkauf und Abonnements durch
VDE Verlag GmbH, Bismarckstraße 33,
10625 Berlin, www.vde-verlag.de
Weitere Links zum Thema
• www.vde.com
• www.vde.com/fnn
tung. Hierbei handelt es sich um das
Einhalten der Netz- bzw. Spannungsqualität. Somit sollen mehr erneuerbare Energien in das Stromnetz integrierbar sein. Entsprechend der politischen Rahmenbedingungen wird die
Einspeisung von erneuerbaren Energien weiter zunehmen. Laut Kerber
nimmt das Netz dabei eine Schlüsselstellung ein.
Die VDE-AR-N 4105 wurde gemeinschaftlich durch Experten von Netzbetreibern, Industrie, Elektrohandwerk,
Prüf- und Zertifizierungsinstituten, Behörden und Forschungsinstituten erarbeitet. Sie soll Bestandteil der technischen Anschlussbedingungen (TAB)
der Netzbetreiber werden. Sowohl Hersteller, Anlagenerrichter und Anlagenbetreiber als auch Netzbetreiber erhalten durch den neu geschaffenen
Standard die nötige Planungs- und
Handlungssicherheit. Mit der vorliegenden VDE-Anwendungsregel werpv-praxis.de 3/2011
Installation
den die netztechnischen Anforderungen
weiterentwickelt, die beim Anschluss von
Erzeugungsanlagen an das Niederspannungsnetz des Netzbetreibers zu beachten sind. So werden aktuell bestehende technische Herausforderungen
berücksichtigt und eine weiterhin hohe
Versorgungsqualität in Deutschland sichergestellt.
Mit den interdisziplinären Arbeitsgruppen analysiert der VDE/FNN derzeit den künftigen Handlungsbedarf
und die technische Anpassungsnotwendigkeiten sowohl für die dezentralen Erzeuger als auch für die Netztechnik. Ludger Meier, Vorsitzender des
Vorstands VDE / FNN, spricht in diesem
Zusammenhang von gewaltigen Herausforderungen, um einen stabilen
Netzbetrieb gewährleisten zu können.
Kein anderer Staat stehe derzeit vor
solch immensen Umwälzungen seines
Stromversorgungssystems.
Der VDE als unabhängiger technischwissenschaftlicher Verband sieht die
Herausgabe der hier beschriebenen
Anendungsregel als Teil des Beitrags,
den er auch zukünftig bei der Erhaltung
eines weiterhin sicheren und zuverlässigen Stromnetzbetriebs im Rahmen der
Umsetzung des Energiekonzeptes der
Bundesregierung leisten will.
Für auch in der Zukunft stabile
Niederspannungsnetze
Wie in den höheren Spannungsebenen
werden zukünftig auch die in Niederspannungsnetze einspeisenden Erzeu-
22
gungsanlagen an der statischen Spannungshaltung beteiligt. Sie haben
daher während des normalen Netzbetriebs ihren Beitrag zur Spannungshaltung im Niederspannungsnetz zu
leisten. Dies hat unmittelbare Auswirkungen auf die Auslegung der Anlagen.
Die VDE-Anwendungsregel fasst die
wesentlichen Gesichtspunkte zusammen, die beim Anschluss an das Niederspannungsnetz zu beachten sind, damit
die Sicherheit und Zuverlässigkeit des
Netzbetriebs nach den Vorgaben des
Energiewirtschaftgesetzes auch mit
wachsendem Anteil an dezentralen
Erzeugungsanlagen erhalten bleiben
und die in der DIN EN 50160 formulierten Grenzwerte der Spannungsqualität
eingehalten werden können.
Um den Text der VDE-Anwendungsregel auf das Wesentliche zu beschränken, sind diese erläuternden Informationen in Anhang A abschnittsweise
zusammengefasst. Anhand der in
Anhang E aufgeführten Berechnungsbeispiele besteht die Möglichkeit, die
Zulässigkeit des Anschlusses einer
Erzeugungsanlage an das Niederspannungsnetz aufgrund der gegebenen
Daten zu prüfen. Sollte hierbei festgestellt werden, dass ein Anschluss an das
Niederspannungsnetz nicht möglich ist,
kommt in der Regel ein Anschluss an
die höhere Spannungsebene infrage –
also an das Mittelspannungsnetz. Die
hierfür vorzunehmende Anschlussbeurteilung erfolgt nach der BDEW-Richtlinie »Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz«.
Der Anhang enthält Vordrucke für
die Zusammenstellung der erforderlichen Daten einer Erzeugungsanlage
von der Planung des Netzanschlusses
bis zur Inbetriebsetzung der Erzeugungsanlage.
Starttermin für Anwendung
der VDE-AR-N 4105
Der Anwendungsbeginn dieser VDEAnwendungsregel ist der 1. August
2011. Es gilt das Inbetriebsetzungsdatum der Erzeugungsanlage – also der
erstmalige Netzparallelbetrieb.
Daneben darf die VDEW- / VDNRichtlinie »Eigenerzeugungsanlagen am
Niederspannungsnetz« (Ausgabe 2001 /
2006) für Photovoltaikanlagen noch
bis zum 1.1.2012 und für alle anderen Erzeugungsanlagen noch bis zum
1.7.2012 angewendet werden. Die Entscheidung hierüber trifft der Anschlussnehmer. Zur Verbesserung der Netzstabilität ist es zulässig, einzelne oder alle
der in Abschnitt 5.7 beschriebenen
Anforderungen – auch unabhängig
von der Umsetzung der restlichen
Anforderungen dieser VDE-Anwendungsregel – vorab anzuwenden. Die
Entscheidung hierüber trifft der Hersteller. Diese Abweichung ist vom Hersteller zu dokumentieren. Für bestehende
Erzeugungseinheiten
gilt
Bestandsschutz.
Michael Muschong, Redaktion »de«,
nach Unterlagen des VDE / FNN
pv-praxis.de 3/2011
Installation
Auf einen Blick
kapazitive Ableitströme
in PV-Anlagen
Ableitströme können unter bestimmten Bedingungen in Photovoltaikanlagen eine kritische Größe erreichen. Im
Falle eines elektrischen Fehlerstroms
kann der Summenstrom zu einer Abschaltung durch einen RCD führen.
Um dies zu vermeiden, ist eine Analyse der spezifischen Installationsbedingungen angeraten und ggf. vom
Einsatz trafolsoer Geräte abzusehen.
Betriebsbedingte kapazitiven Ableitströme beim galvanisch nicht
getrennten netzeinspeisebetrieb können zur Abschaltung der fehlerstromschutzeinrichtung führen. Die Datenblätter der PV-Module
beinhalten keine Angaben zu deren parasitäre kapazität, so dass
der zu erwartende Ableitstrom in der Planungsphase der PV-Anlage
nicht abgeschätzt werden kann. Der Beitrag gibt hierzu eine praxisnahe empfehlung.
A
Ein Photovoltaik-Modul steltt u.a. auch
eine elektrisch aufladbare Fläche dar,
die einem geerdeten Gestell gegenüber steht. Solch eine Anordnung, die
bei angelegter Spannung Ladung speichert, nennt man Kondensator, dessen
Kapazität meist mit »C« bezeichnet
wird.
Da diese Kapazität hier als unerwünschter Nebeneffekt auftritt, spricht
man auch von einer »parasitären Kapazität«.Die elektrische Kapazität errechnet sich anhand folgender Formel und
hängt von vier Faktoren ab:
24
400
300
Quelle: SMA Solar Technology AG
200
100
0
– 100
– 200
– 300
– 400
– 500
20 ms
Zeit
trafolos
mit Trafo
Bild 1: Gefahrenpotenzial von Ableitströmen bei trafolosen bzw. Wechselrichtern mit Trafo
Wechselrichter
PV-Module
Summenstrom
≈
Fehlerstrom =
Berechnung der kapazität
500
Spannung gegen Erde [V]
lle PV-Module haben gemäß eines grundlegenden physikalischen Zusammenhangs eine gewissee parasitäre Kapazität. Diese ist
proportional zur Fläche und umgekehrt proportional zur Dicke. Außerdem hängt sie von Materialeigenschaften und Montageart ab. Bei PV-Modulen auf flexiblen Substraten aber auch
bei einigen kristallinen Modulen mit integrierter metallischer Rückseite ist diese Kapazität besonders groß.
In Kombination mit trafolosen
Wechselrichtern (TL) können dann im
Betrieb so große Verschiebungsströme
auftreten, dass die Fehlerstromüberwachung des Wechselrichters ausgelöst
wird. Das führt aber dazu, dass sich der
Wechselrichter für kurze Zeit vom Netz
trennt. SMA empfiehlt deshalb in
einem solchen Fall den Einsatz eines
Wechselrichters mit Trafo.
Im Folgenden werden die technischen Zusammenhänge erläutert, die
bei der Planung einer Anlage von
Anfang an berücksichtigt werden sollten. Diese technische Information ist
für Elektroinstallateure und Elektroplaner besonders wichtig.
=
Ableitstrom ≈
Bild 2: Zusammensetzung des Differenzstroms in PV-Anlagen
C = e0 ⋅ er ⋅
A
d
• e0: Permittivität, Naturkonstante:
8,85 · 10-12 As/Vm
• er: Permittivitätszahl, materialabhängig: erLuft = 1; erGlas ≈ 5 – 10
• A: ermittelte wirksame Fläche des
Kondensators
• d: Abstand zwischen den Kondensatorplatten
Was ist nun als Fläche A und Dicke d
anzusetzen? Das ist nicht immer ganz
einfach, da neben den Moduldaten
auch die Montageart berücksichtigt
werden muss. Deshalb befindet sich
hierzu i. d. R. auch keine Angabe im
Datenblatt. Anhand von drei Beispielen
pv-praxis.de 3/2011
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Fläche des PV-Generators [m2]
Bild 3: Entscheidungsmatrix zur Abschätzung der Gefahr von Ableitströmen
soll im Folgenden aufgezeigt werden,
wie trotzdem eine Abschätzung vorgenommen werden kann (für das verwendete Glas wird jeweils ein er = 6 angenommen).
Beispiel 1: Glas-Glas-Modul mit Aluminumrahmen auf Montageständern
Das Modul wurd im Freigelände installiert. Wir finden folgende Rahmenbedingungen vor:
• Das Modul hat eine Fläche von 1 m2.
• Das Modul ist 1 cm dick.
• Die elektrisch aktive Schicht befindet
sich genau mittig zwischen Front- und
Rückglas.
• Das Modul liegt auf der geerdeten
metallischen Aufständerung mit nur
zehn Prozent seiner Fläche direkt auf.
• Zwischen Erdboden und Modul ist ein
Abstand von 1 m.
Die 10 % auf dem Gestell aufliegende
Fläche stellt einen Kondensator mit
0,1 m2 Fläche und 0,005 m Plattenabstand dar. Daraus ergibt sich eine Kapazität von ca. 1 nF. Die restlichen 90 %
der Fläche gegen den Erdboden tragen
mit 0,9 m2 Fläche und 1 m Abstand bei.
Dies sind nur 0,05 nF und kann vernachlässigt werden. Die Gesamtkapazität
eines Moduls gegen Erde beträgt also
ca. 1 nF.
Beispiel 2: Glas-Glas Modul mit Aluminumrahmen Indach
Folgende Randbedingungen liegen vor:
• Das Modul ist 2 cm dick.
sich genau mittig zwischen Front- und
Rückglas.
• Das Modul liegt direkt auf der geerdeten Dachhaut.
Die gesamte Fläche ist nur 1 cm von
der Dachhaut entfernt. Falls diese geerdet ist, ergibt sich daraus ein Kondensator mit 1 m2 Fläche und 0,01m Plattenabstand. Die parasitäre Kapazität
eines Moduls gegen Erde beträgt daher
ca. 5 nF.
Beispiel 3: Dünnschichtmodul auf
flexiblem Trägermaterial
Hier finden wir folgende spezifische
Bedingungen vor:
• Das Modul ist 2 mm dick.
sich mittig zwischen Front- und Rückfolie.
• Das Modul wird als Laminat direkt auf
ein Aluminiumdach verlegt.
Jetzt ist die gesamte Fläche nur 1 mm
von der Dachhaut entfernt. Daraus
ergibt sich ein Kondensator mit 1 m2
Fläche und 0,001m Plattenabstand. Die
parasitäre Kapazität eines Moduls
gegen Erde beträgt daher ca. 50 nF.
Entstehung kapazitiver
Ableitströme
Während des Betriebs ist das PV-Modul
über den Wechselrichter mit dem
Wechselstromnetz verbunden. Je nach
Gerätetyp kommt dabei ein Teil der
Wechselspannungsamplitude beim PVModul an. Hier müssen zwei Fälle
unterschieden werden (Bild 1).
1. transformatorloser Wechselrichter
Bei fast allen trafolosen Modellen wird
betriebsbedingt die halbe Netzamplitude an das Modul weitergegeben. Die
Anordnung schwingt mit 115 V / 50 Hz.
Dies gilt z. B. für die SMA-Wechselrichpv-praxis.de 3/2011
Min. Modulabstand [mm]
16
Installation
ter Sund Boys / Sunny Mini Centrals mit
dem Zusatz »TL« im Produktnamen.
2. Wechselrichter mit Trafo
Bei Photovoltaik-Wechselrichtern mit
Transformator schwankt die am Solarmodul liegende Spannung nur mit
einem sogenannten »ripple« von wenigen Volt.
Diese schwankende Spannung ändert ständig den Ladungszustand des
parasitären PV-Kondensators. Damit ist
ein Verschiebungsstrom verbunden,
der proportional zur Kapazität und der
anliegenden Spannungsamplitude ist.
Ableitstrom beeinflusst erkennung des fehlerstroms
Der beschriebene kapazitive Ableitstrom ist ein Blindstrom (verlustlos).
Kommt es hingegen aufgrund eines
Fehlers, z. B. einer schadhaften Isolierung, zum Kontakt einer spannungsführenden Leitung mit einer geerdeten
Person (Bild 2), so fließt zusätzlich ein
Fehlerstrom. Die Summe aus beiden
Strömen (Ableitstrom und Fehlerstrom)
ergibt den Differenzstrom.
Fehlerströme größer als 30 mA können für Menschen lebensbedrohlich
sein. Um neben der Isolation einen
zusätzlichen
Personenschutz
zu
gewährleisten
müssen
elektrische
Geräte daher spätestens bei einem Fehlerstrom von 30 mA vom Netz getrennt
werden (DIN VDE 0126-1-1).
Der Wechselrichter ist mit einer allstromsensitiven Fehlerstrom-Überwachungseinheit (RCMU) ausgestattet.
Diese kann aber nur den Differenzstrom (Ableitstrom + Fehlerstrom) messen. Ein Herausrechnen des Fehlerstroms ist nur bedingt möglich und
wird mit steigendem Ableitstrom
schwieriger. Ab einer Größe von ca.
50 mA werden zufällige Schwankungen
im Ableitstrom so groß, dass sie als
plötzlich auftretender Fehlerstrom von
über 30 mA interpretiert werden können. Der Wechselrichter trennt sich in
einem solchen Fall als Vorsichtsmaßnahme selbständig vom Netz.
nung eine entsprechende Grenzkapazität angeben, ab der mit einem störempfindlichen Betrieb zu rechnen ist.
Für alle trafolosen Wechselrichter
ergibt sich gemäß der o. g. Formel:
I = C · 2π · f · U
(mit I = 50 mA, f = 50 Hz und U = 115 V)
eine Grenzkapazität von ca. 1 400 nF.
Vorgehensweise für die Praxis
Jede PV-Anlage sollte schon in der
Planungsphase auf die o. g. Anforderungen überprüft werden. Es wird
empfohlen in Zweifelsfällen den Modulhersteller in den Planungsprozess mit
einzubeziehen. Dies gilt insbesondere
dann, wenn ein Modultyp zum ersten
Mal mit einem trafolosen Wechselrichter betrieben werden soll. Zusätzlich
empfehlen sich die folgenden Prüfschritte:
1. Weist das betrachtete Modul die
beschriebenen Merkmale auf (Laminat, integrierte Metall-Rückseite)?
Wenn ja: Versuchen Sie die parasitäre
Kapazität abzuschätzen, indem Sie
die folgenden Punkte beachten.
2. Bestimmen Sie den Abstand vom
Modul zum Dach und die Modulfläche. Befinden Sie sich damit bereits
im unteren roten Bereich von Bild 3?
Wenn ja, empfiehlt sich der Einsatz
eines Wechselrichters mit Trafo.
3. Falls dennoch ein einphasiges Gerätes installiert wird, empfiehlt sich die
Rücksprache mit dem Modulhersteller.
4. Der sicherste Weg zur Identifizierung
möglicher Probleme beim Aufbau
und Betrieb einer PV-Anlage ist die
Freigabe des Anlagendesigns durch
den Modulhersteller. Wechselrichterhersteller wie SMA unterstützen die
Modulhersteller bei dieser Aufgabe.
Dipl.-Kommunikationswirt Roland Lüders,
Redaktion »de«
(nach Unterlagen der SMA Technology AG)
Grenzkapazität
Wie zuvor beschrieben sollen zur
Gewährleistung der Funktionsfähigkeit
der Fehlerstromüberwachung Ableitströme größer als 50 mA vermieden
werden. Da der Ableitstrom direkt von
der Kapazität des Moduls gegen Erde
abhängt, lässt sich für jede Netzspanpv-praxis.de 3/2011
mehr infos
»de«-Dossier Photovoltaik:
www.de-online.info → Fachthemen
→ Gebäudetechnik → Photovoltaik
27
Installation
AuF EinEn BlicK
Der Anschlusssafe
Weniger Risiken, mehr Sicherheit und höhere
Renditen durch Aluminiumanschlussdosen
Der Bundesverband Solarwirtschaft erwartet in den kommenden
Jahren eine deutliche Verlagerung des installationsgeschäfts hin zur
Wartung. Dabei rücken auch Haftungsfragen stärker in den Mittelpunkt, wenn sich herausstellt, dass eine Anlage nach wenigen Jahren
bereits Verschleißerscheinungen zeigt. Ein kritischer Punkt können
die Anschlussdosen sein.
In der Branche und bei Versicherungen
ist die Feuergefahr stärker in den Blickpunkt geraten, nachdem im Sommer
2006 und 2009 die weltgrößte Aufdachphotovoltaikanlage im hessischen
Bürstadt brannte. Kritische Bauteile dabei waren, so wurde festgestellt, Anschlussdosen aus Kunststoff, in denen
28
Für extreme Belastungen
ausgelegt: Anschlussdosen
aus Aluminium
Elektroinstallateure, die das Risiko
Feuer deutlich reduzieren wollen, achten zunehmend auf Anschlussdosen aus
Aluminium, wie sie z.B. FPE Fischer aus
Leutkirch vor rund vier Jahren in den
Markt gebracht hat. Inzwischen setzen
immer mehr deutsche und internationale Solarmodulhersteller auf diese
Lösung. Durch die wärmeableitende
Quelle: FPE Fischer
Quelle: FPE Fischer
Bild 1: Hotspot mit fatalen Folgen:
das Modul wurde zerstört
Bild 2: Auch dieses PV-Modul
wurde durch einen Hotspot
zerstört
Bild 3: Durch einen Hotspot kann aufgrund der enormen Hitzeeinwirkung
das Glas des PV-Moduls zerspringen
Quelle: FPE Fischer
Risiko Anschlussdose
es aus unterschiedlichen Gründen zu
einer Überhitzung mit der Gefahr eines Brandes kommen kann. Im Inneren
von Anschlussdosen entstehen in den
Dioden Temperaturen von bis zu 200 °C.
Überhitzen die Dioden oder korrodieren die Kontakte durch eindringende
Feuchtigkeit, kann sich in der Anschlussdose ein Brand entwickeln (Bilder 4 und 5). Im schlimmsten Fall greifen die Flammen auf das Gebäude
über.
Quelle: FPE Fischer
E
ine Photovoltaikanlage ist eine
Investition, welche idealerweise
die zwanzig geförderten Jahre
oder länger ohne größere Reparaturen
halten soll. Nur dann macht sie sich bezahlt. Zahlen des GDV (Gesamtverband
der Versicherungswirtschaft) zeigen das
Gegenteil. Immer mehr PV-Anlagen fallen aufgrund mangelhafter Qualität
aus. Bereits vor dem Boom regulierten
deutsche Versicherer im Jahr 2008 rund
4200 Solaranlagen, Tendenz weiter
stark steigend. Mehr als die Hälfte aller
Beschädigungen entfielen auf Feuer
(26%) und Sturm (25%). »In den meisten Fällen ist der Installateur für den
Schaden verantwortlich«, heißt es beim
GDV. »Falsche Bauteile, Planungs- und
Installationsfehler machen eine Solaranlage schnell zum Zuschussgeschäft«,
so der GDV weiter (Bilder 1, 2 und 3).
Der Handwerker kennt dies ebenfalls aus der Praxis. Probleme fallen in
der Regel sofort direkt auf den zurück,
der die Anlage installiert hat. Da viele
Aufträge auf Empfehlungen beruhen,
können sich Schäden rasch sehr negativ
auf den Betrieb auswirken. Dabei kann
der Elektrohandwerker gerade bei den
Themen Sicherheit, Langlebigkeit und
Wirtschaftlichkeit durch einen Informationsvorsprung deutlich Pluspunkte bei
potenziellen Auftraggebern sammeln.
Ein Beispiel hierfür ist der Einsatz von
Aluminiumanschlussdosen.
Anschlussdosen können zu einem bisher weitgehend unbekannten Risiko
beim langfristigen Betrieb von Photovoltaikanlagen werden. Durch den
Einsatz von Aluminiumanschlussdosen kann der Installateur seine Haftungs- und Betriebsrisiken deutlich
reduzieren sowie die Nachhaltigkeit
und Rendite von Anlagen erhöhen.
Zugleich steigert er die Kundenzufriedenheit und Chancen fürs Neugeschäft.
Bild 4: Totalschaden: Eine Kunststoffanschlussdose nach starker
Hitzeeinwirkung in den Dioden
pv-praxis.de 3/2011
und wasserdichte Konstruktion gemäß
IP67, das widerstandsfähige Material
und den gezielten Druckausgleich erreichen Aluminiumanschlussdosen eine
Lebensdauer, die sogar die Einsatzzeit
der Solarmodule selber übertrifft.
Die Vorteile zeigen sich bei starken
Witterungseinflüssen und Temperaturunterschieden besonders deutlich.
So werden verschiedene Kunststoffe
infolge praller Sonneneinstrahlung bei
Tag, Minusgraden bei Nacht, Ammoniakbelastungen auf Tierställen, salzhaltiger Atmosphäre in Küstenregionen
und anderen kritischen Umweltbedingungen mit der Zeit brüchig und porös.
Dies kann zu korrodierenden Kontakten führen. Dadurch steigt die Gefahr
eines Lichtbogens sowie eines Brandes
im Inneren der Anschlussdose. Die wasserdichten Aluminiumanschlussdosen
dagegen versiegeln die Solarmodule
sogar gegen eindringende Feuchtigkeit über die Anschlussbändchen der
Zellen und verhindern Delamination
(d.h. das Ablösen einzelner Materialschichten eines Verbundwerkstoffs) an
den Modulen.
FPE Fischer hat kürzlich auf der Intersolar Europa die neu entwickelte Aluminiumanschlussdose FPEAL008 mit einer
vereinfachten und trotzdem effektiven
Kühlung vorgestellt (Bild 6). Die Anschlussdosen der neuen Produktreihe
liegen erstmals im Preisbereich von
Kunststoffanschlussdosen.
Wirtschaftliche Effizienz steigern
Neben der Sicherheit spielt wegen sinkender Renditen infolge geringerer
Solarförderzulagen die wirtschaftliche
pv-praxis.de 3/2011
Quelle: FPE Fischer
Quelle: FPE Fischer
Bild 5: Schaden an einem Markenmodul
Bild 6: Die Anschlussdose der
neuesten Generation FPEAL008
liegt erstmals im Preisbereich
von Kunststoffanschlussdosen
Effizienz von Anlagen eine immer wichtigere Rolle. Hier bieten Aluminiumanschlussdosen zusätzliche Vorteile. So
führen korrodierende Kontakte durch
undichte Dosen zu einem erhöhten
Widerstand, der sich im Zeitablauf
negativ auf die Leistung und die Energiebilanz von Solarmodulen auswirkt.
Die wartungsfreien Aluminiumanschlussdosen hingegen bleiben über
ihre gesamte Lebensdauer dicht.
Durch die bessere Kühlung der Dioden erreichen diese eine bis zu achtfache Lebensdauer im Vergleich zu dem
Einsatz in Anschlussdosen aus Kunststoff. Hinzu kommt die Servicefreundlichkeit. So lässt sich das Produkt selbst
nach vielen Jahren im Einsatz, z. B. für
den erforderlichen Austausch von Dioden nach einem Blitzschlag, leicht reparieren. Bei Kunststoff hingegen brechen beim Öffnen je nach Zustand und
Alter leicht die Laschen.
Der Elektroinstallateur sollte deshalb Bauherren von Solaranlagen vor
der Investitionsentscheidung nicht nur
über die aktuellen Kosten, sondern
auch intensiv über mögliche Folgekosten und das Thema Sicherheit informieren. Der Werkstoff Aluminium bietet
vor allem langfristige Vorteile, die sich
positiv auf die Rentabilität und Langlebigkeit der Anlage auswirken.
Thomas Hoffmeister,
Geschäftsführer FPE Fischer GmbH, Leutkirch
MEhr inFoS
Weiterführende Links
FPE Fischer: www.fpe-fischer.com
Installation
Auf einen BLick
Lichtbögen in
der Photovoltaik
Lichtbögen stellen in Photovoltaikanlagen eine erhebliche Gefährdung
dar. Serielle Lichtbögen können durch
Installationsfehler oder Schäden in
der Verkabelung auftreten. Mit der
frühzeitigen Detektierung eines
Lichtbogens lässt sich dieses Sicherheitsrisiko in den Griff bekommen.
Dafür wurde ein Lichtbogendetektor
entwickelt, der das Restrisiko bei
seriellen Lichtbögen abfangen soll.
Von Lichtbögen geht eine erhebliche Gefährdung für den Betrieb
von Photovoltaikanlagen aus. Der Ausfall oder gar die Zerstörung der
Anlage können die folge sein, wenn ein Lichtbögen nicht rechtzeitig
gelöscht wird. Mit speziellen Sicherheitsmaßnahmen lässt sich das
Problem in den Griff bekommen.
D
ie weltweit installierte Anzahl
von Photovoltaik-Anlagen ist in
den letzten Jahren rasant angestiegen. In diesem Zuge haben sich
auch die Sicherheits- und Qualitätsstandards kontinuierlich weiterentwickelt
und bieten heute ein hohes Maß an Sicherheit und Zuverlässigkeit. Dennoch
gilt es diesen Standard immer weiter zu
entwickeln und mögliche Schwachstellen im System aufzuspüren und diese
zu beheben. Ein aktuelles Thema in
diesem Zusammenhang ist die Lichtbogenentstehung und -löschung in PVSystemen, welche im Folgenden näher
beschrieben wird.
charakteristik des Lichtbogens
Wie in jeder elektrotechnischen Anlage
besteht auch in PV-Anlagen grundsätzlich das Risiko der Entstehung eines
Lichtbogens. Dieser kann auftreten,
wenn zwischen zwei Elektroden, die
sich in einem gewissen Abstand zueinander befinden, eine ausreichend hohe
Spannung auftritt. Durch die elektrische Spannung wird das Gas zwischen
den Elektroden (in der Regel handelt es
sich um Luft) ionisiert. Das heißt, dass
Elektronen aus den Atomen und Molekülen des Gases »herausgeschlagen«
werden. In Folge entsteht ein so
genanntes Plasma aus positiv geladenen Ionen und Elektronen. Dieses
Plasma kann mehrere 1 000 °C heiß werden, führt zu einem Stromfluss zwischen den Elektroden und leuchtet in
Form des charakteristisch hellen Lichtbogens. Die hohen Temperaturen im
Lichtbogen können im weiteren Verlauf zu einer schwerwiegenden Beschädigung der Anlage oder im Extremfall
auch zu einem Brand führen.
entstehung von Lichtbögen
Wird in einem Stromkreis ein Leiter
durchtrennt, so werden die beiden
Enden des Leiters zu den bereits erwähnten Elektroden, zwischen denen
sich das Gas Luft befindet. Abhängig
von der Spannung und dem Abstand
der beiden Leiter-Enden kann in der
Folge ein Lichtbogen entstehen (Bild 1).
Verschiedene Untersuchungen haben
gezeigt, dass Lichtbögen bereits bei
Spannungen von 20 V und Stromstärken von wenigen Ampere entstehen
können. Die Entstehung des Lichtbogens ist dabei unabhängig davon, ob
Quelle: Fronius International GmbH
Kontakte geschlossen
Lichtbogen tritt auf
Wechselrichter speist weiterhin in
das Netz ein
Stromkreis unterbrochen
Wechselrichter trennt sich vom Netz
Bild 1: Auftreten eines seriellen Lichtbogens
30
sich in diesem Stromkreis eine Gleichoder Wechselspannungsquelle befindet, die für die erforderliche Spannung
zwischen den Elektroden sorgt. Der
Unterschied zwischen Gleich- und
Wechselspannungssystemen zeigt sich
im Wesentlichen dadurch, dass ein
Lichtbogen im Wechselstromsystem
leichter wieder verlöscht. Aufgrund
der periodischen Spannungsänderung
kann der Lichtbogen in jedem Spannungsnulldurchgang von selbst verlöschen. Zwar kann er in der darauf folgenden Periode auch wieder gezündet
werden aber langfristig sind derartige
Lichtbögen aufgrund des ständigen
Löschens nicht so stabil wie sie in Gleichspannungssystemen sein können.
Arten von Lichtbögen in
Photovoltaik-Anlagen
Abhängig von ihrer Position im PVSystem unterscheidet man zwei grundsätzliche Arten von Lichtbögen (Bild 2).
Parallele Lichtbögen
Als parallele Lichtbögen bezeichnet
man jene, die entweder zwischen dem
Plus- und Minuspol oder von einem der
beiden aktiven Leiter gegen Erde in
geerdeten Systemen auftreten können.
Typische Fehlerquellen für parallele
Lichtbögen in PV-Systemen sind:
• Kurzschlüsse (zwischen + und -) in DCSammelkästen
• defekte Isolierungen der DC-Hauptleitungen (+ gegen – , oder aktiver
Leiter gegen Erde)
Serielle Lichtbögen
Ein solcher Lichtbogen entsteht typischerweise durch Öffnen von Kontaktstellen in Stromkreisen.
Typische Fehlerquellen für serielle
Lichtbögen in PV-Systemen sind:
• schlecht gecrimpte/zusammengesteckte DC-Stecker
pv-praxis.de 3/2011
Installation
=
~
~
• defekte Modulanschlussdosen
• hochohmige Lötverbindungen zwischen den Zellen eines Moduls
• schlecht geklemmte Kabel auf der
DC-Seite
• falsch dimensionierte bzw. für PVAnwendungen nicht zugelassene
Strangsicherungen
Vermeidung von Lichtbögen in
Photovoltaik Anlagen
Aufgrund der unterschiedlichen Fehlerursachen von seriellen und parallelen Lichtbögen sind auch die möglichen
Gegenmaßnahmen differenziert zu
betrachten. Generell lässt sich allerdings sagen, dass das Auftreten paralleler Lichtbögen unwahrscheinlicher ist.
Dank einer umfangreichen Kombination verschiedener Schutzkonzepte, die
in den einschlägigen Normen beschrieben sind, hat sich die Entstehung solcher Lichtbögen als höchst unwahrscheinlich dargestellt. Die Ausführung
des PV-Generators als Schutzklasse 2
Stromkreis (doppelte Isolierung der DCKabel, Erd- und kurzschlusssichere
Installation der Leitungen) verhindert
in hohem Maße die für einen Lichtbogen notwendigen Kurzschlüsse. Zusätzlich bieten die Wechselrichter durch
Isolationsüberwachung und Fehlerstromüberwachung ergänzende Sicherheitsfunktionen. Diese sorgen dafür,
dass das Auftreten des ersten Fehlers
(z. B. defekte Isolierung eines aktiven
Leiters), welcher noch zu keiner unmittelbaren Gefährdung führt, sicher
erkannt wird. Durch entsprechende
32
Behebung dieses ersten Fehlers kann
sicher verhindert werden, dass das Auftreten eines weiteren Defekts zu einem
parallelen Lichtbogen führen kann.
Zur Verhinderung serieller Lichtbögen
ist es wichtig, dauerhaft stabile Verbindungen zwischen den einzelnen
Leitern im gesamten PV-System zu
schaffen, um so eine ungewollte Unterbrechung zu verhindern. Um das zu
erreichen sind im Wesentlichen zwei
grundlegende Dinge zu berücksichtigen: Einerseits die Verwendung von
qualitativ hochwertigen Komponenten
und andererseits eine sorgfältige, sachgemäße Installation.
So sind z. B. hochqualitative Fertigungsprozesse bzgl. der Lötverbindungen im Modul und der Modulanschlussdose ein wesentlicher Faktor, um
langlebige stabile Verbindungen zu
gewährleisten. Eine große Verantwortung trägt in diesem Zusammenhang
jedoch auch die Elektrofachkraft bei
der Installation der Anlage. Neben der
Auswahl der richtigen Komponenten
(z. B. der Verwendung von Strangsicherungen die für PV Anlagen geeignet
sein müssen) ist die sachgemäße Installation besonders zu beachten. Dazu
gehören u. a. mit korrektem Drehmoment angezogene Schraubklemmen
oder auch genau nach Anleitung gecrimpte und zusammengesteckte DCStecker.
Jedoch besteht auch bei sachgemäßer Ausführung der PV-Anlage, aufgrund der hohen thermischen Belastung im Tages- und Jahresverlauf
und sonstiger Witterungseinflüsse wie
Regen, Schnee und Eis, immer ein
pv-praxis.de 3/2011
Bild 2: Serielle und parallele
Lichtbögen in PV-Systemen
12
300
8
200
6
4
100
Strangstrom [A]
Systemspannung [V]
10
2
t [s]
0
2
System
im Leerlauf
4
6
8
10
12
normaler Betriebszustand
14
16
18
0
20
Lichtbogen tritt auf
Bild 3: Strom- und Spannungskurve beim Auftreten des Lichtbogens
gewisses Restrisiko für die Entstehung
eines Lichtbogens. Um dieses letzte
Restrisiko zu eliminieren wird aktuell
der Einsatz so genannter Lichtbogendetektoren diskutiert.
Lichtbogendetektor
Die Idee des Lichtbogendetektors
beruht darauf, dass durch das Auftreten eines Lichtbogens im PV-Generator
signifikante Änderungen in den Strom /
Spannungs-Signalen der PV-Anlage
auftreten (Bild 3).
Eine entsprechende Elektronik mit
Auswertelogik kann diese Änderungen
überwachen und dann den Befehl an
geeignete Schalteinrichtungen geben,
die Anlage abzuschalten und damit
den Lichtbogen zu löschen. Diese
Elektronik kann grundsätzlich sowohl
im Wechselrichter integriert sein, als
auch als eigenständige Einheit auf der
Gleichstromseite der PV-Anlage installiert werden.
neue herausforderungen
Obwohl derartige Detektoren auch in
anderen Industriebereichen zur Anwendung kommen, stellt die PV die
Hersteller vor neue Herausforderungen. Die hohen Spannungen, lange
Leitungen und unterschiedliche Modultechnologien mit deren unterschiedlicher elektrischer Charakteristik, macht
die Detektion des Lichtbogens äußerst
schwierig. Aus diesem Grund werden
auch vielfach Forschungsanstrengungen unternommen, um diese Aufgaben
zu bewältigen. Es ist davon auszugehen, dass in den nächsten Jahren entsprechende Produkte am Markt verfügpv-praxis.de 3/2011
bar sein werden. Damit wäre ein weiterer Beitrag geleistet, der PV-Anlagen
noch hochwertiger und sicherer macht.
Zusammenfassung
Wie in jedem elektrischen Stromkreis
besteht auch in PV-Anlagen im Fehlerfall die Möglichkeit der Bildung von
Lichtbögen. Bislang angewandte Installations- und Produktnormen sowie entsprechend gefertigte Komponenten
bieten ein hohes Maß an Sicherheit, um
diese auch zu verhindern. Wesentlich
trägt dazu auch die fachgemäße, sorgfältige Installation der Anlage bei. Um
auch ein letztes Restrisiko zu eliminieren wird aktuell an der Entwicklung
von Lichtbogendetektoren gearbeitet,
die für die spezielle Charakteristik der
PV geeignet sind. Mit der Verfügbarkeit von Lichtbogendetektoren, welche
PV-Anlagen noch sicherer und hochwertiger machen, kann in den nächsten
Jahren gerechnet werden.
Dipl.-Ing. Thomas Mühlberger,
Fronius International GmbH, Wels (A)
mehr infoS
Beiträge zum Thema
• Planungstipps für Photovoltaik-Anlagen, »de« 21 /2009, S. 47
• Mehr Ausbeute bei PV-Anlagen,
»de« 21 / 2009, S. 49
• Markt für Photovoltaik bleibt spannend, »de« 5 / 2010, S. 34
»de«-Dossier Photovoltaik
www.de-online.info → Fachthemen
→ Gebäudetechnik → Photovoltaik
Installation
Auf EINEN BLIck
Bei der PV-Technik wurden in den
letzten Jahren viele Erfahrungen
gesammelt. Die bestehende Technik
wurde weiter entwickelt und neue
Einsatzgebiete erschlossen. All diese
Faktoren sind in den aktuellen Entwurf der DIN VDE 0100-712 eingeflossen. Besonders hervorzuheben sind
die Anforderungen zum Blitz- und
Überspannungsschutz, zum Personenschutz sowie zum Brandschutz.
PV-Lösungen für künftige
Anforderungen
Zum Normenentwurf DIN VDE 0100-712
Die dynamische Entwicklung der PV-Technik und die Erschließung
weiterer Anwendungsbereiche machte es notwendig, die Regeln
für die Installation der PV-Anlagen zu überarbeiten. Die bisherige
DIN VDE 0100-712 wurde 2006 veröffentlicht. Seitdem hat sich viel
getan. Der neue Entwurf kann heute schon bei aktuellen Produkten
berücksichtigt werden, insbesondere hinsichtlich der klaren Regeln
für netzgekoppelten und netzunabhängigen Betrieb.
34
Energiespeicher, die unabhängig vom
öffentlichen Netz betrieben werden.
Diese dezentralen PV-Systeme werden
zum Beispiel dort eingesetzt, wo kein
Anschluss ans öffentliche Netze möglich ist, zum Beispiel im Gebirge auf
Almen, an Forschungsstationen, auf kleinen Inseln oder in Regionen und Ländern, wo die Elektrizitätsversorgungsstruktur noch nicht in ausreichendem
Maße vorhanden ist.
werden. Das On-Grid-System lässt den
Einsatz von Energiespeichern zu. Somit
kann die PV-Anlage alternativ zur
Stromversorgung genutzt werden.
Netzunabhängiger Betrieb
Bei einem netzunabhängigen Betrieb
von PV-Anlagen spricht man von sogenannten Off-Grid-Systemen. Hier handelt es sich um autarke Systeme mit
Bild 2: PV-Generatoranschlusskästen
sowohl für den netzgekoppelten als
auch den netzunabhängigen Betrieb
Quelle: Hensel
Beim netzgekoppelten Betrieb unterscheidet man zwischen sogenannten
Grid- und On-Grid-Systemen. Das GridSystem wird zur Netzstützung eingesetzt. Das PV-System arbeitet hier
parallel zum öffentlichen Versorgungssystem. Der überwiegende Teil der
erzeugten Energie wird in das öffentliche Netz eingespeist.
Das On-Grid-System beschreibt PVAnlagen zur verbrauchsnahen Energieerzeugung. Es wird ebenfalls parallel
zum öffentlichen Versorgungsnetz
betrieben. Bei diesem System wird der
überwiegende Teil der Energie für den
Eigenbedarf erzeugt und der darüber
hinausgehende Bedarf aus dem öffentlichen Netz bezogen. Wird mehr Energie erzeugt als verbraucht, kann diese
auch ins öffentliche Netz eingespeist
Bild 1: Hensel bietet mit »Enysun« sichere, korrekt dimensionierte PV-Lösungen,
die bereits den zukünftigen Anforderungen der DIN VDE 0100-712 entsprechen
Quelle: Hensel
Netzgekoppelter Betrieb
Quelle: Hensel
D
er Entwurf der DIN VDE 0100712 differenziert zwischen PVAnlagen, die ins öffentliche
Netz einspeisen können (netzgekoppelter Betrieb), und dezentralen
Anlagen, die unabhängig vom öffentlichen Netz arbeiten (netzunabhängiger Betrieb). Hier flossen insbesondere die Erfahrungen der letzten Jahre
ein, die seit Herausgabe der Ausgabe der DIN VDE 0100-712 im Jahre
2006 gesammelt wurden. Anforderungen zum Blitz- und Überspannungsschutz, Personenschutz und Brandschutz sind hier besonders hervorzuheben. Neben der technischen Veränderung erschlossen sich auch weitere
Anwendungsbereiche für PV-Anlagen,
die sowohl in Deutschland als auch
international immer häufiger zum Einsatz kommen.
Bild 3: PV-Wechselrichter-Sammler für
Grid-, On-Grid- und Off-Grid-Systeme
pv-praxis.de 3/2011
Quelle: Hensel
Bild 4: Batterieanschlussverteiler für on-Grid- und
off-Grid-systeme gibt es mit Wechselrichter-Absicherung und freischaltstelle zur Trennung der
Batterie von der Verteilung
normgerechte Produkte
Auch wenn sich die Norm noch im Entwurfsstadium
befindet, setzt sie schon Zeichen für die Zukunft.
Deshalb sollte bei Neuinstallationen darauf geachtet
werden, dass die eingesetzten Produkte bereits den
neuen Anforderungen entsprechen (Bilder 1 bis 4).
Auf Basis der Enysun-Verteiler von Hensel, Lennestadt, bietet der Hersteller zusätzlich zu den bestehenden PV-Lösungen die vorkonfektionierten PVGenerator-Anschlusskästen, die je nach Bedarf mit
Stringsicherungen, Generatorfreischalter und optional mit Überspannungsableiter lieferbar sind. Außerdem bietet Hensel jetzt PV-Generatoranschlusskästen mit Stringsicherungen, die zur Überwachung der
Stringströme vorbereitet sind.
Für On-Grid- und Off-Grid-Systeme mit Energiespeicher stehen dem Anwender entsprechende Batterieanschlussverteiler mit Wechselrichterabsicherung
und Freischaltstelle zur Trennung der Batterie von
der Verteilung zu Verfügung. Wechselrichtersammler mit optionaler AC-Überspannungsschutzeinrichtung sind als komplette Gehäusesets für alle PVInstallationsarten erhältlich. Sie lassen sich leicht an
die individuelle Umgebung anpassen.
Thomas Hanses,
Leiter Marketing + Kommunikation,
Gustav Hensel GmbH & Co. KG,
Lennestadt
mehr infos
Buch zum Thema
Fröse, H.-D.: Regelkonforme Installation von Photovoltaikanlagen, Erscheinungstermin: September /
Oktober 2011, ca. 240 Seiten, ca. € 34,80, ISBN 978-38101-0318-5, Hüthig & Pflaum Verlag
www.de-online.info/shop
Links zum Thema
www.hensel-electric.de
pv-praxis.de 3/2011
Management • Panorama
ENErgIEMANAgEMENt ••• PlANuNgStoolS ••• FIrMENScHrIFtEN
EnErgiEmanagEmEnt
Ein neues Monitoring- und Energiemanagementsystem von Solarwatt erlaubt die Überwachung
von Photovoltaik-Anlagen und gleichzeitig das
intelligente Energiemanagement von angeschlossenen Verbrauchern.
Das System besteht aus zwei
Hauptkomponenten: Energiemanager und Online-Monitoring-Portal. Der Energiemanager erlaubt dem Kunden die Überwachung seiner
Anlage. Dazu erfasst das Gerät Erträge, Leistungsdaten
und Anlagenereignisse. Diese Daten werden teilweise
im Energiemanager selbst
angezeigt, aber auch an das
Monitoringportal weitergeleitet. Bei entsprechender
Konfiguration informiert der
Energiemanager den Anlagenbetreiber im Fall von Unregelmäßigkeiten.
Der Energiemanager kann
außerdem einzelne Verbraucher über Funkschnittstellen
ansteuern, so dass sie ma-
nuell oder automatisiert einund ausgeschaltet werden
können. Ziel ist die SmartGrid-Lösung für das Haus –
ein intelligentes System zur
Optimierung des Eigenverbrauchs, das automatisch dafür sorgt, dass zum Beispiel
die Klimaanlage startet, sobald genügend Solarstrom
zur Verfügung steht.
Das Solarwatt-Online-Monitoring-Portal zeigt die Daten aus den Bereichen Anlagen- und Energiemonitoring
an und visualisiert sie übersichtlich und ansprechend.
Der Kunde kann von hier aus
Anlagenfunktionen online
überprüfen und in das Energiemanagement eingreifen.
Er entscheidet zudem, ob und
Alles Wissenswerte über
den Blitz- und Überspannungsschutz für PV-Anlagen hat Citel in einer illustrierten Broschüre zusammengestellt. Vom Einfamilienhaus über Industrie- und
Freiflächenanlagen findet
der Leser beispielhaft dargestellte Lösungen, anhand
derer praxisnah die Einsatzgebiete für einen sicheren
Überspannungsschutz dargestellt werden. Außerdem
erläutert das Heft Neuerungen, wie die Bestimmungen
über die maximale Leitungslänge. Komplettiert wird
die Publikation mit einer
36
Quelle: Citel Electro
nics
PV-Prospekt für Blitz- und
Überspannungsschutz
Bestellübersicht und dem
Hinweis auf die französischen Richtlinien.
Bestellt werden kann die
PV-Broschüre unter:
www.citel.de
Quelle: Solarwatt AG
Anlagen überwachen,
Verbraucher steuern
Das Monitoring- und
Energiemanagementsystem ermöglicht die
effiziente Nutzung des
selbst erzeugten Solarstroms in Haushalten
Das System ist Bestandteil des »PowerPackage Premium«. Es umfasst außerdem die PV-Module und alle
notwendigen Montagekomponenten für das Indachsystem »Easy-In« sowie einen SMA-Wechselrichter
in welchem Umfang er auch
dem Installateur Einblick in
die Daten seiner PV-Anlage
geben möchte.
»Für Anfang 2012 planen
wir, auch eine Lösung für
mobile Applikationen anzubieten«, erklärt Robert Patries, Produktmanager bei
der Solarwatt AG. So ließe
sich dann via Smartphone
oder Laptop nicht nur der
Ertrag der Solaranlage überwachen, sondern auch der
Einsatz des erzeugten Solarstroms optimieren. Der Nutzer könnte von unterwegs
aus zum Beispiel besonders
stromintensive Anwendungen (wie Klimaanlage oder
Trockner) genau dann starten, wenn die Sonne gerade
intensiv scheint.
www.solarwatt.de
Tipps zum Kauf einer Infrarotkamera
Der Kauf einer Infrarotkamera ist immer eine spannende Angelegenheit, aber
für jeden Käufer sind andere
Aspekte bei der Modellauswahl wichtig. Einige achten
vor allem auf die Kosten,
wohingegen für andere die
Funktionalität wichtiger ist.
Jedoch legt jeder Kunde
Wert auf gute Qualität und
einen hohen Nutzwert. Hilfreich und unumgänglich ist
hier eine Schulung im Umgang mit den Kameras, die
auch für die Prüfung von
Photovoltaikanlagen eingesetzt werden. Eudisa industrial solution berät das
Elektrohandwerk dazu ausführlich und empfiehlt den
Besuch einer Schulungsein-
richtung für Infrarottechnologie – dem Infrared Training
Center (ITC) für Kameras aus
dem Hause Flir.
www.eudisa.com
pv-praxis.de 3/2011
Management • Panorama
portfolio ist in der Datenbank enthalten und kann
unkompliziert über das Web
aktualisiert werden.
Die Eingabe der Dachparameter und Sperrobjekte
erfolgt intuitiv. Neben einer
automatischen Modulbelegung und einer Gestellanordnung mit der Lage der
Maßzuschnitte liefert der
»AS Profiplaner« auch eine
zuverlässige Kostenkalkulation. Die Software schlägt
einen passenden Wechselrichter vor, diese Auswahl
kann der Nutzer aber manuell ändern. Auf Knopfdruck brechnet das Programm eine auf den Bedarf
optimierte PV-Anlagenüberwachung.
www.as-solar.com
Sicherer Überspannungsschutz
PV-Stromkreis, reduziert deutlich die Gefahr einer Brandentwicklung und versetzt einen überlasteten Ableiter in
einen sicheren elektrischen
Zustand, ohne das Betriebsverhalten der PV-Anlage zu
beeinträchtigen.
www.dehn.de
Quelle: Dehn + Söhne
»Dehnguard S PV SCI 600«
und »150« sind zwei neue
einpolige modulare Überspannungsschutzgeräte für
DC-seitig geerdete PV-Anlagen. Die bewährte von Dehn
+ Söhne entwickelte Technik
der kombinierten Abtrennund Kurzschließvorrichtung
mit »Thermo-Dynamik-Control« wird durch eine zusätzliche Gleichstromsicherung
ergänzt, um bei Überlast des
Ableiters einen sicheren und
lichtbogenfreien Wechsel der
Schutzmodule zu ermöglichen. Das Zusammenspiel der
Technologien vermindert das
Risiko einer Schädigung der
Schutzgeräte durch Installations- und Isolationsfehler im
Durch die intelligente Steuerung und Speicherung des
Solarstroms können Hausbesitzer mit dem neuen Eigenstromsystem »Azur Independa« dauerhaft Geld sparen.
Mit dem System erreicht man
einen Anteil von bis zu 80 %
Eigenstromnutzung.
Azur Solar hat dafür eine
Komplettlösung konzipiert,
die aus folgenden Komponenten besteht:
• PV-Module »Azur 2P« mit
spezieller Oberflächenbe-
schichtung, die selbst reinigende Eigenschaften besitzt und die Zellen vor
externen Extremeinflüssen
schützt
• Solarspeicher als Auf- und
Entladeeinheit
• Energiemanager zur Regelung des Energieflusses. Der
Manager entscheidet, abhängig vom Verbrauch, welche Energiequelle verwendet wird und / oder welche
Energiequellen miteinander kombiniert werden, um
den aktuellen Energieverbrauch abzudecken. Den
Vorrang hat dabei immer
der selbst produzierte Solarstrom.
• Monitoringeinheit zur Anlagenüberwachung und Visualisierung der Prozesse,
ein Touchdisplay kommt
als Bedienschnittstelle zum
Einsatz.
www.azur-solar.de
PV-Monitoring mit dem Smartphone
Refusol hat eine neue Version
des Internetportals »Refulog«
gelauncht. Diese Schnittstelle
unterstützt Betreiber bei der
Kontrolle und Analyse von
PV-Anlagen. Grundlage dafür
sind Betriebsparameter, die
über den integrierten Datenlogger in jedem RefusolWechselrichter aufgezeichnet,
über Standardschnittstellen
an das Portal übermittelt und
dann entsprechend, auch
über lange Zeiträume, visualisiert, analysiert und ausgewertet werden. »Refulog« ist
in einer Basic- und Pro-Vari-
ante erhältlich. Die
Pro-Variante bietet
im Vergleich zur
Basic-Version umfassendere Monitoring- und Überwachungsmöglichkeiten sowie mehr
Optionen, um Anlagen- und
Wechselrichterdaten entsprechend darzustellen. Teil der
Pro-Variante sind auch eine
iPhone- und eine AndroidApp, die das Portal auf mobile Endgeräte bringen.
www.refusol.com
Der »SOL-Energymanager«
der Solutronic AG besteht
aus einer Kombination von
PV-Wechselrichter, Batteriewechselrichter, Energiemanagementsystem und Li-IonenBatterie. Er ermöglicht die
Speicherung sowie den Eigenverbrauch des von einer
38
Photovoltaikanlage erzeugten Stroms.
Der »SOL-Energymanager«
ist ein kompaktes System in
einer Einheit. Über einen im
Schrank vorhandenen Zählerkasten erfolgt der Anschluss
an das bestehende Hausnetz.
Die Steuerung des Eigenver-
brauchs wird vom System automatisch vorgenommen, der Endverbraucher muss nicht
manuell nachsteuern.
Über ein Touchdisplay sind
alle Funktionen und Komponenten bedienerfreundlich ansteuerbar und alle
Quelle: Solutronic
Das Hauskraftwerk im Griff
Anlagendaten ablesbar. Von unterwegs kann der
Nutzer via Smartphone auf sämtliche Funktionen zugreifen.
www.solutronic.de
pv-praxis.de 3/2011
Quelle: Refusol
Quelle: AS-Solar
Mit dem »AS Profilplaner«
von AS Solar können Installateure viel Zeit bei der Planung von PV-Anlagen sparen. Das Programm führt
selbst erklärend durch den
Planungsprozess, so dass der
Anwender schnell und mit
sehr wenig Einarbeitungszeit
brauchbare, technisch saubere Ergebnisse und konkrete
Angebote erzielt. Ein großes
Modul- und Wechselrichter-
Selbst erzeugen, selbst verbrauchen
Quelle: Azur Solar
Planungstool für PV-Anlagen
Management
Auf einen BlicK
Der Beitrag fasst die zur Installation
einer PV-Anlage relevanten Normen
zusammen. Außerdem wird ein neues
Messverfahren vorgestellt, mit dem
man mit nur einer Messung die I-UKennlinie sowie den Serieninnenwiderstand bestimmen kann.
PV-Anlagen normgerecht
in Betrieb nehmen
Messungen bestätigen die korrekte Installation
PV-Anlagen zur Stromerzeugung liegen nach wie vor im Trend.
Damit sie auch im Zuge sinkender einspeisevergütungen vernünftige
Renditen abwerfen, kommt es mehr denn je auf eine fachgerechte
installation der Anlage an. entsprechende Messtechnik gibt hier die
notwendige Sicherheit, alles richtig gemacht zu haben.
D
Quelle: GMC-I
Bild 1: Das Messgerät Profitest PV
sind sowie Trennvorrichtungen und
Schaltgeräte »offen« sein müssen.
• Schutz- (Funktionserder) und Potentialausgleichsleiter auf Durchgängigkeit
prüfen, inkl. Anschluss an der Haupterdungsklemme / Niederohmprüfung
• Polaritätsprüfung aller Gleichstromleitungen und deren Anschluss sowie
die korrekte Kennzeichnung
• Prüfung / Messung der Leerlaufspannung jedes Stranges bei stabilen Bestrahlungsstärkebedingungen (Ände-
Wechselstromsystem
• Prüfung aller Wechselstromkreise nach
den Anforderungen in IEC 60364-6
Gleichstromsystem
Vor der Prüfung ist sicherzustellen, dass
alle PV-Stränge gegeneinander isoliert
40
Prüfung und Protokollierung
Der Errichter einer PV-Anlage muss bei
jeder Inbetriebnahme ein Protokoll
anfertigen. Wichtig dabei sind die elek-
3,0
Die erforderlichen Prüfungen
Kennlinie ohne Abschattung
2,5
2,0
I [A]
Die DIN EN 62446 (VDE 0126-23) definiert auch die durchzuführenden Prüfungen und Messungen zur Inbetriebnahme sowie der wiederkehrenden
Prüfungen und Messungen. Folgende
Prüfungen sind danach durchzuführen:
rung < 5 %), Vergleich identischer
Stränge
• Prüfung/ Messung des Kurzschlussstromes jeden Stranges bei stabilen
Bestrahlungsstärkebedingungen, Vergleich identischer Stränge
• Funktionsprüfungen der ordnungsgemäßen Montage und deren korrekter
Anschlüsse, Netzausfallprüfung
• Isolationswiderstand der Gleichstromkreise – zwei Prüfverfahren nach VDE
(Tabelle 1): Vor den Prüfungen sind
Überspannungsableiter abzuklemmen
· Prüfverfahren 1: Zwischen der negativen Elektrode des PV-Generators
und Erde, gefolgt von einer Prüfung
zwischen der positiven Elektrode des
PV-Generators und Erde
· Prüfverfahren 2: Zwischen Erde und
den miteinander kurzgeschlossenen
negativen und positiven Elektroden
des PV-Generators
Quelle: PVE
as Errichten von PV-Anlagen hat
nach den bestehenden IEC-/DINEN- / VDE-Bestimmungen zu erfolgen. Die sicherheitstechnischen Anforderungen, die Installation und die
Systemdokumentation, Inbetriebnahmeprüfung und wiederkehrende Prüfung
für netzgekoppelte PV-Anlagen sind
nach folgenden Normen auszuführen:
• IEC 60364-1 (VDE 0100-100, Errichten
von Niederspannungsanlagen – Teil 1:
Allgemeine Grundsätze)
• IEC 60364-6 (VDE 0100-600, Errichten
von Niederspannungsanlagen – Teil 6:
Prüfungen)
• DIN EN 50110-1 (VDE 0105-100,
Betrieb von elektrischen Anlagen)
• DIN EN 62305-3 (VDE 0185-3, Blitzschutz – Teil 3: Schutz von baulichen
Anlagen und Personen)
• IEC 60364-7-712 (VDE 0100-712, Anforderungen für Betriebsstätten, Räume
und Anlagen besonderer Solar-Photovoltaik-(PV)-Stromversorgungssysteme)
• DIN EN 62446 (VDE 126-23, Netzgekoppelte Photovoltaik-Systeme, Mindestanforderungen an Systemdokumentation, Inbetriebnahmeprüfung
und wiederkehrende Prüfungen)
1,5
1,0
Kennlinie bei 2 abgeschatteten Bereichen
0,5
0,0
0
10
20
U [V]
30
40
50
Bild 2: Die zwei horizontalen Verläufe in der Kennlinie weisen auf zwei
abgeschattete Bereiche hin (z.B. Baum / Äste)
pv-praxis.de 3/2011
Management
trischen Messwerte sowie die Anlagendaten. Folgende Messwerte sollte das
Protokoll enthalten:
• Isolationswiderstand der Gleichstrom
(DC)-Seite
• Erdungswiderstand der Anlage
• Leerlaufspannung des Generators
• Strang-Leerlaufspannung
• Strang-Kurzschlussstrom
• Spannungsfall über Diode und Sicherung, bei Anlagen mit Strangdioden/
-sicherungen (Generatoranschlusskasten – GAK)
• Kennlinienmessung der einzelnen
Stränge ist optional, mit dem Vorteil
der ordnungsgemäßen Übergabe des
Anlagenerrichter gegenüber dem
Anlagenbetreiber
• Thermogramme über PV-Generator
sowie der Schalt- und Sicherungseinrichtung ist optional, auch hier mit
dem entsprechenden Vorteil
Im Anschluss an die Installation oder
einer wiederkehrenden Prüfung eines
netzgekoppelten PV-Systems muss eine
Dokumentation mit den grundlegenden
2,0
I [A]
Quelle: PVE
1,5
Gemessene Kennlinie
1,0
0,5
0,0
0,0
5,0
10,0
U [V]
15,0
20,0
25,0
Bild 3: Teilabschattung eines Moduls durch feste bauliche Elemente,
z.B. durch einen Kamin
Fehlersuche in PV-Anlagen
0,6
0,5
I [A]
0,4
Vergleichskennlinie
Problemkennlinie
0,3
0,2
Quelle: PVE
0,1
0,0
0,0
5,0
10,0
U [V]
15,0
20,0
25,0
Bild 4: Teilabschattung eines Moduls durch Teilverschmutzungen
(z.B. großes Laubblatt)
3,0
Vergleichskennlinie
2,5
Problemkennlinie
I [A]
2,0
1,5
Quelle: PVE
1,0
0,5
0,0
0
10
20
U [V]
30
40
Bild 5: Abschattung (linker Pfeil) und Matchverluste (rechter Pfeil)
42
Systemdaten für Kunden, Prüfer oder
Wartungsingenieure erstellt werden. Die
Dokumentation sollte folgende grundlegende Systemangaben enthalten:
• System-Bemessungsleistung (kW DC
oder kVA AC)
• PV-Module
und
Wechselrichter
(Modell, Hersteller, Anzahl)
• Datum der Installation und der Inbetriebnahme
• Kundennamen
• Anschrift vom Ort der Installation
• Angaben über Systementwickler (Unternehmen, Ansprechpartner, Anschrift, Rufnummer, Mailadresse)
• Angaben über Systeminstallateur (Unternehmen, Ansprechpartner, Anschrift, Rufnummer, Mailadresse)
Um die hohe Qualität der Installation
von Solaranlagen für den Kunden zu
dokumentieren, steht dem Anlagenerrichter der Photovoltaik-Anlagenpass
zur Dokumentation zur Verfügung. Er
dokumentiert die eingesetzten Schlüsselkomponenten der Solarstromanlage
sowie die Leistungen des Elektroinstallateurs (Prüfprotokolle der PV-Anlage).
50
Trotz sorgfältiger Installation können
bei einer PV-Anlage im Betrieb Fehler
auftreten – oder man wird von einem
Kunden gerufen, dessen Anlage ein
anderer Betrieb errichtet hat. Bei der
anstehenden Fehlersuche sollte man
mit einer gewissen Systematik an die
Aufgabe herangehen, um den bzw. die
Fehler möglichst genau eingrenzen und
anschließend beseitigen zu können.
Daraus ergeben sich hohe Anforderungen an die eingesetzte Messtechnik.
Für diese anspruchsvollen Kriterien hat
Gossen Metrawatt das Messgerät »Profitest PV« neu ins Sortiment aufgenommen (Bild 1). Damit steht dem Techniker ein Messgerät zur Verfügung, mit
dem man Messungen exakt und effektiv durchführen kann.
Eine Messung reicht
Der Profitest PV (Peakleistungs- und
Kennlinien-Messgerät an kapazitiver
Last von Generatorspannungen bis
1 000 V DC, Ströme bis 20 A DC, 20 kW)
ermöglicht die Messung der I-U-Kennlinie sowohl von Einzelmodulen wie
auch Strings. Durch ein patentiertes
Verfahren kann das Gerät mit nur einer
Messung und ohne Angabe der Moduldaten direkt am Aufstellungsort die
Peakleistung, den Serieninnenwiderstand und den Parallelinnenwiderstand
pv-praxis.de 3/2011
Management
PrüfVerfahren
Prüfverfahren
Systemspannung
(UOC STC x 1,25) [V]
Quelle: DIN EN 62446
Prüfverfahren 1
Prüfspannung
[V]
Kleinster Isolationswiderstand [MΩ]
< 120
250
0,5
120 … 500
500
1
> 500
1 000
1
<120
250
0,5
120 … 500
500
1
> 500
1 000
1
Prüfverfahren 2
Tabelle 1: Die beiden Prüfverfahren für Isolationswiderstand der Gleichstromkreise
auf Ursachenforschung
1,4
Ideale Kennlinie
1,2
Hinweise auf mögliche Fehler in einer
PV-Anlage geben v. a. Abweichungen
in der Strom-Spannungs-Charakteristik
(I-U-Kennlinie) sowie der Wert des
Serieninnenwiderstandes RS.
Gemessene Kennlinie
0,8
I [A]
Quelle: PVE
1,0
0,6
0,4
0,2
0,0
0,0
100,0
200,0
U [V] 300,0
400,0
500,0
600,0
Bild 6: abschattung (rechter Pfeil) und Mismatching (linker Pfeil)
4,5
Verlustarmes Modul
4,0
3,5
Modul mit erhöhtem Rs
I [A]
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
Quelle: PVE
0,5
0,0
0
10
20
U [V]
30
40
50
Bild 7: Verluste durch zu hohen Serieninnenwiderstand, z. B. schlechte
Kontakte
4,5
Ideale Kennlinie
4,0
Gemessene Kennlinie
3,5
3,0
I [A]
2,5
2,0
1,5
Quelle: PVE
1,0
0,5
0,0
0
10
20
U [V]
30
40
Bild 8: Kleiner Parallelwiderstand, z. B. durch anpassungsverluste
44
ermitteln und mit den Angaben des
Modulherstellers, umgerechnet auf STC
(Standard Test Conditions) vergleichen.
Zur Erläuterung: Um verschiedene
PV-Module und Zellen miteinander vergleichen zu können, gibt es genormte
Testbedingungen, bei denen die Solarzellenkennlinie ermittelt wird. Im Wesentlichen wird diese Kennlinie durch
den MPP-Wert, den Kurzschlussstrom
und die Leerlaufspannung charakterisiert. Die bei STC ermittelten Daten
bezeichnen die Modulhersteller als
Peakleistung bzw. Nennleistung.
50
Strom-Spannungs-Charakteristik
(I-U-Kennlinie)
Die Strom-Spannungs-Kennlinie eines
PV-Generators zeigt verschiedene Eigenschaften und Probleme des Generators und bildet Grundlage einiger
wesentlicher Kennwerte. Des Weiteren
stellt diese das Verhalten des PV-Generators bei unterschiedlichen Belastungszuständen in einem Diagramm
dar. Die Charakteristik hängt ab von
der aktuellen Bestrahlungsstärke E sowie der Zelltemperatur.
So zeigen sich einerseits z. B. Teilabschattung als Diffus- oder Schlagschatten ebenso in der Kennlinie wie ein
hoher Serieninnenwiderstand oder
möglicherweise auch z. B. fehlende
oder falsch montierte Bypass-Dioden.
Typische Fehler und deren Einfluss auf
die I-U-Kennlinie zeigen die Bilder 2
bis 8. Mögliche Ursachen für Minderleistung und -ertrag von PV-Generatoren zeigt die Tabelle 2.
Das Erkennen dieser Einzelheiten
setzt zum Teil etwas Erfahrung in der
Interpretation der Kennlinien und grundlegendes Wissen über die (Halbleiter-)
Physik der PV-Zelle voraus. Neben dem
Kurzschluss-Strom ISC, der LeerlaufSpannung UOC, Strom und Spannung
im Punkt maximaler Leistung (MPP)
Ipmax und Upmax ergibt sich aus diesen
Daten auch der Füllfaktor als Verhältnis
von ISC · UOC / (Ipmax · Upmax).
Zudem bildet die Kennlinie die
Grundlage für die Berechnung der
effektiven Solarzellenkennlinie, anhand
derer man die Peakleistung und den
Serieninnenwiderstand berechnen kann.
pv-praxis.de 3/2011
Management
Bestimmung des Serieninnenwiderstandes RS
Dieser Widerstand ergibt sich physikalisch aus dem für die Modulherstellung
verwendeten Material und dem Aufbau des Moduls sowie seines Kabelanschlusses und hat im Normalfall
einen konstanten Wert. Er beträgt bei
kristallinen Modulen etwa 1 Ω und bei
Dünnschichtmodulen mehr als 2 Ω. Zur
Messung sind bei herkömmlichen Verfahren mindestens zwei Kennlinien
unter definierten Bedingungen erforderlich.
Die Messgeräte der Serie Profitest
PV ermöglichen nun die Messung des
Serieninnenwiderstands RS mit nur
einer einzigen Messung. Dazu muss nur
eine I-U-Kennlinie des Moduls oder
Strings gemessen werden. Aus dieser
Kennlinie berechnet das Gerät automatisch den RS sowie auch die Peakleistung PPK und den Parallelwiderstand RP. Zusätzlich lässt sich der
FEhlErqUEllEn
Fehler
Erkennbar durch
Mögliche Ursache/ Abhilfe
Anlagenkonfiguration nicht
optimal gewählt
Messung von Matchverlusten
Planungsfehler / Neukonfiguration
Fehlerhafte Anpassung von Strings an
Wechselrichter
Eingespeiste Leistung für Standort und
Leistung des Generators zu gering
Planungsfehler/ Neukonfiguration,
Austausch der Wechselrichter
Abschattung mit Schlagschatten
I-U-Kennlinie hat »Beulen«, Peakleistung
zu gering, optische Kontrolle
Hindernis in direkter Nähe zum Modul
(z. B. Vogelkot) / Hindernis beseitigen
Abschattung diffus (möglicherweise
mit bloßem Auge nicht erkennbar!)
I-U-Kennlinie ist »eingedrückt«,
Peakleistung zu gering
Hindernis in einiger Entfernung (diffuser
Lichtanteil hoch) / Hindernis beseitigen
Korrosion an Steckern / Klemmen
Serieninnenwiderstand RS zu hoch
Material-, Planungs-, Montagefehler /
Reinigen, Austausch
Ablösung der Zelleinbettung
Material-, Herstellungsfehler / Austausch
Blasenbildung in Harz
Materialfehler / Austausch durch Lieferanten
Blindwerden des transparenten
Deckmaterials (Glas, Kunststoff, Harz)
Optische Kontrolle, Peakleistung zu
gering, I-U-Kennlinie ist »eingedrückt«,
Verfärbung des transparenten
Deckmaterials
(Kunststoff, Harz)
Optische Kontrolle, Peakleistung zu
gering, I-U-Kennlinie ist »eingedrückt«,
Eindringen von Feuchtigkeit zwischen
das Laminat, führt zu anderen Schäden
(Korrosion, Verfärbung)
Optische Kontrolle
Material-, Herstellungsfehler / Austausch
durch Lieferanten
Fehler in einzelnen Zellen durch MicroShunts (Hot-Spot-Effekt)
Herstellungsfehler/ Preisminderung,
Austausch durch Lieferanten
Verschmutzung des Moduls durch Staub Optische Kontrolle,
Hohe Staubbelastung (in Deutschland
meist kein Problem), Module regelmäßig
kontrollieren/ Reinigung
Moos-/ Algenbewuchs des Moduls,
Vogelkot
I-U-Kennlinie hat »Beulen«, Peakleistung
zu gering, optische Kontrolle
Je nach Region und Lage normal /
Reinigung
Bruch des Deckglases, führt zu anderen
Schäden (Korrosion, Verfärbung)
Optische Kontrolle
Hagelschlag, Montagefehler,
Transportschaden/ Austausch d. Liefer.
Bruch von Einzelzellen im Modul
Peakleistung zu gering, eventuell
Verformung der I-U-Kennlinie
Materialfehler / Austausch durch
Lieferanten
Mangelhafte elektrische Verbindungen
im Modul
Peakleistung zu gering, Serieninnenwiderstand Rs höher als berechnet
Fehler in Lötung, Materialfehler,
Korrosion/ Austausch durch Lieferanten
Bypassdiode defekt (Kurzschluss)
Peakleistung des Strings um Modulleistung verringert
Überlastung, Materialfehler / Reparatur
Bypassdiode falsch herum montiert
Peakleistung des Strings um Modulleistung verringert
Montagefehler / Reparatur
Keine Bypassdiode montiert oder Diode
defekt (hochohmig)
Abschattung eines Moduls kann Leistung
des Strings dramatisch verringern
Planungs-, Montagefehler/ Reparatur
46
pv-praxis.de 3/2011
Management
Fehler
Erkennbar durch
Mögliche Ursache/ Abhilfe
Verkabelung zu klein dimensioniert
Planungsfehler/Austausch der Verkabelung
Kabel defekt (z.B. Bruch, Korrosion)
Montagefehler / Reparatur
Mangelhafte Anschluss von
Steckverbindern
Montagefehler/ Reparatur
Korrosion in Schraub- oder
Steckverbindern
Montagefehler/ Reinigung, Reparatur
Mangelhafte Vorauswahl von Modulen
nach Peakleistung (gute / schlechte
Module jeweils in einen String)
Peakleistung der Anlage zu gering
Planungs-, Montagefehler (Matchverluste)/
Neuzusammenstellung der Module nach
Peakleistungsmessung
Mangelhafte Vorauswahl von Einzellen
nach Leistung bei Modulherstellung
Peakleistung des Modules zu gering
Herstellungsfehler/ Preisminderung,
Kurzschluss zwischen Einzelzellen im
Modul
Peakleistung der Anlage zu gering,
Leerlaufspannung UOC zu klein,
Kennlinienverlauf
Herstellungsfehler / Austausch durch
Lieferanten
Herstellungstoleranzen in
Zellproduktion
Peakleistung zu gering, Kennlinienverlauf
Herstellungsfehler / Preisminderung,
Quelle: PVE
FEhLErqUELLEn
Tabelle 2: Mögliche Ursachen für Minder-Leistung und -Ertrag von PV-Generatoren (Bitte beachten: Fehler zeigen sich unter
Umständen nur bei bestimmten Betriebszuständen, z. B. hohen Modultemperaturen)
theoretisch zu erwartende Wert des
Serieninnenwiderstandes berechnen.
Dies erfolgt mit der Software »PV Analysator« – vorausgesetzt, die STC-Kennwerte UOC, ISC, UMPP und IMPP des
Moduls sind bekannt.
Der berechnete RS lässt sich nun mit
dem gemessenen Wert vergleichen: Ist
der gemessene Wert zu hoch, muss
man die Verkabelung auf Bruch, Korrosion, Verbindungsfehler oder Minderdimensionierung prüfen.
pv-praxis.de 3/2011
Messverfahren und
referenz-Sensor
Wichtig bei der Aufzeichnung/ Ermittlung der Kennlinie sind das Messverfahren und eine kalibrierte Referenzzelle. Entsprechend IEC 60904 muss die
Einstrahlungs-Referenz dieselben spektralen Eigenschaften haben wie der
Prüfling. Der Idealfall wäre ein identischer Aufbau. Es ist dabei durchaus
möglich, ein zum Prüfling baugleiches
Modul als Referenz zu benutzen
(Dünnschicht-Technologie). Das Modul
wird durch einen Präzisions-Shuntwiderstand belastet und die dabei am
Shunt messbare Spannung als Maß für
die aktuelle Einstrahlung benutzt.
Bereits wenige Grad Abweichung in
der Ausrichtung der Messzelle gegenüber dem zu untersuchenden PVModul haben Einfluss auf die Messgenauigkeit und können erhebliche
Fehler in den Messergebnissen hervorrufen.
47
Management
Quelle: GMC-I
einerseits nicht zu schnell verlaufen.
Die dann auftretenden großen Spannungs-Zeit-Schwankungen bei schneller Messung < 20 ms können durch
kapazitive / induktive Eigenschaften des
Generators bzw. des Messaufbaus die
gemessene Kennlinie verändern – die
Kennlinie entspricht dann nicht mehr
alleine der Charakteristik des PV-Generators. Insbesondere Dünnschichtmodule und solche mit Rückseitenkontakten reagieren sehr sensibel auf zu
große Spannungs-Zeit-Schwankungen.
Andererseits darf die Messung nicht
zu langsam verlaufen (>1s), da sonst die
Gefahr von Schwankungen der Einstrahlung während der Messung deutlich
zunimmt, welche die Messergebnisse
beeinflussen würden. Auch die Modultemperatur ist davon betroffen, die zwar
relativ träge reagiert, sich aber innerhalb von Sekunden doch ändern kann.
Auswertung und Analyse für
minderleistung und -ertrag
Bild 9: Auswertung der messergebnisse mit der software »PV Analysator«
messung von PV-Generatoren
an kapazitiver Last
Im Gegensatz zu herkömmlichen Messverfahren erfasst der Profitest PV mit
hoher Genauigkeit die I-U-Kennlinie
durch gleichmäßige Messung an kapazitiver Last.
Bei den herkömmlichen Messverfahren ist die Dauer der Messung mit Werten zwischen 10 … 30 s relativ lang. Die
Einstrahlung ändert sich aber typischerweise selbst im ms-Bereich um bis zu
mehrere 100 W/m2.
Die Kennlinienmessung an PV-Generatoren (Modulen, Strings, Arrays) darf
48
mehr infos
Buch zum Thema
• »de«-Jahrbuch Photovoltaik 2012, ca.
300 Seiten, Softcover, Taschenbuchformat, 21,80€ (Abopreis 18,80€),
ISBN 978-3-8101-0317-8
www.de-online.info/shop
(erscheint Anfang Oktober 2011)
Beitrag zum Thema
• Analyse, Diagnose und Optimierung
von PV-Anlagen, »de« 15 – 16 / 2010,
S. 40
Mit der Software »PV-Analysator« kann
man Messwerte analysieren und protokollieren. Über eine Schnittstelle lassen
sich Kundendaten, Moduldaten und
Anlagendaten ein- bzw. auslesen. Die
Messwerte werden in der Software zusätzlich graphisch mit den Moduldaten
des Herstellers verglichen und analysiert
(Bild 9). D. h. es erfolgt eine grafische
Darstellung der I-U-Kennlinie mit errechnetem MPP im Vergleich zur Leistungskurve und / oder im Vergleich zur Effektiv-Kennlinie bzw. der STC-Kennlinie.
Für Langzeitmessungen bietet sich
der Überblick der I-U-Kennlinien einer
Messreihe im Browser-Fenster an.
Michael Roick, Produktmanager,
GMC-I Messtechnik GmbH, Nürnberg
pv-praxis.de 3/2011
AuF EinEn BliCk
Die Anlagenplanung in der Photovoltaik ist eng verwoben mit der
Ertragsprognose und den Rentabilitätserwartungen. Beides wird mit
moderner Planungssoftware sozusagen unter einem Dach möglich. Der
Online-Tool »Conergizer« bietet Fachpartnern von Conergy eine kostenlose Nutzung der Software im Internet und erleichtert damit ganz
erheblich die tägliche Arbeit.
Management
Planungstool erleichtert
PV-Geschäft
kostenlose Planungsinstrumente der Modulhersteller helfen Handwerkern bei der Beratung von Solarkunden und unterstützen bei
der Planung von Solaranlagen. Der umfang der Hilfestellung wurde
nun beispielsweise von Conergy um einige nützliche Funktionen
erweitert.
pv-praxis.de 3/2011
Quelle: Conergy
E
Bild 1: Ein Planungsintrument wie der Conergizer bringt den Planer in wenigen
Schritten zum Ziel: Zuerst die Eingabe der Gebäude- und Dachdaten – und schon
ist das dreidimensionale Haus zu sehen. Es folgt das Platzieren von Fenstern,
Schornstein oder anderen Objekten auf der Dachfläche, um dann – automatisch
oder manuell – die Solarmodule hinzuzufügen
Quelle: Conergy
ine Photovoltaikanlage will gut
geplant sein – schließlich soll sie
für mindestens 20 Jahre Strom
produzieren und dabei möglichst hohe
Erträge erwirtschaften. Vor Montage
und Inbetriebnahme sind Anlagenplanung, Ertragsprognosen und Rentabilitätsberechnungen zu erstellen. Wo
Handwerker früher auf Zollstab und
Millimeterpapier zurückgreifen sowie
diverse Einzelberechnungen für Erträge und Finanzierung anstellen mussten, hilft heute Technik. Heutzutage
planen Fachhandwerker mit Software
und Finanzrechnern. So lässt sich viel
Zeit sparen. Effizienz und Genauigkeit
der Planung werden erhöht.
Einige Modulhersteller stellen kostenlose Planungstools zur Verfügung und
ergänzen diese um entsprechende Schulungen, in denen die Handwerker den
richtigen Umgang sowie zeitsparende
Tipps und Tricks lernen. Eine solche Planungssoftware stellt auch die Hamburger Conergy mit dem Conergizer zur
Verfügung (Bild 1). Dieses kostenlose
Planungstool bietet alle Funktionen in
einem Paket. Es berechnet die Details
einer PV-Anlage: von der grafischen
Modulfeldplanung auf dem Dach (Bild 2)
über die statische Berechnung des Gestellsystems (Bild 3) bis hin zur elektrischen Verschaltung und Kombination
der Komponenten. Es besteht zudem die
Möglichkeit, die gesamte Stückliste aus
der Planung an den Conergy Fachpartnershop zu übertragen, sich die individuellen Preise anzeigen zu lassen und
direkt online zu bestellen. Neu ist eine
Verschattungssimulation (Bild 4), die alle
Hindernisse auf dem Dach bei der
Modulplatzierung berücksichtigt. Bei
der Rentabilitätsberechnung werden
alle Finanzierungsdetails wie aktuelle
Vergütungssätze und Kreditkonditionen
mit einberechnet. Zudem besteht die
Möglichkeit, den Eigenverbrauchsanteil
mit einzubeziehen.
Bild 2: Modulfeldplanung: Das Maximale rausholen bei Ertrag und Rendite.
Module kann der Fachhandwerker entweder manuell per Mausklick platzieren –
oder er wählt die automatische Modulplatzierung. Diese kann er hinterher ebenfalls noch manuell modifizieren, um dann nach der Verschattungssimulation das
Modulfeld optimaler auf dem Dach anhand der farbig markierten Bereiche
auszurichten
49
Management
Bild 3: Die Basis einer PV-Anlage bildet
die Gestellplanung. Ein Klick man sieht,
was darunter steckt: welche Gestellteile
wo auf der Dachunterkonstruktion
automatisch platziert worden sind – so
ist die statische Gestellplanung einfach
und das Gestellsystem kann anhand des
ausdruckbaren Montageplans installiert
werden
Quelle: Conergy
Mehr Sonne – ohne Schatten
Mit einer Verschattungssimulation
kann die Rentabilität der PV-Anlage
erhöht werden. Der Nutzer kann sämtliche Hindernisse auf dem Dach in 3D
bereits in der Planungsphase einfließen
lassen. Per »Drag & Drop«-Funktion
zieht er das zu platzierende Hindernis
aufs Dach, verschiebt dies mit der Maus
an die gewünschte Position und kann
die Größe entsprechend anpassen. So
stellen auch Gauben oder Schornsteine
plötzlich kein Problem mehr dar: Durch
einen einzigen Mausklick bekommt der
Fachbetrieb mit der Simulation des
jährlichen Sonnenverlaufs farbig ange-
zeigt, in welchem Bereich er seine Module optimalerweise platziert, ohne Einbußen bei Ertrag oder
Rendite durch verschattete Module zu riskieren.
Die einzelnen Farb-Bereiche kann er dabei individuell definieren und so z. B. den »grünen Bereich«
auf einen schattenbedingten Ertragsverlust im Jahr
auf 1 % festlegen. Hier wird eine weitere Neuerung
vorbereitet: Künftig soll dem Planer nicht nur bei der
Renditeberechnung, sondern sofort bei der Verschattungssimulation angezeigt werden, ob und inwiefern sich die Rendite mit der Platzierung in teilverschatteten Bereichen verändert. So wird es leichter,
ein Maximum aus jedem Dach heraus zu holen.
Damit das »Maximale« auf dem Dach auch in den
Wechselrichter gelangt, wurde die Planung der elektrischen Verschaltung der Wechselrichter optimiert.
Hier stellt die Software detaillierte Informationen
zur Verfügung: vom Datenblatt mit allen technischen Details bis hin zum Blockschaltbild zur berechneten Wechselrichterverschaltung. Auch Ober- und
Untergrenzen der Modulanzahl und Gesamtleistung
berücksichtigt das Planungstool.
Damit die kalkulierte Rentabilität und die Anlagenerträge abgesichert sind, kann der Fachhandwerker auf Kundenwunsch auch einen Antrag auf Vollkaskoversicherung aufrufen – mit dieser sind über
eine feste Laufzeit von bis zu fünf Jahren die Anlagenerträge bis zu 90 % abgesichert. Auch die Dokumente für die Anmeldung beim regionalen Stromversorger sowie bei der Bundesnetzagentur sind in
der neuen Version des Conergizers integriert.
Die Schwierigkeit besteht jetzt nur noch darin, die
genauen Objektdaten vor Ort aufzunehmen und
auszumessen – den Rest erledigt das Programm von
selbst. Trotzdem besuchen Solarhandwerker eine
Schulung für die Software, um noch mehr Funktionen nutzen zu können, alle Tricks zu kennen – und
um noch schneller und exakter arbeiten zu können.
Die effektive Zeiteinteilung und -optimierung ist
schließlich das A und O jedes Installationsbetriebs
»Mit einer entsprechenden Schulung für den Conergizer wird die Anlagenplanung auch für Haustechniker oder Dachdecker kinderleicht, da das Programm
die elektrische Verschaltung automatisch ausgibt«,
äußerte ein zufriedener Partnerinstallateur.
Antje Stephan,
Conergy AG, Hamburg
pv-praxis.de 3/2011
Quelle: Conergy
Bild 4: Keine schattigen Überraschungen
im Geldbeutel: Anhand
des Sonnenverlaufs im
Jahr berechnet der
Conergizer die Nahverschattung durch die eingegebenen Hindernisse
und Objekte auf der Dachfläche – und offenbart
so die verschatteten Bereiche auf der Dachfläche
und den prozentualen Verschattungsgrad der gesamten Anlage
Management
Auf EinEn BlicK
Wachschutz en gros
und en détail
Stringstromüberwachung von PV-Anlagen
Photovoltaikanlagen werden immer häufiger auf ausgedehnten
Gebäudedächern und im freiland installiert. Zur Überwachung von
funktion und Wirtschaftlichkeit bietet es sich an, Anlagenteile separat
zu überwachen, z. B. durch Messung der einzelnen Stringströme.
Photovoltaikanlagen auf ausgedehnten Gebäudedächern und im Freiland
werden oft nicht so kontinuierlich
überwacht, wie Anlagen auf Einfamilienhäusern. Außerdem erfordern
die weitläufigen Installationen Überwachungsmethoden, mit denen sich
Schäden oder Fehlfunktionen eingrenzen lassen. Hierfür bietet sich ein
System an, das einzelne Stringströme
kontaktfrei erfasst und Messdaten an
einen übergeordneten Rechner überträgt.
Quelle: Phoenix Contact
B
ei PV-Installationen kommen Systeme mit verschiedenen Aufbauarten, Ausbaustufen und Leistungen zum Einsatz. Unterschieden wird
zwischen mittleren PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100kWp (Kilowatt Peak), welche sich für Hallendächer eignen, sowie großen, im Freiland
montierten Installationen, die maximal
1MWp (Megawatt Peak) erzeugen. In
Europa finden sich auch Anwendungen
mit einer Leistung größer 1GWp (Gigawatt Peak). Im Gegensatz zu den auf
den Dächern von Privathäusern angebrachten PV-Anlagen werden diese
nicht kontinuierlich durch den Betreiber
überwacht. Somit bleiben Schäden oftmals einige Zeit unentdeckt. Defekte
oder eine Verschmutzung der Anlage
oder Abschattungen führen jedoch
häufig zu einer Beeinträchtigung des
möglichen Stromertrags.
Bild 1: Das Solarchecksystem besteht aus einem Mess- und einem Kommunikationsmodul
Bild 2: Der Aufbau des Generatoranschlusskastens zeigt den
platzsparenden Einsatz einer
Stringüberwachung
Modbus RTU (RS485)
+ 24 V DC
max. 31 Slaves
+ 24 V DC
PLC
Überwachung zeigt Optimierungspotenziale auf
52
Bild 3: Struktur des Systemaufbaus
der oder mit einer Referenz verglichen.
Auf diese Weise erhält der Betreiber
einen Überblick, in welchem Bereich der
Anlage es Möglichkeiten zur Verbesserung gibt und wo eine Vor-Ort-Kontrolle
notwendig ist. Über eine Spannungsmessung kann zudem die Leistung einzelner
Strings ermittelt und so ein genaues Leistungsprofil der verschiedenen Anlagenteile erzeugt werden. Eine solche
Überwachung ist nicht nur für Neuinstallationen interessant, sondern in Zeiten sinkender Einspeisevergütungen
auch für bestehende PV-Anlagen.
pv-praxis.de 3/2011
8 Strings max.
8 Strings max.
8 Strings max.
8 Strings max.
8 Strings max.
8 max.
8 Strings max.
8 Strings max.
8 Strings max.
8 Strings max.
8 max.
8 Strings max.
Die Messung der einzelnen Stringströme ist eine wirkungsvolle Möglichkeit, um die wirtschaftliche Arbeitsweise der PV-Anlage zu kontrollieren.
Speziell in ausgedehnten Installationen
werden die Strings in sogenannten
Generatoranschlusskästen (GAK) zusammengefasst. Neben einer reinen
Brückung der Strings auf die Potentiale
Plus und Minus und der Weiterleitung
über ein Sammelkabel können die GAK
auch ein Überspannungsschutzmodul,
Sicherungstrennklemmen für die einzelnen Strings sowie einen gemeinsamen DC-Freischalter enthalten.
Außerdem lassen sich die Stringströme lokal in den Generatoranschlusskästen messen und die ermittelten Werte beispielsweise über eine
serielle Kommunikation an einen übergeordneten Rechner weiterleiten. Dort
werden die Stromwerte dann miteinan-
Management
messung mit dem hallsensor
Zur Messung des Stroms stehen verschiedene Verfahren zur Verfügung.
Zum einen werden die Werte über einen
Shunt aufgenommen, also einen hochgenauen Widerstand, an dem die dort
abfallende Spannung gemessen wird.
Mit diesen Daten lässt sich der jeweilige
Stromfluss durch den Shunt ermitteln.
Ein wesentlicher Nachteil der Messmethode ist, dass die Strom führende Leitung hierbei unterbrochen werden muss.
Für die Strangstrommessung bieten
sich aber auch Hallsensoren an. Hier
wird der Leiter durch einen Ferritring
geführt. Dieser bündelt das Magnetfeld, das durch den Stromfluss hervorgerufen wird. Die Stärke des Magnetfelds ist dabei proportional zur
Stromstärke. Mit einem Hallsensor lässt
sich die Stärke dieses Magnetfelds messen und daraus die Höhe des elektrischen Stroms errechnen.
Das Hallsensorprinzip hat den Vorteil, dass die Stromleitung nicht aufgetrennt werden muss. Ein direkter Eingriff in den Stringstromkreis wird
vermieden, sodass die Weiterleitung
des Stroms in jedem Fall sichergestellt
ist. In Photovoltaikanlagen hat sich zur
Datenübertragung das RS485- / Modbus-RTU-Protokoll etabliert, da es einfach handhabbar ist sowie eine Integration in verschiedene Rechnersysteme
und einen kostengünstigen Aufbau der
Kommunikationsstruktur erlaubt. Außerdem lässt sich die RS485-Kommunikation bei Bedarf problemlos auf
andere Medien wie Lichtwellenleiter
oder Funk umsetzen.
onsmodul weitergeleitet. Außerdem
versorgt der Bus die angeschlossenen
Messmodule mit der Versorgungsspannung, weshalb in die Generatoranschlusskästen keine zusätzliche Spannungsquelle eingebaut werden muss.
Das Kommunikationsmodul kann die
Daten von bis zu acht Messgeräten aufnehmen und als Modbus-Slave über die
integrierte Modbus-RTU-Schnittstelle
an einen übergeordneten Rechner
übermitteln. Bei acht Strings pro Messgerät sind also bis zu 64 String-Strommessungen an einem Modbus-Slave
möglich (Bild 3).
Kleinsteuerung informiert
via sms über störungen
Das Solarcheck-Konzept lässt verschiedene anwenderspezifische Messaufbauten zu. Während sich einige Betreiber für die direkte Installation von
zwei Messgeräten sowie der Kommunikationsmodule als Modbus-Slave im
Generatoranschlusskasten entscheiden,
verteilen andere Anwender die Messgeräte im Feld und wählen einen zentralen Aufbau der Modbus-Anbindung
über die Kommunikationsmodule.
Die Modbus-RTU-Kommunikation
erlaubt die Ankopplung an jeden konformen Modbus-Master. Als zentraler
Rechner bietet sich beispielsweise ein
kompakter Inline Controller ILC 1xx aus
der 100er-Steuerungsklasse von Phoenix Contact an. Der ILC 1xx erfasst die
Daten aus der PV-Anlage fortlaufend
über eine modular erweiterbare Modbus-RTU-Anschaltung und wertet sie
aus. Tritt eine Fehlfunktion in der
Anlage auf, wird automatisch ein Alarm
generiert und zum Beispiel über eine
GSM-Verbindung als SMS an den Anlagenbetreiber verschickt. Zudem können
alle aufgenommenen und berechneten
Messwerte per Funk an ein Webportal
weitergeleitet werden.
Dipl.-Ing. Andreas Senger,
Phoenix Contact Electronics GmbH,
Bad Pyrmont
mehr infos
• Phoenix Contact:
www.phoenixcontact.de
integrierte spannungsmessung
liefert fehlenden Parameter
Auf der Hannover Messe 2011 hat
Phoenix Contact mit Solarcheck ein
System vorgestellt, das mit der beschriebenen kontaktfreien Messung
der Stringströme arbeitet (Bild 1). Der
Strom wird mittels Hallsensoren erfasst,
wobei die Leiter von bis zu acht einzelnen Strings durch das Messgerät
geführt werden können (Bild 2). Ferner
beinhaltet die Lösung eine Spannungsmessung, über die sich Gleichspannungen bis 1 200 V im IT-Netz ermitteln
lassen. Sie liefert den fehlenden Parameter, um die Leistung in den einzelnen Strings zu berechnen.
Die gewonnenen Informationen
werden über einen systemspezifischen
Bus an das sogenannte Kommunikatipv-praxis.de 3/2011
53
Management
Auf einen Blick
Tue Gutes und …
zeige es allen
Fördermöglichkeiten für Photovoltaikanzeigen
Dass PV-Anlagen gefördert werden, ist
nichts Neues. Weniger bekannt dürfte
sein, dass auch gut sichtbar angebrachte Displays, die über Leistung,
Ertrag oder CO2-Einsparung informieren, gefördert werden können. Speziell für PV-Anlagen in öffentlicher
Hand ist dies eine kostengünstige und
nachhaltige Marketing-Maßnahme –
und Zusatzumsatz für den installierenden Betrieb.
Viele institutionen der öffentlichen Hand nutzen verfügbare Dachflächen, um Solaranlagen zu installieren. Wenn sie ihren ernteertrag
an Sonnenenergie dann noch öffentlich machen, werden sie dreifach
belohnt: Durch nachhaltig und ökologisch gewonnene energie, ein
positives image und Zuschüsse für die Visualisierung.
T
rotz der Diskussion um die Finanzierung von Fördergeldern und
bereits beschlossenen Kürzungen
in der Solarstromförderung darf man
davon ausgehen, dass die Akzeptanz
und die Attraktivität der Photovoltaik
auch in den kommenden Jahren erhalten bleibt. Der Staat zieht sich letztlich
auch nicht ganz zurück, sondern unterstützt auch weiterhin privates und öffentliches Engagement in die klimafreundliche Energiegewinnung.
Unter diesem Aspekt ist auch die
vergleichsweise unbekannte Sondermaßnahme des BAFA (Bundesamt für
Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle) zu
sehen. Unter dem Arbeitstitel »Visualisierung – Wärme aus erneuerbaren
Energien in der Schule und in der Kirche« werden Maßnahmen gefördert,
die z. B. Leistungswerte oder CO2-Ein-
sparungen in Verbindung mit Solarstromanlagen publikumswirksam sichtbar machen.
Im Wortlaut gibt das BAFA auf
der eigenen Internetseite folgende Informationen bekannt (Auszug): »Maßnahmen an Anlagen zur Nutzung
erneuerbarer Energien (z.B. Solarkollektoranlagen, Biomasseanlagen, Photovoltaikanlagen usw.), die insbesondere
in Berufsschulen, Technikerschulen, Berufsbildungszentren, überbetrieblichen
Ausbildungsstätten bei den Kammern,
allgemeinbildenden Schulen, Fachhochschulen und Universitäten oder Kirchen
erfolgen und darauf abzielen, eine
Visualisierung des Ertrags und/ oder
eine Veranschaulichung dieser Technologie zu erreichen, z. B. elektronische
Anzeigetafeln in allgemein zugänglichen Räumen, werden ergänzend
gefördert. Der Zuschuss beträgt höchstens 2 400 Euro.«
Auch die notwendigen Antragsformulare und Kontaktmöglichkeiten
finden sich auf der Internetseite
www.bafa.de.
Die beschriebene Förderung bezieht
sich also vornehmlich auf die bei Bildungseinrichtungen (z.B. auch Kindergärten) installierten Solarstromdisplays,
die dem Publikumsverkehr entweder im
Innen- oder Außenbereich zugänglich
sind. Wichtig ist dabei die Feststellung,
dass die Förderung zwar auf die jeweilige Bildungsstätte, nicht aber auf den
Schulträger insgesamt beschränkt ist. So
kann ein Schulträger mit mehreren
Schulen (z.B. eine Kommune) die
beschriebene Förderung auch mehrfach
beantragen und in Anspruch nehmen.
Des Weiteren ist die Förderung nicht an
Quelle: Bürk Mobatime
Gutes sichtbar gemacht: eine öffentliche Photovoltaikanzeige
das ursprüngliche Inbetriebnahmedatum der PV-Anlage gekoppelt. Gefördert werden auch Solarstromanzeigen,
die erst nachträglich installiert werden
(Bild). Im Jahr 2011 stehen ausreichend
gefüllte Fördertöpfe für diese Maßnahme zur Verfügung.
Chancen für den elektrobetrieb
Gerade für den eher regional tätigen
Elektrobetrieb ergeben sich hieraus
interessante Perspektiven. In Kenntnis
der lokalen Gegebenheiten und in Zusammenarbeit mit kommunalen oder
sonstigen Trägern von Bildungseinrichtungen dürfte es gelingen, Möglichkeiten zur Installation von geförderten
Photovoltaikanzeigen herauszufinden.
Als Mittler zwischen dem Hersteller
entsprechender Displays und den
Bedarfsträgern vor Ort nimmt der Fachbetrieb dabei ein ganz wichtige Beratungsfunktion wahr, die sich nicht nur
auf rein technische Belange, sondern in
diesem Fall auch auf die BAFA-Förderung und die Unterstützung bei deren
Abwicklung bezieht.
Zur Visualisierung von Photovoltaikanzeigen in gut besuchten Publikumsbereichen eignen sich großflächige Außenanzeigen mit leuchtstarken, langlebigen LED-Zifferanzeigen in besonderer Weise. Diese können als Standarddisplays mit LED-Ziffernhöhen für
Ableseentfernungen von 25 m bis 70 m
und in verschiedenen Anzeigefarben
(rot, gelb, grün, weiß oder blau) geliefert werden. Die LED-Anzeigen verfüpv-praxis.de 3/2011
gen dabei – gekoppelt mit einem Lichtsensor – über eine automatische Helligkeitsregulierung, um sowohl bei Sonneneinstrahlung eine ausreichende
Leuchtkraft aufzuweisen als auch ein
Überstrahlen im Nachtbetrieb zu vermeiden.
Typischerweise wird für diese Solardisplays ein robustes Aluminiumprofilgehäuse verwendet, welches für den
Außeneinsatz generell in Schutzart
IP65 ausgeführt ist und bei Bedarf auch
in kundenspezifischer Farbe pulverbeschichtet werden kann. Die Ansteuerung der PV-Anzeigen erfolgt je nach
Anwendungsfall entweder durch eine
S0-Schnittstelle, seriell durch RS 232
bzw. RS 485 oder mittels LAN / EthernetAnbindung, wobei die Speisung stets
durch einen 230-V-Anschluss sichergestellt wird. Durch eine individuelle
Gestaltung, z. B. durch Hintergrundbilder, ist es dem Bedarfsträger über die
BAFA-Förderung hinaus ggf. möglich,
lokale oder überregionale Sponsoren
zur Mitfinanzierung der Solarstromanzeige zu gewinnen.
Dipl.-Ing., Dipl.-Wirt.-Ing. (FH)
Stephan Herrmann
mehr infos
• Bürk Mobatime GmbH:
www.buerk-mobatime.de
• Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle: www.bafa.de
Management
Auf einen BliCk
Smart, intelligent und
vielseitig
Modulüberwachung in PV-Anlagen
Die Modulüberwachungstechnologie
SunSniffer entwickelt sich weiter zum
komfortablen Betriebssystem für Solaranlagen. Die Weiterentwicklung
beschränkt sich aber nicht nur auf die
Software, auch die Hardware wird
kleiner und noch robuster. Das hier
vorgestellte System stellt u. U. die
neue Plattform einer PV-Anlagenüberwachung dar, um die Effizienz
einer Anlage um einige Prozent zu
steigern.
Solaranlagen von morgen werden nicht mehr ohne Modulüberwachung auskommen. ein einfacher, kleiner Sensor (Bild 1) eröffnet der
Solarbranche eine Plattform, auf deren Basis sich neue, intelligente
PV-Systeme und -Anwendungen entwickeln lassen.
H
Ohne Überwachung werden Leistungsverluste oft erst nach Monaten entdeckt, was die Rentabilität einer Anlage sehr schnell und in hohem Maße
negativ beeinflusst. Zudem sind für
Anlagenbesitzer und -betreiber oft nur
die Anschaffungs- und Betriebskosten
überschaubar, die Instandhaltungskosten hingegen sind bislang alles andere
als transparent. Sind Instandhaltungsoder Wartungsleistungen nicht für den
Endkunden erfassbar, resultiert daraus
eine gewisse Skepsis gegenüber PVAnlagen und Serviceleistungen. Gegebenenfalls fällt dies vor allem auf den
Installateur zurück, der letztlich verantwortlich für die Installation und den
einwandfreien Betrieb der Anlage ist.
Das SunSniffer-OS, ein Betriebssystem für Solaranlagen (Bild 2), bringt
hier Transparenz in den Betrieb von PVAnlagen, indem es nicht nur die gesamte Anlage, sondern auch jedes ein-
56
Punktgenaue Analyse
Bild 1: Modulvergleich: die Größe hat
sich verringert, der Chip passt in jede
Anschlussbox
zelne Modul überwacht. Die ganzheitliche Überwachung erstreckt sich auf
System-, String- und Modulebene und
ermöglicht eine permanente und transparente Leistungsdarstellung. Probleme werden sofort detektiert und die
Betreiber unmittelbar darüber in
Kenntnis gesetzt.
Schlecht funktionierende Module
bleiben nicht mehr unentdeckt und es
kann direkt reagiert werden. Aber das
System kann noch mehr: neben der
Fehlermeldung zeigt es auch an, wo
genau das Problem aufgetreten ist. So
Mit der Entwicklung der SunSnifferTechnologie brachte das Unternehmen
Storm Energy aus Nürnberg eine simple, von der Technik her jedoch robuste
und modulgenaue Leistungsüberwachung auf den Markt. Das System soll
der ganzen Branche als Referenzplattform dienen und sich somit als Betriebssystem für Solaranlagen etablieren.
Dabei zielt das System nicht nur auf
die Hersteller von Solarmodulen, Anschlussdosen oder Wechselrichtern ab,
sondern lädt auch den Dienstleistungssektor ein, sich an der Weiterentwicklung des Systems zu beteiligen.
Der Vorteil liegt dabei auf der Hand:
etabliert sich die SunSniffer-Technologie in der Branche, kann sie als Standardplattform für Weiterentwicklun-
Quelle: Storm Energy
Überwachung schließt
Verluste aus
können Instandhaltungsarbeiten ohne
große Suche nach dem defekten Modul durchgeführt werden. Auch das
minimiert die Wartungskosten, da anstehende Dachbegehungen und Überprüfungen der Module sehr zeit- und
kostenintensiv sind und ebenfalls auf
wenig Verständnis beim Endkunden
stoßen.
Quelle: Storm Energy
ersteller von Solarmodulen
weltweit scheuen keine Kosten
und Mühen, die Effizienz ihrer
Module zu steigern. Was aber, wenn
diese zusätzlichen Anstrengungen im
wahrsten Sinne verpuffen, weil die installierten Module beispielsweise aufgrund von Verschmutzungen weniger
Leistung bringen und dies unbemerkt
bleibt? Mangelnde (Leistungs-) Überwachung verursacht hohe Effizienzverluste und somit Einnahmenschmälerung. Denn auch eine Photovoltaikanlage bleibt von Fehlern und Problemen
nicht verschont: so kann unter anderem
der Ruß aus Abgasen oder Blütenpollen die Module verschmutzen und so
ihren Wirkungsgrad empfindlich stören. Zu hohe Schneelasten oder Hagel
können zu Glasbruch führen oder Marder beißen die Kabelleitungen durch.
Bild 2: Diese Software ermöglicht eine Überwachung der Solaranlage
pv-praxis.de 3/2011
Management
gen im Hard- und Software-Bereich dienen. Für
Installateure ergibt sich die Möglichkeit, eine
zukunftsweisende Technologie zu verkaufen und zu
installieren, die das Vertrauen zwischen Endkunden
und Installateur stärkt. Durch den Installations-Check
lassen sich neu installierte Anlagen schnell – noch
während das Gerüst steht – auf Fehler hin kontrollieren. Dank der Benachrichtigungsfunktion werden
Standard-Funktionskontrollen überflüssig und eventuell durch jährliche Inspektionen, wie man sie beim
Auto kennt, verdrängt.
Installateuren bietet sich somit ein neues, breites
und zukunftssicheres Geschäftsfeld in Zeiten, in
denen die Rekordzahlen von Neuinstallationen bald
der Vergangenheit angehören dürften, aber etliche
bestehende Anlagen dann ein attraktives Feld für
Wartungsdienstleistungen darstellen.
Fazit
Die Konsolidierung des Marktes macht es für die
Marktteilnehmer unumgänglich, sich weiter zu differenzieren und vom immer stärker werdenden Wettbewerb abzugrenzen. Die Einigung auf eine Plattform, an der alle mitwirken können, scheint hier ein
wichtiger Schritt für das Überleben zu sein, da die
modulgenaue Überwachung viel (Innovations-)
Potenzial birgt.
Für Hersteller von Solarmodulen, Anschlussdosen
und Wechselrichtern ist es beispielsweise nicht nur die
Differenzierungsmöglichkeit, sondern auch die
genaue Aufklärung von Gewährleistungs- und Garantiefällen. Die gewonnenen Daten können Aufschluss über Qualitätsprobleme oder Verbesserungspotenziale geben.
Jede mit dem SunSniffer-OS ausgestattete Anlage
wird so zur »Qualitäts-Testanlage«. Letztlich birgt ein
solches System das Potenzial, den Markt zu revolutionieren, die Qualität von Hard- und Software sowie
Dienstleistungen in der Branche stets weiter zu verbessern und stellt eine Entwicklungsbasis für weitere
neue intelligentere Systeme dar. Das eröffnet Herstellern wie auch Dienstleistern sich deutlich vom Wettbewerb abzuheben. Installateuren verschafft diese
Technologie rosige Aussichten, auch und gerade für
die Zeit nach dem Neuinstallationen-Peak.
Sigurd Schobert, Redaktion »de«,
nach Unterlagen von Storm Energy
mehr iNFos
Weiterführende Artikel
Immer unter Beobachtung, pv-praxis.de 2/2011, S. 54
Links
www.stormenergy.de
Noch Fragen?
Sigurd Schobert
Telefon: (0 89) 1 26 07 - 2 44
[email protected]
pv-praxis.de 3/2011
57
Management
AuF EInEn BlIck
Verräterische Wärme
Thermografie in der Photovoltaik
Die Thermografie hat sich als universelle Methode zum Überprüfen von
PV-Anlagen etabliert. Hochauflösende
Kameras können selbst geringe Temperaturunterschiede sichtbar machen.
Ein Fachmann kann anhand des Wärmebildes Fehler nicht nur genau lokalisieren, sondern meist auch die Ursache
benennen.
Das Prüfen von Solarzellen via Infrarotthermografie ist seit mehr
als einem Jahrzehnt Standard, sowohl in der Fertigung als auch zur
Überprüfung installierter Anlagen. Ein geschulter Anwender kann
bereits vor Ort Fehler erkennen und analysieren.
E
Quelle: ebs ATuS GmbH
ine IR-Thermokamera ist im Grunde ein »IR«-Videoaufnahmegerät,
welches jedes Einzelbild oder gespeicherte Sequenz – radiometrisch
betrachtet – in einer verschobenen
Wellenlänge thermisch skaliert und für
die Temperaturbewertung bereithält.
Die radiometrischen Rohdaten lassen
sich einschließlich der Temperaturdaten
an geänderte Strahlungsverhältnisse
und atmosphärische Einwirkungen, auch
im Nachhinein, anpassen.
Vertrauen ist gut, kontrolle ist
besser
Für die einwandfreie Funktion einer
PV-Anlage müssen Feuchte-Wärme-Prüfung (Damp Heat), Temperaturwechselprüfung (Thermal Cycling), FeuchteFrost-Prüfung (Humidity Freeze), UVPrüfung (UV Exposure), Isolationsprüfung (Insulation), Kriechstromprüfung
unter Benässung (Wet Leackage Current) und mechanische Belastungsprüfung (Mechanical Load) vorangegangen sein; in der Regel geschieht dies
bereits beim Hersteller.
Im verbauten Zustand, während und
nach der Montage, kann die Defektsuche nach Anomalien beginnen. Thermografische Abbildungen von Photovoltaikzellen offenbaren schnell und
zielgerichtet fehlerhafte Module, Shunteffekte (Auffälligkeiten durch Verunreinigungen), Asymmetrien, Kurzschlüsse,
58
Bild 1: Thermografieaufnahmen einer vertikal verbauten PV-Anlage mit
inhomogener Auslastung
fehlerhafte Kontaktierung und Kriechstromeffekte. Isolationsfehler, Kontaktüberhitzung und Diffusionsschäden lassen sich mittels der Wärmebildtechnik
lokalisieren, Stringfehler und Auslastungsdifferenzen dagegen unter Last.
Die Empfindlichkeit und thermische
Auflösung von Thermografiekameras
wird durch die Detektorempfindlichkeit bzw. dem Signal-Rausch-Verhältnis
(die kleinste zu messende Temperaturdifferenz, sprich NETD) begrenzt. Das
NETD für Thermokameras mit moderner ungekühlter Mikrobolometertechnik liegt zwischen ca. 200 mK bis zu
Spitzenwerten von 20 mK. Wärmebildkameras mit niedrigem NETD und
hoher geometrischer Auflösung können selbst die oben genannten Shunteffekte bzw. Nebenschlusswiderstände
sichtbar machen, die aufgrund der
thermischen Diffusion (d. h. der Ausbreitung von thermischer Energie im
Laufe der Zeit) sowie der schwachen
Wärmestrahlung des Mangels nur
schwierig einzugrenzen sind.
Mit Tageslichtfotografie und Videotechnik kann man die beschriebenen
Fehler nicht detektieren, geschweige
denn analysieren. Die Fotografie gibt
jedoch brauchbare Informationen über
die Größe und Örtlichkeit von Fehlern.
Deshalb ist heute eine leistungsfähige
Infrarotwärmebildkamera mit beiden
Alternativen ausgestattet. Gute Systeme können sogar Infrarotthermobilder und Fotografie mischen, meist
noch mit der Möglichkeit, die Transparenz in Prozent bestimmen zu können
(Bild 1).
Methoden zur Prüfung
Eine Variation in der konventionellen
Thermografie, den thermischen Übergang kontrastreicher darzustellen und
etwaige Anomalien temperaturseitig
abzugrenzen, ist eine Wärmelampe in
Verbindung mit der Wärmebildkamera.
Mit so einem zusätzlichen Wärmeeintrag
kann unter Umständen die thermische
Abgrenzung von Cracks oder Verunreipv-praxis.de 3/2011
Quelle: ebs ATuS GmbH
Management
Bild 2: Mögliche Fehlermuster an einer PV-Anlage
in der Sichtweise einer IR-Wärmebildkamera. Das
Bild entstand unter Last bei sommerlichen Normalbedingungen und atmosphärischen Standardkonditionen
nigungen etc. durch die unterschiedliche und unterbrochene Wärmeleitfähigkeit sichtbar gemacht
werden.
Eine weitere, jedoch komplexere Stufe in der
quantitativen Wärmebildtechnik sind die Lock-inThermografie-Systeme. Ziel ist die Minimierung von
thermischer Diffusion, durch die Verwendung gepulster oder sinusförmiger modulierter Laser- bzw.
Mikrowellen-basierender Anregungsquellen. Alternativ arbeitet diese Aktivthermografie auch mit
Xenon- oder Halogenblitzlampe. Lock-in-Thermografie (LIT) ist in der portablen Nachprüfung keine
kommerzielle Lösung und unflexibel. Im gleichen
Maße verhält sich dies leider auch mit dem Ansteigen der Interpretationsmöglichkeiten.
Störungen auf den Grund gegangen
Die Ursachen von Störungen sind vielfältig und meist
nicht mit bloßem Auge zu erkennen. Im Wärmebild
sind sie jedoch leicht auszumachen und zu analysieren (Bild 2).
Ein Problem sind Leistungsdifferenzen an Strings
mit identischer Generatorenanzahl. Die unverschattete Beaufschlagung einzelner Strings sollte bei symmetrischer Auslastung wenig Auffälligkeiten zeigen,
weder in der Energieausbeute noch was thermische
Anomalien betrifft. Kontaktierungs- und Anschlussfehler einzelner Module sind ein häufiges Fehlerbild,
welches mittels Infrarotthermografie schnell festgestellt werden kann.
MehR INFoS
• Wärmebilder: www.nec-avio.com/de
Noch Fragen?
Sigurd Schobert
Telefon: (0 89) 1 26 07 - 2 44
[email protected]
pv-praxis.de 3/2011
59
Management
Auch Leistungsverluste über die
Betriebszeit schmälern die Rendite
einer Anlage. Die Degradation von
Modulen in Form des schwindenden
Wirkungsgrades im Laufe der Lebensdauer ist ein normales Phänomen und
wird nach Art der Generatoren von den
Herstellern unterschiedlich lang garantiert. Unterschiede zu unverbrauchten
Neumodulen und verunreinigten Generatoren werden mit Wärmebildtechnik sichtbar.
Eine weitere Fehlerquelle sind Brüche, meist am Schutzglas von Modulen.
Ursachen können Unwetter oder Vandalismus sein; sie können aber auch durch
Montagefehler entstehen. Verspannen
sich die Generatoren der Photovoltaikanlage durch unzureichend bemessene
Dehnungsräume oder Fixierungsfehler,
kann es zum Bruch kommen. Auch Rahmen oder Unterkonstruktion von Generatoren sollten sich unter thermischem
Einfluss dehnen können. Kommt es
durch einen Bruch zum Eintritt von
Feuchtigkeit, zu Kurzschluss oder sonstigem Versagen einzelner Zellen, ist dies
in einer thermografischen Aufnahme zu
erkennen.
Überhitzte Stellen auf einem Modul
werden oft als sogenannte Hotspots
sichtbar. Bypässe verringern diese
Effekte zwar, heben sie jedoch nicht
gänzlich auf. Hotspots können derart
überhitzen, dass etwaige Schädigungen als Materialverfärbung mit bloßem
Auge sichtbar werden können.
schlussbetrachtung
All diese Fehler zeigen sich zunächst
in Form von Temperaturunterschieden,
die im thermografischen Bild sichtbar
werden. Mit dem nötigen Fachwissen
lassen sich diese wie Spuren lesen. So
kann der Fachmann oft sogar die Fehlerursache benennen (Tabelle).
Bernd Schindel (CEO) Sachverständigengutachter Bau- & Elektrothermografie (Stufe II),
TÜV-geprüfter Photovoltaikspezialist
FEhlErdIAgnosEn An PV-ModulEn
Fehlercharakteristik
PV-Modul
Erscheinungsbild
Auswirkungen
Fehlerursache
Maßnahmen
PV-Modul(e) generell
thermisch auffällig,
Übertemperatur auf der
gesamten Fläche
Nachweisbare Leistungsverluste, Reduktion der
Leerlaufspannung
PV-Modul(e) nicht
angeschlossen
PV-Modul(e) meist
in Ordnung
PV-Modul(e) mit spalten- Nachweisbare Leistungsbzw. zeilenweiser Über- verluste, Reduktion der
temperatur innerhalb
Leerlaufspannung
eines Strings, oftmals
begleitet mit etwaigen
Brandstellen
(braune Schmorflecken)
Zellenstrang kurzgeschlossen,
schadhafte Bypassdiode
PV-Modul(e) erneuen,
Kulanz je nach
Vertragslage
Übertemperatur an
einzelnen Zellen des
PV-Moduls
Nachweisbare Leistungsverluste, max. Reduktion
der Leerlaufspannung
Zellenstrang kurzgeschlossen,
schadhafte Bypassdiode,
Verdrahtungsfehler
PV-Modul(e) erneuen,
Kulanz je nach
Vertragslage
Übertemperatur an
einzelner Zelle des
PV-Moduls
unmerklicher Leistungsverluste, min. Reduktion
der Leerlaufspannung
Beschädigte Zelle,
Abschattungseffekt
Sichtprüfung unter
Einhaltung der Sicherheitshinweise
Übertemperatur an
einem Zellsegment
eines PV-Moduls
Merkliche Leistungsverluste, max. Reduktion
Kurzschlussstrom und
Füllfaktor
Bruch einer Zelle in einem PV-Modul(e) erneuen,
PV-Modul durch mechaKulanz je nach
nische Beanspruchung
Vertragslage
Partielle Erwärmung
(Spot)
Etwaige Leistungsverluste
Abschattung durch
Verschmutzung,
Beschädigung einer Zelle
Sichtprüfung unter
Einhaltung der Sicherheitshinweise
Erwärmter
Anschlussbereich
Nachweisbare Leistungsverluste, Widerstandsänderung
Schadhafte Steckverbindung bzw. Kontaktfehler
Kontakt durch korrekte
Verbindung erneut
herstellen
(als Füllfaktor bezeichnet
man den Quotienten aus der
maximalen Leistung einer
Solarzelle am MaximumPower-Point und dem Produkt
aus Leerlaufspannung und
Kurzschlussstrom)
Interpretation der Wärmebilder und Vorschläge zu Maßnahmen der Fehlerbehebung
60
pv-praxis.de 3/2011
Management
Auf einen BLick
kontrollierte Sonnenernte
Mit Monitoring Ertragsverluste verhindern
Solaranlagen speisen ihren Strom unbemerkt in das öffentliche Netz ein.
Ohne Anlagenmonitoring ist die einzige Kontrolle der Stromzähler. Leistungsabfälle oder komplette Anlagenausfälle werden aber kaum oder
gar nicht bemerkt. Mit einer Anlagenüberwachung lässt sich dies verhindern.
um maximale erträge für eine PV-Anlage dauerhaft zu sichern, führt
kein Weg an einer Anlagenüberwachung vorbei. Dem kunden stehen
dabei unterschiedliche Methoden und Modelle zur Verfügung.
A
nfangs liest der Betreiber einer
Solaranlage mit großer Begeisterung fast täglich seinen
Stromzähler ab. Diese »Kontrolle« wird
jedoch im Laufe der Zeit immer weniger oder ist gar nicht mehr möglich,
wenn er kurz- oder längerfristig nicht
zu Hause ist. Informationen über mögliche Ausfälle und detaillierte Angaben
zur Produktion der Anlage finden nicht
statt. Bekannt ist häufig nach Installation der PV-Anlage lediglich ein erwarteter Durchschnittswert der Produktion, aus dem sich die zu erwartende
Rendite berechnet. Nur mit einem
Stromzähler ohne Anlagenmonitoring
lässt sich schwer der Unterschied zwischen dem tatsächlichen und dem potenziellen Ertrag feststellen.
Hat die Anlage einige Jahre Laufzeit
hinter sich, wird ein möglicher Fehler
erst spät, manchmal sogar erst bei der
EVU-Abrechnung nach Monaten aufgedeckt. In diesem Fall entstehen
schnell höhere Verluste für den Kunden. Die Gründe für Ausfälle sind vielfältig: Marderbiss an Kabeln, Korrosionsschäden an Steckverbindungen,
Ausfälle einzelner Module oder Probleme beim Wechselrichter sind keine
ungewöhnlichen Ursachen.
Moderne Anlageüberwachung durch
sogenanntes Monitoring erkennt mittels detaillierter Analyse der Ertragsdaten Probleme schnell und warnt den
Betreiber umgehend per SMS oder EMail. Das Monitoringsystem vergleicht
Erträge zwischen Wechselrichtern oder
einzelnen Strings. Mit separaten Einstrahlsensoren lassen sich ebenso Abweichungen zwischen dem potenziellen
und dem tatsächlichen Ertrag ermitteln.
Außerdem erhält das Monitoringsystem
umfangreiche Informationen von den
Wechselrichtern selbst, die von Statusbis hin zu Fehlermeldungen reichen
(Bild 1).
eine Anschaffung, die sich lohnt
Der Einsatz eines modernen Monitoringsystems amortisiert sich schnell.
Bereits bei mehrtägigen Ausfällen oder
einer unentdeckten Leistungsreduzierung sind die Ertragsverluste über 20
Jahre bei weitem höher als die Kosten
Bild 1: Tagesansicht einer PV-Anlage mit mehreren Wechselrichtern, Leistungsabfälle durch Wolkenverschattung
62
eines Monitoringsystems. Auch bei
älteren Anlagen rechnet sich noch eine
Nachrüstung. Denn durch die höhere
Vergütung ist eine Überwachung schon
bei einem Ausfall von kürzeren Zeiträumen refinanziert.
Es lohnt sich an dieser Stelle noch
einen Schritt weiterzugehen und das
Anlagenüberwachungssystem zur gezielten Verbrauchssteuerung einzusetzen. Einige wenige Monitoringanbieter
haben hierzu ihre Systeme, wie beispielsweise der Solar-Log aus dem
Hause Solare Datensysteme GmbH, mit
einem Tool zur automatischen Steuerung der Endgeräte ausgestattet. Dazu
ergänzt man das System mit einem
digitalen Stromzähler, der den Stromverbrauch an das Kernelement des PVMonitorings dem Datenlogger (Bild 2)
übermittelt.
Mit den gewonnen Daten aus
Stromproduktion und -verbrauch wird
das Ein- und Abschalten von diversen
Verbrauchsgeräten, wie etwa Warmwasseraufbereiter und Klimageräte,
punktgenau gesteuert. Die EEG-Förderleistungen berücksichtigen die Eigenstromnutzung zusätzlich. Mit der gezielten Verbrauchersteuerung werden
die Förderungen maximal ausgeschöpft
und der externe Strombezug auf ein
Minimum reduziert.
Grundsätzlich unterscheidet man
bei Monitoringsystemen herstellerspezifische Geräte, die nur mit einem
bestimmten Wechselrichter zusammenarbeiten, und wechselrichterunabhängige Typen. Ein wechselrichterunabhängiges System ist z.B. Solar-Log von
der »Solare Datensysteme GmbH« aus
Geislingen bei Balingen. Ein herstellerunabhängiger Datenlogger hat den
großen Vorteil, dass ein Fachhandwerker den Umgang mit nur einem System
erlernen muss. Zudem lassen mit einem
Logger Anlagen mit unterschiedlichen
Wechselrichtern überwachen.
Die Anbindung an die Wechselrichter erfolgt über eine Datenschnittstelle,
in der Regel ein RS485-Bus. Manche
pv-praxis.de 3/2011
Management
Gezielte Überwachung im
Webportal
Nur wenige Datenlogger können Anlagen komplett lokal überwachen. Die
meisten gehen ausschließlich den Weg
über ein Internetportal. Der Solar-Log
besitzt beide Möglichkeiten. Lokal lassen sich Erträge grafisch über ein integriertes Webinterface vom lokalen PC
aus darstellen und beim Solar-Log 1000
sogar über ein einen grafischen Touchscreen (Bild 2).
Aber auch ein Internetportal steht
zur Verfügung. Eine internetbasierte
Auswertung lässt sich von jedem Ort
aus problemlos aufrufen. Besonders
attraktiv ist dies bei Anlagen in weiter
entfernten Mietshäusern. Ein weiterer
Vorteil: Der Anlageüberwacher hat die
Möglichkeit, seine Daten mit anderen
Anlagen im Portal zu vergleichen.
Ein Installateur kann mit einem
Webportal seinen Kunden eine FullService-Wartung gegen eine Jahresgebühr anbieten. Fehlermeldungen der
Anlage lassen sich zentral auf seinem
Portal erfassen und täglich auswerten,
während der Anlagenbetreiber weiterhin seine Erträge im Web verfolgen
kann. Der Kunde muss nicht Fehler
erkennen und den Fachmann rufen,
sondern der Fachhandwerker informiert seinen Kunden über den Ausfall.
pv-praxis.de 3/2011
RS 485
Einstrahlsensor
RS 485 Bus
Wechselrichter benötigen auch einen
CAN-Bus, RS422 oder Ethernet. Ein
wechselrichterunabhängiger Datenlogger besitzt häufig mehrere dieser
Schnittstellen.
Kernelement eines Monitoringsystems ist der Datenlogger (Bild 2, links).
Es gibt herstellerspezifische Geräte, die
nur mit einem bestimmten Wechselrichter zusammenarbeiten und wechselrichterunabhängige Typen. Ein wechselrichterunabhängiges System ist beispielsweise Solar-Log™ von der »Solare
Datensysteme GmbH« aus Geislingen
bei Balingen. Ein solcher herstellerunabhängiger Datenlogger hat den großen Vorteil, dass ein Installateur den
Umgang mit nur einem System erlernen
muss. Außerdem lassen sich so mit
einem Logger Anlagen mit unterschiedlichen Wechselrichtern überwachen.
Die Anbindung an die Wechselrichter
erfolgt über eine Datenschnittstelle, in
der Regel ein RS485-Bus. Manche Wechselrichter benötigen auch einen CANBus, RS422 oder Ethernet. Ein wechselrichterunabhängiger Datenlogger besitzt
häufig mehrere dieser Schnittstellen.
Wechselrichter
Wechselrichter
Netzwerk / Internet
Visualisierung
Datenlogger
Solar-Log™
Netzwerkanschluss
Bild 2: Anbindung des Datenloggers über WLAn
Das Anlagenlogbuch, in das er für einen
späteren Report alle Aktivitäten bei
einer Anlage dokumentiert, unterstützt
ihn dabei, den Überblick zu behalten.
Die installation des Datenloggers
Auch Mitarbeiter ohne tiefere ITKenntnisse können den Solar-Log installieren. Mit der Funktion »Easy Installation« erfolgt zunächst die Verkabelung
(RS485-Bus) vom Wechselrichter zum
Datenlogger, danach die Anbindung an
das Haus-IT-Netzwerk, in den meisten
Fällen über einen vorhandenen Router.
Alternativ kann auch eine Anbindung
an das Internet über Mobilfunk erfolgen, was häufig bei Mietshäusern oder
Freiflächenanlagen geschieht. Beim
Anschluss an einen Router erhält der
Solar-Log über DHCP automatisch eine
IP-Adresse. WLAN stellt eine Alternative zur Verkabelung (Bild 2) dar.
mehr infos
Links
www.solar-log.com.de
Sind diese Basisschritte durchgeführt, läuft die weitere Konfiguration
fast automatisch. Es werden alle vorhandenen Wechselrichter von selbst
gesucht und registriert. Anschließend
baut das Gerät eine Verbindung ins
Internet auf und führt eine anonyme
Vorregistrierung im Webportal durch.
Eine LED zeigt beide Schritte als erfolgreich abgeschlossen an. Die weitere
Konfiguration und Personalisierung
erfolgt aus der Ferne.
fazit
Eine PV-Anlage ist eine Finanzinvestition, die reibungslos funktionieren soll.
Eine manuelle Überwachung deckt häufig nur einen Teil der Fehler auf und ist
sehr zeitintensiv. Ein modernes Anlagenmonitoring verursacht nur geringe
Mehrkosten. Für den Fachhandwerker
ist ein solches Monitoringsystem zusammen mit einem Webportal eine zusätzliche Einnahmequelle, wenn er seinen
Kunden Full-Service-Wartungsverträge
anbietet.
Dipl.-Wirtsch.-Ing. Jochen Laun,
Solar-Log, Geislingen-Binsdorf
63
Marketing • Panorama
L E D - T E c h n I K • • • P V- V E r S I c h E r u n g • • • PA rT n E r P r o g r A M M • • • M A r K E T I n g
EnErGiEEFFiziEnz
Quelle: Rusol
LED-Technik und Photovoltaik in Kombination
Der effiziente Energieverbrauch von LED-Beleuchtungen lässt sich mit der umweltfreundlichen
Energiegewinnung durch Photovoltaik perfekt
ergänzen. Der Ansatz, beide Systeme zu kombinieren weckt im Markt großes Interesse.
Das Motto »Energieeffizienz« nutzt Rusol für ganzheitliche Energiekonzepte –
angefangen bei der Energieerzeugung, über den effizienten Verbrauch, die Energiespeicherung bis hin zur
Energieüberwachung. »Umweltbewusstsein hört für
gewöhnlich nicht bei der Gewinnung von Energie auf«,
erläutert Daniel Pfitzenmeier,
Business Development Manager bei Rusol, die Firmenphilosophie. »Beispielsweise ist
es von der traditionellen
Tätigkeit im PV-Bereich nur
ein kleiner Schritt zu effizienten LED-Lichtlösungen.«
Schnittstellen zwischen PV
und LED gibt es gleich mehrere: Beide Bereiche sind
umweltfreundlich und liefern höchstes Wachstumspotenzial. Während die PV
eine der hochwertigsten Energieformen darstellt, punktet
die LED-Technologie mit extrem effektivem Energieverbrauch bei hoher Lebensdauer. Zu den LED-Lösungen
zählen u.a. LED-Glühbirnen.
Hinzu kommen Produkte für
das LED-Segment »Ambiente
Lighting«.
Sowohl bei LED als auch
bei Photovoltaik handelt es
sich um innovative und technisch komplexe Bereiche.
Das erfordert Fachwissen von
den Ansprechpartnern. »Die
Aufgabenstellung ist bei jedem Projekt eine andere
und muss individuell be-
Die Kombination von LED-Technik und Photovoltaik
eröffnet neue Angebot zu mehr Energieeffizienz
trachtet und geplant werden«, so Pfitzenmeier. Deshalb stehen in seinem Unternehmen Solar- und Lichtexperten mit technischem
Know-how, Produktkenntnissen und langjähriger Erfahrung bereit.
Bei Photovoltaik-Projekten begleiten sie Kunden
individuell bei der Umsetzung – von der Planung,
über Dimensionierung und
Auslegung bis hin zur Unterstützung bei Verordnungen
und der Bauüberwachung.
Bei LED-Lichtlösungen liefern Lichtplaner und Architekten diese Unterstützung .
Individuell geschnürten
Komplettpakete sparen gepaart mit technischer und
kommerzieller Beratung wertvolle Zeit beim Handwerker.
Dank eigener Lagerhaltung
kann der Distributor seine
Kunden kurzfristig bedarfsorientiert beliefern und übernimmt zugleich die komplette Vorfinanzierung des
benötigten Lagers.
Rusol setzt auf offizielle
Distributionsverträge mit führenden Herstellern der Solarund LED-Branche. Dabei werden ausschließlich zertifizierte
Produkte vertrieben.
www.rusol.com
Partnerprogramm fördert Handwerk
Vermittlung von Solarversicherungen
Das Partnerprogramm von
green factory unterstützt
Fachhandwerksbetriebe, die
sich auf die Installation von
Photovoltaikanalagen spezialisiert haben. Die Teilnahme
am Partnerprogramm, welches sich nach quantitativen
und qualitativen Kriterien in
zwei verschiedene Stufen
der Mitgliedschaft gliedert,
ist kostenlos.
Anstoß zur Einführung eines solchen Programms ist
der regelmäßiger Austausch
mit den Kunden: der Basis
für eine kontinuierliche Weiterentwicklung von Produkten und Service. »Unsere Firmenphilosophie legt großen
Wert auf eine nachhaltige
und langfristige Beziehung
Für den Schutz von PV-Anlagen bietet alfasolar seinen
Kunden den Abschluss einer
Photovoltaikversicherung.
Mit der Photovoltaikversicherung24 (Tarif: Exklusive)
wurde hierfür eine Kooperation eingegangen. Der Vertragsabschluss erfolgt dabei
direkt mit dem Versicherer.
Gegenüber einer Erweiterung der Gebäudehaftpflicht
bietet die Photovoltaikversicherung24 bei gleichen
Kosten eine umfangreichere
Leistung.
Neben einem AllgefahrenSchutz umfasst letztere auch
Schäden in Folge von Diebstahl, Überspannung, Kurzschluss, Feuer, Sturm, Hagel und Überschwemmung.
64
mit unseren Geschäftspartnern«, so Marc Gergeni, Geschäftsführer der green factory GmbH.
Unterstützung in Vertriebs- und Marketingaktivitäten durch Dienstleistungen,
Werkzeuge und Vorteilen tragen zur Steigerung der Produktivität der Partnerunternehmen bei.
Eine Leistung ist die Listung der Partner als Ansprechpartner und Bezugsquelle für Photovoltaikanlagen für Endverbraucher auf
der green factory Homepage. Hier bietet sich den
Partnern die zusätzliche Möglichkeit einer Neukundenakquise.
www.green-factory.eu
Auch Konstruktions-, Material- und Ausführungsfehler
sowie Schäden durch Sabotage, Vandalismus und Fahrlässigkeit sowie Fehlersuchkosten sind versichert.
Darüber hinaus bietet
die Photovoltaikversicherung
24 eine vergleichsweise hohe Ausfallentschädigung im
Falle des Eintretens eines versicherten Schadens. Für den
Fachhandwerker besteht darüber hinaus die Möglichkeit, eine Montageversicherung abzuschließen.
Der Modulhersteller aus
Hannover setzt mit dem
Angebot einer PV-Versicherung neue Akzente bei seinen Kunden.
www.alfasolar.de
pv-praxis.de 3/2011
Marketing
Auf eInen BlIck
Mit dem Angebot einer passenden
Finanzierung für Photovoltaikanlagen können Elektrohandwerker ihr
Geschäft mit den Solaranlagen ausbauen. Durch die Partnerschaft mit
erfahrenen Dienstleistern lassen
zusätzliche Umsatzpotenziale in der
Photovoltaik erschließen. Ein E-Book,
das im Internet bestellt werden kann,
hilft interessierten Elektrohandwerkern bei der Orientierung.
Passgenaue finanzierung
von PV-Anlagen
Photovoltaikanlagen werden rentabel geplant, wenn alle Beteiligten
umfassend über förderungsmöglichkeiten informiert sind. elektrofachbetriebe können ihr Wissen über finanzierung von PV-Anlagen
als erweiterten kundenservice anbieten.
S
olarenergie stellt für Privatkunden einen aktiven Beitrag zum
Umweltschutz und zur künftigen
Energieversorgung dar. Zudem ermöglicht eine Photovoltaikanlage
Unabhängigkeit von steigenden
Stromkosten und ist überdies eine
rentable Kapitalanlage. Eine adäquate Finanzierung legt den
Grundstein für eine hohe Rendite.
Deshalb ist bei Kunden ein Informationsbedarf festzustellen, den
elektrotechnische Handwerksbetriebe wahrnehmen sollten. Sinnvoll ist
ein erweitertes Serviceangebot zu den
Themen Finanzierung und öffentliche
Fördermaßnahmen. Fehlt es an Fachwissen, können Elektrofachbetriebe
auch mit Finanzierungsexperten wie
der Ever Energy Group zusammenarbeiten.
Mit kundenorientierten Leistungen,
von der Beratung bis zur Ausführung,
profilieren sich Elektrohandwerksbetriebe als kompetenter Anbieter.
förder- und kreditmittel
erhöhen rendite
Wer einen zinsgünstigen Kredit beansprucht, kann in eine leistungsstärkere
PV-Anlage mit höherer Rendite investieren. Daher empfehlen Finanzierungsexperten im neu erschienenen
E-Book »Solarunternehmer« die Nutzung von Kredit- und Fördermitteln.
Die Europäische Union, der Bund, die
Bundesländer, die Kommunen, die Banken und die Energieversorger bieten
etwa 900 Programme, die u. a. Solarinvestitionen fördern.
Die Beratungspraxis lehrt, dass darüber nur wenige Privatkunden umfassend informiert sind. Häufig planen sie
ausschließlich mit Eigenkapital. In der
Folge lassen sie unrentable PV-Anlagen
mit regelmäßigen Einnahmeverlusten
installieren. Denn die Stromerträge
entscheiden über die Höhe der Rendite.
Auf solche folgenschweren Entscheipv-praxis.de 3/2011
senken. Wer auf die Kleingewerberegelung verzichtet, kann diese Geldmittel direkt in die Rückzahlung des Kredites investieren. Damit verkürzt der
Anlagenbesitzer die Laufzeit, senkt
Zinsen und kann gegebenenfalls
notwendige Bauvorhaben umsetzen.
Bauvorhaben als sinnvolle
Projekterweiterung
Quelle: IBC Solar
dungen können Elektrofachbetriebe
im Beratungsgespräch Einfluss nehmen, indem sie andere Finanzierungswege erläutern.
Denkbar ist beispielsweise ein zinsgünstiger Solarkredit, für den die Bank
die Einspeisevergütung als Sicherheit
verlangt. Bei der Kreditzusage wird
dabei vorausgesetzt, dass die Photovoltaik-Anlage ausreichend Strom produziert, um die monatlichen Kreditraten
zu tilgen.
Im Allgemeinen erreichen finanzierte Anlagen eine Rendite, die höher
ausfällt als die jeweiligen Kreditzinsen.
Nach Expertenmeinung gibt es kaum
eine andere Geldanlage, die eine vergleichbar sichere Rendite bietet.
Eine aktuelle Studie des Instituts
Wohnen und Umwelt (IWU) bestätigt,
dass Handwerksbetriebe künftig vom
steigenden Bedarf an Gebäudesanierung und Flächennutzung zur Energieerzeugung profitieren. Diese Bauvorhaben können zeitgleich mit der
Installation einer Photovoltaikanlage
umgesetzt werden. Dafür stehen günstige Energiedarlehen zur Verfügung.
Anspruch besteht, wenn es sich um eine
notwendige Baumaßnahme handelt.
fazit
Elektrofachbetriebe können sich mit
einem Komplettangebot – von Beratung bis Kundenservice – als kompetenter PV-Anbieter etablieren, rentable
Photovoltaikanlagen planen und letztlich die Kundenzufriedenheit erhöhen.
Dominik Modrach,
Ever Energy Group Berlin
Investitionskosten für eine
PV-Anlage verringern
Im Rahmen einer Finanzierungsberatung können Elektrofachbetriebe ihren
Kunden weiteres Sparpotential aufzeigen. Privatpersonen, die in eine Photovoltaikanlage investieren, werden
durch den Stromverkauf zum Gewerbetreibenden. Deshalb können sie die
Kosten für eine Photovoltaikanlage
mittels Mehrwertsteuerrückerstattung
Mehr Infos
Das E-Book »Solarunternehmer« informiert umfassend über Finanzen,
Steuern und Konzepte von PV-Anlagen. Das Buch ist unter
www.solarunternehmer.de
erhältlich.
65
Marketing
Auf einen Blick
Versicherung von
Photovoltaik-Anlagen
Die investition in eine photovoltaische Anlage ist eine Geldanlage
für die Zukunft, denn durch die einspeisung von Strom amortisiert
sich die Anlage über eine jahrelange laufzeit. ein investment, das
Besitzer abgesichert sehen wollen. Versicherungen können dabei
helfen, Verluste zu minimieren. Doch welche Versicherungen gibt es,
welche sind sinnvoll und was können Betreiber und Handwerker
von Solarstrom-Anlagen noch tun, um Risiken auszuschließen?
D
ie Versicherungsbranche hat die
Solarstromanlagen als Markt
entdeckt. Laut dem Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft wurden 2008 rund 4 200 PV-Anlagen mit einer Schadenssumme von
rund 14 Mio.€ reguliert. Hinzu kommt
die Nachfrage an neu installierten Anlagen. So sind allein 2010 nach Schätzungen des Bundesverbands Solarwirtschaft circa 230 000 neue Solarstromanlagen ans Netz gegangen.
unterschiedliche Versicherungsgründe und Policen
Hochwertige komponenten
erleichtern das Versichern
Wenn die Komponenten einer PVAnlage fachgerecht installiert sind und
entsprechende Schutzmaßnahmen getroffen sind, reduzieren sich die Risiken
beim Betrieb. Dazu gehört auch die
Verwendung von qualitativ hochwertigen Produkten mit garantierter
Lebensdauer. »Die Langlebigkeit der
Komponenten sollte für alle Menschen,
die sich mit dem Gedanken tragen eine
Photovoltaikanlage zu erwerben, eine
wichtige Rolle spielen. Denn erst die
lange Laufzeit garantiert den Rückfluss
der Investitionskosten und potentielle
Gewinne danach«, mahnt Uwe Fliedner, verantwortlich für die Modulentwicklung bei Schott Solar.
Die Qualität der verwendeten Komponenten stellt bei den Versicherungen
Quelle:
Grundsätzlich muss unterschieden werden, ob man eine Solarstromanlage als
Betreiber versichern möchte oder ob
man für die Installation der Solarmodule und weiterer Komponenten einer
PV-Anlage Vorsorge treffen will. Für
beide Arten der Versicherung gibt es
Policen mit verschiedenen Deckungsrahmen. Darüber hinaus ist relevant, ob
Schäden an der Anlage selbst, oder
Schäden, die durch die Anlage verursacht werden, abgesichert sind.
Die übergeordneten Arten der Policen gliedern sich nochmals in verschiedene Untergruppen. Die wichtigsten Arten der Versicherung von Solarstromanlagen sind dabei die Betriebsunterbrechungsversicherung, die Montageversicherung und die Betreiberhaftpflichtversicherung. Der Begriff der
Photovoltaikversicherung umfasst oftmals mehrere dieser Versicherungsarten in einer Police. Die einzelnen Leistungen und Prämien variieren von
Anbieter zu Anbieter, weshalb man die
Policen genau prüfen sollte. Am besten
lässt man sich vorab von einem Versicherungsfachmann beraten.
Für Photovoltaik-Anlagen gibt es ein
breites Spektrum an Versicherungen.
Lieferung und Installation sind ebenso
abzusichern wie der Betrieb und die
Wartung von Solarstromanlagen. Planer, Installateure und Betreiber finden
das für ihre spezifischen Bedarf passende Angebot, wenn sie professionelle und seriöse Angebote nutzen.
Fazit: Keine PV-Anlage kommt ohne
Versicherung aus.
66
pv-praxis.de 3/2011
ein wichtiges Kriterium dar. Zwar gibt
es meist keine Vorgaben, welche Komponenten-Hersteller sinnvoller sind und
welche nicht. Aber bei Komponenten,
bei denen die Hersteller von sich aus
lange Garantien geben, geht das Versichern der Anlage meist zügiger und
einfacher vonstatten.
Policen für laufende Anlagen
Die wohl wichtigste Versicherung für
Besitzer einer Photovoltaikanlage ist
die Haftpflichtversicherung. Für gewöhnlich ist jeder Betreiber einer netzgekoppelten Photovoltaikanlage ein
Gewerbetreibender, weshalb die private Haftpflicht oder die Haus- und
Grundbesitzerhaftpflicht nicht greifen,
da gewerbliche Tätigkeiten vom Versicherungsschutz ausgeschlossen sind.
Aus diesem Grund sollte jeder, der auf
einem eigenem oder fremden Grundstück eine netzgekoppelte Photovoltaikanlage betreibt und damit entgeltlich Strom erzeugt, eine solche
Versicherung besitzen. Die BetreiberHaftpflichtversicherung schützt den
Betreiber vor den Haftungsansprüchen
Dritter bei durch die Anlage verursachten Schäden. Manche Anbieter bieten
Deckungserweiterungen der PrivatHaftpflicht an. Man sollte aber genau
prüfen, ob das gewerbliche Einspeisen
von Strom nicht aus der Police herausgenommen ist.
Unvorhersehbare Elementarschäden
sind der Hauptgrund für die Allgefahrenversicherung. Schäden können
durch natürliche Einflüsse wie Sturm
oder Hagel entstehen, aber auch durch
Diebstahl oder fehlerhafte Installation.
In der Regel basieren die Photovoltaikversicherungen auf der Allgefahrendeckung. In dieser Deckungsart sind
alle Schadensfälle integriert, solange
sie nicht explizit ausgeschlossen werden. In der Regel sind dies Ausschlüsse
wie Schäden durch Vorsatz, Krieg,
betriebsbedingte Alterung oder Verstrahlung.
Sollte die Anlage tatsächlich einmal
ausfallen, springt die Ausfallversicherung ein. Diese kommt zum Tragen,
wenn ein versicherter Sachschaden zu
einer kompletten oder teilweisen
Betriebsunterbrechung führt. Sinn und
Zweck dieser Ertragsausfallversicherung ist die Deckung der ausfallenden
Einkünfte durch eine nicht funktionsfähige Anlage. Bei den meisten Versicherungen gibt es eine begrenzte
Haftungszeit, in der eine Betriebsunterpv-praxis.de 3/2011
brechungsversicherung Leistungen auszahlt, normalerweise zwischen drei und
18 Monaten. Beim Ertragsausfall bekommen Betreiber für jeden ausgefallenen Tag der Anlage einen bestimmten Betrag je installiertes Kilowatt. Die
Beträge unterscheiden sich dabei oft
nach Sommer und Winter.
Tipp: Mit der Vereinbarung einer
Selbstbeteiligung und einer verzögerten Deckung, bei der die Versicherung
etwa erst drei Tage nach der Schadensmeldung den Ausfall zu decken
beginnt, kann die Versicherungsprämie
zudem zusätzlich reduziert werden.
Policen für die Inbetriebnahme
Bereits während der Installation einer
Photovoltaikanlage können Vorfälle
auftreten, zum Beispiel durch Diebstahl, Vandalismus oder falsche Montage, die eine plangemäße Fertigstellung der Anlage verhindern. Um
kostspielige Auswirkungen zu vermeiden, ist eine Montageversicherung speziell für die Installation von Photovoltaikanlagen angeraten. Unterschieden
wird zwischen der Einzelversicherung
und der umsatzbezogenen Deckung.
Die Einzelbeantragung kommt dann
zum Einsatz, wenn ein einzelnes Projekt gedeckt werden soll.
Risikoabsicherung macht Sinn
Die Versicherung von PV-Anlagen ist in
den meisten Fällen nicht nur sinnvoll
sondern notwendig. Denn neben
offensichtlichen Faktoren wie der Haltbarkeit und Ertragssicherheit gibt es
auch Betriebsrisiken. Für den Fall des
Falles gibt es dann noch die unterschiedlichen Arten der Photovoltaikversicherung: Die Betreiberhaftpflicht
schützt vor unkalkulierbaren Schadenersatzansprüchen durch Dritte. Diese
Kosten können meist wesentlich höher
sein als der Wert der Anlage selbst.
Sachschäden an der Anlage verhindern
den Ertragsrückfluss aus der Investition.
Eine Allgefahrendeckung und die oftmals korrespondierende Ertragsausfallversicherung sichern diese Gefahr ab.
Zuletzt sollte die Montageversicherung
von Beginn eines Projekts an verfügbar
sein. Besser eine Versicherung haben,
die man nicht braucht, als eine zu brauchen, die man nicht hat.
Alexandra Mainka,
Fink & Fuchs Public Relations AG,
Wiesbaden
Grundlagen
auf einen Blick
vom photoelektrischen
effekt zur solarzelle
Dieser Beitrag beschäftigt sich mit der
Umwandlung von Licht in Strom. Dabei
geht es u.a. um Begriffe wie Valenzelektronen, Dotierung, n- und p-dotiertes-Silizium, p-n-Übergang, Fingerkontakt und Busbars.
in dieser schnelllebigen Zeit mit vielen fortschrittlichen entwicklungen und neuen technologien geraten die ursprünge der Photovoltaik
schnell in vergessenheit. dieser fachbeitrag beschäftigt sich mit der
entwicklung und förderung von solarstromanlagen und widmet sich
den entdeckern und den physikalischen Grundlagen der Photovoltaik.
S
olarzellen bestehen zum größten
Teil aus Silizium. Das in riesigen
Mengen in der Erdkruste vorhandene Silizium kommt in der Natur als
Siliziumdioxid in Form von Quarz,
Quarzsand oder in Mineralien vor.
Das Halbleitermaterial Silizium hat
nur eine geringe Anzahl an Elektronen,
die für den Stromtransport zur Verfügung stehen. Die Ursache dafür liegt im
kristallinen Aufbau der Silizium-Atome.
Silizium hat 14 Elektronen, die auf drei
Bahnen (Elektroschalen) angeordnet
sind. Auf der äußeren Schale (Valenzband) befinden sich vier so genannte
Valenzelektronen (Bild 1). Atome mit
acht Elektronen auf der äußeren Schale
gelten als elektrisch stabil. Dieser
Zustand ergibt sich beim Silizium durch
Atomkern
acht Elektronen
vier Valenzelektronen
Bild 1: aufbau des silizium-atoms
die so genannte Elektronenpaarbindung, wobei die einzelnen Atome im
Kristall mit den Valenzelektronen der
benachbarten Atome fest verbunden
sind. Durch die Zufuhr von Wärme oder
Licht entstehen mechanische Schwingungen im Gitterverbund der Silizium-
Atome, und es entsteht der äußere
photoelektrische Effekt (auch Photoeffekt, Hallwachs-Effekt, lichtelektrischer
Effekt oder Photoemission genannt).
Hierbei lösen sich durch die elektromagnetische Strahlung (Photonen) mit
hinreichend kurzer Wellenlänge (etwa
Licht oder Ultraviolettstrahlung) Elektronen aus dem Siliziumkristall, die sich
dann frei bewegen können (Bild 2). Die
gelösten Elektronen hinterlassen dabei
eine Lücke, eine positive Ladung, die
als »Loch« bezeichnet wird. Da Silizium
gleich viele positive und negative
Ladungsträger in geringer Menge und
somit eine geringe Leitfähigkeit hat,
wird das Silizium zur Leistungssteigerung mit Fremdatomen verunreinigt
(Dotierung). Für diese Dotierung sind
Geschichtliche entwicklunG der Photovoltaik
Als Vater der Photovoltaik gilt der Franzose Alexandre Edmond Becquerel
(1820 ... 1891). Er und sein Vater entdeckten 1839 zufällig den photoelektrischen Effekt, und zwar bei Experimenten
mit zwei in Säure getauchten Metallplatten zur Untersuchung ihrer Stromleitfähigkeit. Der gemessene Strom der aufgebauten elektrolytischen Zelle mit
Platin-Anode und -Kathode war bei Lichteinfall geringfügig größer als im Dunkeln. Damit entdeckte er die Grundlage
der Photovoltaik: Die auf eine
Metalloberfläche auftreffenden Photonen (Lichteinfall) können in elektrische
Energie umgewandelt werden. Zur praktischen Anwendung kam es jedoch erst
Generationen später.
Nach vielen weiteren Versuchsreihen
und Theorien lieferte Albert Einstein 1907
eine theoretische Erklärung des lichtelektrischen Effekts. Sie beruhte auf seiner
Lichtquantenhypothese von 1905, wofür
er 1921 den Nobelpreis für Physik erhielt.
Robert Andrews Millikan (1868 ... 1953)
konnte 1912 ... 1916 die Überlegungen
Einsteins zum Photoeffekt experimentell
68
bestätigen und wurde u.a. dafür 1923 mit
dem Nobelpreis für Physik ausgezeichnet.
Ein weiterer wichtiger Schritt für die
Grundlagen der Halbleitertechnik und
der Photovoltaik war das 1916 von Jan
Czochralski (1885 ... 1953) entdeckte und
nach ihm benannte Kristallziehverfahren.
Es wurde erst in den 40er Jahren weiterentwickelt und kam in den 50er Jahren
mit dem steigenden Bedarf nach Halbleiterbauteilen in größerem Maßstab zur
praktischen Anwendung.
Nach vielen weiteren wissenschaftlichen Untersuchungen und einer immer
weiter voranschreitenden Nutzung von
Silizium in der Halbleitertechnik gelang
es 1953 in den Bell Laboratories in New
Jersey, die ersten Silizium-Zellen mit
einem Wirkungsgrad von 4 ... 6 % herzustellen. Damit war der Grundstein für die
industrielle Fertigung gelegt. Die ersten
Solarzellen wurden 1955 in Telefonverstärkern zur Stromversorgung genutzt.
1958 fanden in der Raumfahrt die
ersten Solarzellen ihren Anwendungsbereich. Die Energieversorgung von Satelliten und Raumsonden durch Solarzellen
anstatt mit Batterien, erwies sich als sehr
zuverlässig und erfolgversprechend. Die
Raumfahrtindustrie leistete erhebliche
Forschungsarbeit mit dem Ziel, die hohen
Produktionskosten zu senken und die
Wirkungsgrade der Zellen zu steigern.
Durch Solarzellen war es möglich, in der
Raumfahrt länger anhaltende Missionen
zu planen.
Die Nutzung der Solarstromerzeugung
auf der Erde hingegen lief schleppend
an. Die hohen Kosten der Solarzellen ließen keine wirtschaftliche Stromproduktion zu. Auch während der Ölkrise 1973
konnte sich die Photovoltaik nicht durchsetzen, man entschied sich für die Atomenergie. Die einzige Ausnahme bildeten
zu dieser Zeit Inselanlagen in Gebieten,
wo es keine Energieverbundnetze gab.
Die Australische Regierung entschied
sich beispielsweise 1973 dafür, das Telekommunikationsnetz im Outback mit
batteriegestützten Solarstromanlagen zu
betreiben. In den 80er Jahren erschloss
man weitere Anwendungsbereiche, z. B.
die Versorgung von unbemannten Ölbohrinseln oder Seezeichen.
pv-praxis.de 3/2011
Grundlagen
kurzwelliges Licht
Reines Silizium-Kristall
n-dotiertes Si-Kristall
p-dotiertes Si-Kristall
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
Bild 2: Schema des äußeren
photoelektrischen effekts:
Bei Bestrahlung mit kurzwelligem Licht werden elektronen
herausgelöst
Stoffe notwendig, die wie Bor oder
Gallium über drei Valenzelektronen
verfügen oder wie Phosphor oder
Arsen über fünf.
Ersetzt man im Silizium-Kristallgitter
ein Silizium-Atom durch ein Phosphoroder Arsen-Atom, erhöht sich die
Anzahl der freien Elektronen. Das
gewonnene Material heißt n-dotiertesSilizium. Wird hingegen ein Bor- oder
Gallium-Atom verwendet, entsteht pdotiertes-Silizium (Bild 3).
Entscheidend für Funktion und Verhalten einer Siliziumzelle ist der beim
Zusammenfügen beider Schichten entstehende p-n-Übergang. Zwischen den
beiden Siliziumscheiben entsteht ein
inneres elektrisches Feld (Raumladungszone), wodurch die durch das Sonnenlicht paarweise freigesetzten negativen
und positiven Ladungsträger getrennt
werden (Bild 4).
Mehr InfoS
Grundlagen-Seminare
• 26.9.11: Basiswissen Photovoltaik
(Teil 1), Berlin, HdT, Tel.: (02 01)
18 03-2 49, www.hdt-essen.de
• 27.9.11: Basiswissen Photovoltaik
(Teil 2), Berlin, HdT, Tel.: (02 01)
18 03-2 49, www.hdt-essen.de
• 6.10.11: Photovoltaik-Basisseminar,
Münster, EWS, Tel.: (0 46 08) 60 754 70, www.ews-handewitt.de
• 19.10.11: PV-Grundlagen, GarmischPartenkirchen, jms, Tel.: (0 88 21)
73 06 30-25, www.jms-solar.de
• 26.10.11: Grundlagen-Intensivseminar »Photovoltaik« (herstellerunabhängig), Dachau, Witte, Tel.: (08131)
27 17 18, www.solarstrom-witte.de
Weitere Seminare in dieser Ausgabe
auf S. 71 ff. und unter: www.pvpraxis.de → Service → Termine
pv-praxis.de 3/2011
P
SI
SI
SI
B
freies Elektron
SI
SI
Defektelektron (Loch)
Leitet wegen instabiler
Verbingung
Jedes Donator-Atom (z. B. Phosphor-Atom) schenkt dem Werkstoff ein freies Elektron
Jedes Akzeptor-Atom
(z. B. Bor) bringt dem Werkstoff
ein Loch
Bild 3: Dotierung von Silizium für die Verwendung als halbleiterwerkstoff
Die Energie des Sonnenlichts bewirkt permanent eine Freisetzung von
Elektronen-Loch-Paaren, die in der
Raumladungszone getrennt werden.
Die hierbei entstehende Spannung (bei
Silizium 0,5 ... 0,7 V) hängt vom verwendeten Halbleitermaterial, von der
Einstrahlungsintensität der Sonne und
von der Zelltemperatur ab. Bei einer
Einstrahlung von über 100 W/m2 ist
diese relativ konstant. Bei Solarzellen
besteht zudem eine Abhängigkeit zwischen Zelltemperatur und erzeugter
Spannung: eine erwärmte Zelle liefert
Licht
4
U
1
0,5 V
6
2
3
elektrische Energie
5
1 n-leitendes Silizium
4 Kontaktfinger
2 p-n-Übergang
5 Rückseiten-Kontakt
3 p-leitendes Silizium
6 Oberflächenvergütung
Bild 4: funktionsprinzip der Solarzelle
Bild 5: Silizium-Solarzelle
Bild 6: Silizium-Solarzelle mit
fingerkontakten und Busbars
69
Grundlagen
eine geringere Spannung als eine kühlere Zelle.
Die Sonnenstrahlung wird in Solarzellen in einen elektrischen Gleichstrom umgewandelt. Diese Umwandlung erfolgt meist in etwa 200 ...
300 µm (0,2 ... 0,3 mm) dicken Scheiben
aus hochreinem Silizium (Bild 5). Mit
steigender Sonneneinstrahlung erhöht
sich der von der Solarzelle erzeugte
Strom und somit auch die erzeugte
Leistung.
Damit sich der entstehende Strom
abgreifen lässt, wird die Siliziumscheibe mit einem flächigen Kontaktwerkstoff auf der Rückseite überzogen. Damit das Sonnenlicht auf die
Siliziumscheibe auftreffen kann, wird
die Vorderseite nur mit Kontaktwerkstoffbahnen (Fingerkontakte) verse-
hen. Damit eine Verschaltung einzelner Solarzellen möglich wird, werden
Verbindungsbahnen (Busbars) aufgebracht (Bild 6).
(Fortsetzung folgt)
Sven Bonhagen, Dozent am Bundestechnologiezentrum für Elektro- und Informationstechnik in Oldenburg (bfe)
70
120 000
100 000
Wasserkraft
Windenergie
Biomasse*
Photovoltaik
EEG:
Jan. 2009
Novelle BauBG:
Nov. 1997
60 000
40 000
EEG:
Aug. 2004
EEG:
April 2000
80 000
[GWh]
StromEinspG:
Jan. 1991 – März 2000
*
2009
Feste und flüssige Biomasse, Biogas, Deponie- und Klärgas, biogener Anteil des Abfalls; 1GWh = 1Mio. kWh;
aufgrund geringer Strommengen ist die Tiefengeothermie nicht dargestellt; StromEinspG: Stromeinspeisungsgesetz; BauGB: Baugesetzbuch;
EEG: Erneuerbare-Energien-Gesetz;
Quelle: BMU-KI III 1 nach Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat); Bild: BMU / Christiph Edelhoff; Stand: März 2011;
Angaben vorläufig
2010
2007
2008
2006
2004
2005
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1996
1997
1995
1994
1993
1991
0
1992
20 000
1990
Im September 1990, nach dem Mauerfall
in Deutschland, riefen der Bund und die
Länder auf Drängen von Umweltschutzorganisationen das 1000-Dächer-Photovoltaik-Programm ins Leben. Ziel war es,
sowohl den derzeitigen Stand der Technik
als auch weiteren Forschungsbedarf zu
ermitteln. Eine Solarstromanlage kostete
zu diesem Zeitpunkt ca. 12400€/kWp,
wovon das Förderprogramm bis zu 70%
deckte. Dieses Aufbauprogramm endete
1995 nach der Inbetriebnahme von 2000
netzgekoppelten Photovoltaikanlagen,
ohne ein Nachfolgeprogramm aufzulegen. Das führte bei innovativen Handwerksbetrieben, Entwicklern und Herstellern zu finanziellen Engpässen.
1991 wurde das Stromeinspeisegesetz
eingeführt, welches fast zehn Jahre Bestand hatte und u. a. eine Einspeisevergütung für Solarstrom von durchschnittlich
8,5 ct/kWh vorsah. Gemessen an den damaligen durchschnittlichen Stromgestehungskosten aus Photovoltaikanlagen,
die etwa bei 90 ct/kWh lagen, stellte eine
Einspeisevergütung in dieser geringen
Höhe keinerlei finanziellen Anreiz dar,
Photovoltaikanlagen zu betreiben.
Anschließende politische Diskussionen
zwischen Bundesregierung, Solarfördervereinen, Umweltschutzorganisationen,
Handwerksverbänden und der Photovoltaikindustrie bewirkten, dass zum
1.1.1999 ein weiteres Förderprogramm
gestartet wurde. Nach einer notwendigen Anpassung des Förderprogramms
und des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes
(EEG) lief im Frühjahr 2000 das 100000Dächer-Programm an. Dieses zum
24.5.2000 beschlossene Programm beinhaltete einen Mix aus investiver Förderung und eigenanteilsdeckender Vergütung. Diese Anschubfinanzierung durch
zinsverbilligte Kredite der KfW gekoppelt
mit einer gesetzlichen Regelung für die
Einspeisung und Vergütung von Strom
aus erneuerbaren Energiequellen brachte
den endgültigen Durchbruch der Solarstromerzeugung für Deutschland. Dieses
auf 300MWp begrenzte Förderprogramm endete nach Erreichen der Fördergrenze im Jahr 2003.
Im April 2000 verabschiedete der
Bundestag das gesetz für den vorrang
Quelle: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
Entwicklung unD FörDErung von SolarStromanlagEn
Beitrag der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung in Deutschland
(1990 bis 2010)
Erneuerbarer Energien, kurz Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zur Förderung regenerativer Energien. Es dient
vorrangig dem Klimaschutz und gehört
zu einer ganzen Reihe gesetzlicher Maßnahmen, mit denen sowohl die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern als
auch von Energieimporten aus dem
Raum außerhalb der EU verringert werden soll.
Das Gesetz hat das Ziel, den Auf- und
Ausbau von regenerativen Stromerzeugungsquellen sowie deren Weiterentwicklung zu fördern. Diese Förderung
gilt für alle regenerativen Quellen (z. B.
Windenergie, Biomasse und Sonnenenergie) und beinhaltet eine Abnahmeverpflichtung des erzeugten Stromes seitens
des Verteilnetzbetreibers (VNB) und eine
Subventionszahlung pro erzeugter kWh.
Der Ausbau regenerativer Energien
finanziert sich über eine EEG-Umlage, die
mit dem Strompreis erhoben wird. Die
stetig neu berechnete Höhe der Umlage
stellen die Übertragungsnetz- und Verteilnetzbetreiber dem Letztverbraucher
in Rechnung. Die Höhe der EEG-Umlage
wird im Oktober für das Folgejahr
beschlossen und eine Über- oder Unterdeckung in der Berechnung des nachfolgenden Jahres berücksichtigt. Die Vergü-
tungssätze unterliegen zwar einer festgelegten Degression (Verringerung der
Vergütungssätze), aber dadurch, dass die
installierten Leistungen permanent steigen, wird eine immer höhere Umlage
erforderlich.
Dieses vorbildhafte Förderinstrument
muss auf der einen Seite zwar finanziert
werden, aber sichert uns im Gegenzug
eine von fossilen Brennstoffen unabhängige Energieerzeugung der Zukunft. Die
EEG-Umlage macht dennoch nur einen
geringen Anteil am Haushalts- und
Industriestrompreis aus.
Die sich ändernde Marktsituation,
Preisentwicklungen am Markt, Zunahme
der Einspeiseleistung und politische
Diskussionen erfordern immer wieder
eine Novellierung des Gesetzes.
Die letzte Novellierung von 2009
brachte insbesondere Veränderungen
hinsichtlich der Höhe der Vergütungsund Degressionssätze, Festlegung von
Gleitfaktoren zur Berücksichtigung des
Marktwachstums, Einführung einer Meldepflicht für Eigenerzeugungsanlagen,
Forderung von Einspeisemanagementsystemen in Abhängigkeit der Anlagengröße und Schaffung der Möglichkeit,
den selbstproduzierten Strom selbst zu
nutzen.
pv-praxis.de 3/2011
Termine
Fortbildung und Seminare
Termin
Thema/Bezeichnung des Seminars
Ort
Veranstalter
InSTallaTIOn, ManageMenT, grundlagen und MarkeTIng
22.9. – 23.9.11
Photovoltaik-Anlagen, Sachkundenachweis
Köln
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
www.tuv.com/akademie
22.9.11
Strahlungsdaten für Solaranlagen
Berlin
HdT – Tel.: (02 01) 18 03 - 2 49
www.hdt-essen.de
23.9.11
Elektro- und Brandsicherheit bei Photovoltaikanlagen
Berlin
HdT – Tel.: (02 01) 18 03 - 2 49
www.hdt-essen.de
23.9.11
Photovoltaik für Nichttechniker
Berlin
HdT – Tel.: (02 01) 18 03 - 2 49
www.hdt-essen.de
23.9.11
SISO Montagesystem
GarmischPartenkirchen
jms – Tel.: (0 88 21) 73 06 30 - 25
www.jms-solar.de
27.9. – 28.9.11
Hamburg
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
29.9.11
Photovoltaik Seminar
Paderborn
CS – Tel.: (0 52 51) 5 00 50- 2 90
www.centrosolar.de
29.9. – 30.9.11
Nürnberg
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
4.10.11
Centrocheck – Planung, Dokumentation, Kalkulation
Paderborn
CS – Tel.: (0 52 51) 5 00 50- 2 90
www.centrosolar.de
4.10. – 6.10.11
Frequenzumrichter (Technik)
Dresden
eBZ – Tel.: (089) 24695634
www.ebz.com
4.10. – 5.10.11
Verkaufstraining (Teil 1)
jms – Tel.: (0 88 21) 73 06 30 - 25
www.jms-solar.de
4.10. – 8.10.11
Photovoltaische Anlagen
Eggenfelden
TÜV Süd – Tel.: (0 89) 57 91 - 11 80
www.tuev-sued.de
5.10.11
Safety first+ Montageseminar
Münster
eWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
www.ews-handewitt.de
6.10. – 7.10.11
Photovoltaik-Anlagen – Sachkundenachweis
München
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
7.10.11
Strangwechselrichter-Seminar (Auswahl und Konfiguration)
Münster
eWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
10.10. – 14.10.11
Photovoltaik-Systeme (WÜA-HPI)
Dresden
eBZ – Tel.: (089) 24695634
www.ebz.com
11.10.11
Powerstocc Wechselrichter-Seminar
Paderborn
CS – Tel.: (0 52 51) 5 00 50- 2 90
www.centrosolar.de
11.10.11
Sicherheit an Arbeitsplätzen mit Absturzgefahren
Essen
HdT – Tel.: (02 01) 18 03 - 2 49
www.hdt-essen.de
12.10. – 15.10.11
Sachverständigenwesen und Gutachten zu Solaranlagen
Köln
TÜV Süd – Tel.: (0 89) 57 91 - 11 80
www.tuev-sued.de
12.10.11
Solartechnik für Wohn- und Gewerbeimmobilien
Nürnberg
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
13.10. – 15.10.11
Erkennen und Bewerten von Fehlern bei Photovoltaik-Anlagen
Köln
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
13.10. – 14.10.11
BerlinSpandau
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
13.10. – 14.10.11
Erfurt
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
14.10.11
Planung, Bau und Informationen zum Bau
einer Photovoltaikanlage
Nürnberg
Z.e.I.T. – Tel.: (09 11) 27 05 27
www.elektroinnung-nuernberg.de
19.10. – 21.10.11
Erkennen und Bewerten von Fehlern
bei Photovoltaik-Anlagen
Nürnberg
Tra – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
20.10.11
Blitz- und Brandschutz für PV-Anlagen
Paderborn
CS – Tel.: (0 52 51) 5 00 50- 2 90
www.centrosolar.de
20.10. – 21.10.11
Blitzschutz für Gebäude mit Photovoltaik-Anlagen
nach VDE 0185-305-3 Beiblatt 5
Frankfurt
am Main
Vde – Tel.: (0 30) 38 68 68 - 61
www.vde.com/seminare
Weitere Seminartermine finden Sie unter www.pv-praxis.de
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71
Termine
Termin
Thema/Bezeichnung des Seminars
Ort
Veranstalter
20.10. – 21.10.11
Partnertraining
jms – Tel.: (0 88 21) 73 06 30 - 25
www.jms-solar.de
21.10.11
München
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
26.10. – 28.10.11
München
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
26.10. – 29.10.11
Freiburg
TÜV Süd – Tel.: (0 89) 57 91 - 11 80
www.tuev-sued.de
27.10. – 28.10.11
Photovoltaik Sachkunde
jms – Tel.: (0 88 21) 73 06 30 - 25
www.jms-solar.de
27.10. – 28.10.11
Stuttgart
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
27.10.11
SMA-Intensivseminar mit Werksbesichtigung
Niesetal
EWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
27.10.11
Vertiefungsseminar Solarzellen-Schaltungstechnik
Dachau
Witte – Tel.: (0 81 31) 27 17 18
www.solarstrom-witte.de
28.10.11
SMA-Anlagenkommunikation und Anlagenüberwachung
Niesetal
EWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
2.11. – 4.11.11
BerlinSpandau
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
4.11.11
PV – Tech. / E-Tech. Handwerk Wartung-Service
Nürnberg
Z.E.I.T. – Tel.: (09 11) 27 05 27
www.elektroinnung-nuernberg.de
4.11.11
BerlinSpandau
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
8.11.11
Fronius IG Plus Serviceseminar
Neuhof/ Fulda
EWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
8.11. – 11.11.11
Wels
TÜV Süd – Tel.: (0 89) 57 91 - 11 80
www.tuev-sued.de
8.11. – 11.11.11
TÜV Rheinland, Sachverständigenwesen,
Erstellen von Gutachten
Paderborn
CS – Tel.: (0 52 51) 5 00 50- 2 90
www.centrosolar.de
9.11. – 11.11.11
Erfurt
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
9.11.11
Fronius IG TL Serviceseminar
Neuhof / Fulda
EWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
9.11. – 11.11.11
Nürnberg
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
10.11. – 12.11.11
Hamburg
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
10.11.11
Fronius Datcom / Datalogger Seminar
Neuhof / Fulda
EWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
10.11. – 11.11.11
Norm- und fachgerechte Planung, Bau und Installation
von netzgekoppelten PV-Anlagen
Berlin
HdT – Tel.: (02 01) 18 03 - 2 49
www.hdt-essen.de
10.11. – 12.11.11
Köln
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
11.11.11
Fronius CL Serviceseminar
Neuhof / Fulda
EWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
15.11. – 26.11.11
Fachkraft für Solartechnik – TÜV
Wels
TÜV Süd – Tel.: (0 89) 57 91 - 11 80
www.tuev-sued.de
15.11.11
Photovoltaik-Intensivseminar
Berlin
EWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
16.11. – 18.11.11
Erkennen und Bewerten von Fehlern bei Photovoltaik-Anlagen
Stuttgart
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
16.11. – 18.11.11
München
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
16.11.11
Zentralwechselrichter-Seminar (Auswahl und Konfiguration)
Berlin
EWS – Tel.: (0 46 08) 60 75 - 4 70
17.11. – 18.11.11
Photovoltaik Seminar
Paderborn
CS – Tel.: (0 52 51) 5 00 50- 2 90
www.centrosolar.de
17.11. – 18.11.11
Köln
TRA – Tel.: (02 21) 8 06 - 30 72
Weitere Seminartermine finden Sie unter www.pv-praxis.de
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Krannich Solar
seite
54
59
55
31
21
23
57
43
27
Titelseite
35
29
67
19
47
7
33
Internet
www.alfasolar.de
www.altec-solartechnik.de
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www.ersol.de
www.centrosolar.com
www.conergy.de
www.donauer.eu
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www.heckert-solar.de
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www.hensel-electric.de
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www.krannich-solartechnik.de
Mauderer
MHH Solartechnik
MP-TEC
OBO Bettermann
pier3
RoofTech
Santon
Schott Solar
SHG
Siemens
SMA
Solare Datensysteme
SolarWorld
Sovello
Sputnik
Suntech
Voltwerk
53
11
32
51
37 + 39
26
50
2. US
22
25
17
48
9
4. US
41
13
45
www.mauderer.de
www.mhh-solartechnik.de
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www.sunclass-solar.de
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www.SMA.de
www.solare-datensysteme.de
www.solarworld.de
www.sovello.com
www.solarmax.com
www.suntech-power.com/b2b/de
www.voltwerk.com
Nachgefragt
Energiewende geht nur mit
dem Elektrohandwerk
Der Umbau der Energieversorgung zu mehr
Nachhaltigkeit unter Nutzung der Erneuerbaren
Energien hat begonnen. Aktiv umsetzen wird die
Energiewende aber nicht die Politik sondern zum
großen Teil das Elektrohandwerk. Mit der Ehrung
»PV-Meister 2011« wird deutlich, wie weit die Branche
hier schon vorangekommen ist. Wir sprachen mit ZVEH-Vizepräsident Lothar Hellmann, der Mitglied der Wettbewerbs-Jury ist,
über die Bedeutung der Photovoltaik für das Elektrohandwerk.
mit Lothar Hellmann
»de«: Herr Hellmann, als Vorsitzender
des Fachverbandes NRW und ZVEHVizepräsident haben Sie doch einen
guten Überblick. Wie wichtig ist denn
die Photovoltaik heute für das Elektrohandwerk?
L. Hellmann: Viele meiner Fachkollegen haben in den letzten Jahren einen
regelrechten PV-Boom erlebt. Laut einer Umfrage des Zentralverbandes hat
etwa jeder dritte Elektrohandwerksbetrieb heute mit der Photovoltaik zu
tun. Dabei gibt es zwar regionale
Unterschiede, und bei den allermeisten
Betrieben ist die Photovolatik nur eines von mehreren Standbeinen. Generell lässt sich jedoch sagen, dass wir im
Elektrohandwerk froh sind über dieses
neue Geschäftsfeld, das unsere Fachkompetenz auch bei erneuerbaren
Energien unterstreicht.
»de«: Sind Sie selbst mit Ihrem Unternehmen im PV-Markt tätig?
L. Hellmann: Mein Unternehmen ist
vielen Bereichen tätig – vom Einfamilienhaus über Krankenhäuser bis hin
zur Industrie. Die Photovoltaik zählt
auch dazu. Bereits seit zehn Jahren betreiben wir auf unserem Firmengebäude eine 10-kW-Photovoltaik-Anlage.
Eine Visualisierung an unserem Firmengebäude zeigt die Erträge an, was
schon zu zahlreichen Anfragen geführt hat. Da wir viele Aufträge im Bereich der Sicherheits-, Kommunikations- und Informationstechnik erhalten, haben wir natürlich auch eine Visualisierung der PV-Erträge im Internet
74
und für Smartphones realisiert. Bei uns
in Nordrhein-Westfalen spielt sich
Photovoltaik vor allem im ländlichen
Raum ab. Hier kann man in den letzten Jahren eine deutliche Zunahme
des Photovoltaik-Installationen verzeichnen. Entsprechendes berichten
mir meine Berufs- und Innungskollegen.
»de«: Es gibt also ein Stadt-LandGefälle bei der Photovoltaik?
L. Hellmann: Sicherlich gibt es auch in
der Stadt große PV-Anlagen. So hat
beispielsweise die Messe in Dortmund
auf ihren Messehallen Solarmodule installieren lassen. Auch diese großen
Projekte sind Sache des Elektrohandwerks. Der Privatkunde mit seinem
Einfamilienhaus oder der Bauer mit
seiner Scheune sind jedoch häufig
schon Kunden des Elektrohandwerks.
Wenn hier unsere Betriebe eine gute
Beratung abliefern und PV-Anlagen in
hervorragender Qualität installieren,
spricht sich das rum auf dem Land und
führt natürlich zu Folgeaufträgen.
»de«: Wie sehen Sie die Entwicklung
der Photovoltaik nach den Boomjahren
2009 und 2010?
L. Hellmann: Das »Auf« und »Ab« im
PV-Markt wird maßgeblich durch die
Entwicklung bei den Einspeisetarifen
bestimmt. Nach dem extremen Zubau
im Jahre 2010 wollte die Politik gegensteuern. In diesem Jahr scheint alles im
geplanten Korridor zu bleiben, und es
ist zu einer gewissen Marktberuhigung
gekommen. Das begrüßen wir. Denn
unsere Mitgliedsbetriebe müssen ver-
nünftiger Weise auch mit ihren
Ressourcen und Preisen planen können. Das war vor allem im Jahr 2010
kaum möglich.
»de«: Wo sehen Sie für das Elektrohandwerk die größten Herausforderungen im PV-Markt?
L. Hellmann: Meines Erachtens macht
es wenig Sinn, auf Teufel komm raus
Photovoltaik-Anlagen in die Landschaft zu bauen. Erneuerbare Energien
sind starken Schwankungen unterlegen. Nicht immer scheint die Sonne
und nicht immer weht der Wind. Ein
Industrieland wie Nordrhein-Westfalen
hat aber einen konstant hohen Stromverbrauch. Deshalb sehe ich in der
Kombination von erneuerbarer Energie und Energiemanagement die größten Potenziale für das Elektrohandwerk.
Entsprechend haben wir uns in der
Wettbewerbs-Jury »PV-Meister 2011«
bemüht, genau solche Ansätze zu honorieren. Dort wo Eigenverbrauch von
PV-Strom angestrebt wurde, lagen besondere Chancen auf den Titel. Wer
ihn gewonnen hat, werden wir am
14. September 2011 im Rahmen des
PV-Dialogs von »de« auf unserer Fachmesse Elektrotechnik in Dortmund
bekannt geben.
»de«: Vielen Dank für das Gespräch.
Dipl.-Kommunikationswirt Roland Lüders,
Redaktion »de«
pv-praxis.de 3/2011

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