Nachgeführte und stationäre Photovoltaikanlagen mit kristallinen

Nachgeführte und stationäre Photovoltaikanlagen mit kristallinen

Nachgeführte und stationäre Photovoltaikanlagen mit
kristallinen, amorphen und CIS -Modulen
Betriebsdatenanalyse über mehrere Jahre
D. Kohake, T. Nierhoff
Fachhochschule Gelsenkirchen, Fachbereich Elektrotechnik
Neidenburger Straße 10, 45877 Gelsenkirchen
Tel.: 0209/ 9596-287; Fax: 0209/ 595379
E-Mail: [email protected]
1.Forschungsanlage der Fachhochschule Gelsenkirchen am Standort Bocholt
Photovoltaikanlagen sind in der Bundesrepublik an unterschiedlichen Standorten in einem großen
Leistungsbereich installiert. Die Güte der Anlagen und der energetische Ertrag sind z.B. abhängig
von den verwendeten Modulen, dem Systemkonzept und dem Standort. Einige besonders
interessante und geeignete Anlagen werden durch Monitoringsysteme überwacht und analysiert.
International verwendete Kenngrößen wie Yield Faktoren und Performance Ratio ermöglichen eine
vergleichende Beurteilung der Anlagen unabhängig vom Standort.
In Bocholt wurde 1998/1999 am dortigen Standort der Fachhochschule Gelsenkirchen eine
Photovoltaik-Forschungsanlage entwickelt und installiert. Ziel der Forschung in Bocholt bzw.
Gelsenkirchen ist die vergleichende Analyse von kristallinen Modulen, die einachsig und zweiachsig
mit unterschiedlichen Systemen dem Lauf der Sonne nachgeführt werden und von
Dünnschichtmodulen auf der Basis von amorphem Silizium und von Kupfer-Indium-Diselenid.
Die gesamte Anlage teilt sich in 7
Teilanlagen (TA) auf mit einer
Nennleistung pro Teilanlage zwischen
640 WP und 768 WP. Die Teilanlagen
1 bis 3 werden dem Sonnenstand
nachgeführt, die Teilanlagen 1 und 3
einachsig, Teilanlage 2 zweiachsig
rechnergesteuert.
Teilanlage 4 wurde als Referenzanlage mit den gleichen polykristallinen
Siliziummodulen wie die Anlagen 1 bis
3 fest in Südrichtung ausgerichtet. Mit
den Teilanlagen 5 und 6 werden
amorphe
Siliziummodule
verschiedener Hersteller untersucht
und mit Teilanlage 7 Kupfer-IndiumDiselenid-Module.
Abbildung 1: Forschungsanlage der Fachhochschule Gelsenkirchen am Standort Bocholt
Jede Anlage ist mit einem eigenen Wechselrichter verbunden und mit umfangreicher Messtechnik
ausgestattet.
Die Bestrahlungsstärke, die Temperatur, Daten auf der Gleichstromseite und Wechselstromseite
werden gemessen und mit Hilfe eines Datenloggers in 5-Minuten-Mittelwerten gespeichert.
Die vorliegenden Messdaten gestatten einen Vergleich der nachgeführten Systeme und der
Dünnschichtsysteme und eine Analyse über mehrere Jahre.
1
Abbildung 2: Nachführung des Systems der
Teilanlage 1 durch die Wärmeausdehnung und
Verlagerung einer Flüssigkeit
Abbildung 3: 2-achsig nachgeführter PV-Generator
der Teilanlage 2 mit kristallinen Solarzellen
Die Nachführung erfolgt mittels rechnergesteuertem
Schrittmotor unter permanenter Berechnung des
Sonnenstandes.
Abbildung 4: Die kleine Solarzelle im Vordergrund
dient als Energiequelle für die elektrische Nachführung
der Teilanlage 3.
2. Charakteristische Kenngrößen eines photovoltaischen Systems
Zu den besonders interessanten charakteristischen Größen bei einem netzgekoppelten System
gehören Final Yield Yf, Capture Losses LC und System Losses LS. Yf stellt den monatlichen
spezifischen Energieertrag dar, das heißt Yf gibt die monatlich pro kW P Anlagenleistung in das
Versorgungsnetz eingespeiste Energie an. LC beschreibt die mit dem Betrieb des Generators
verbundenen Verluste (Abschattungs-, Temperatur-, Missmatchingverluste und Beeinträchtigung
durch Verschmutzung) und LS die Verluste, die im System hinter den Generatoren auftreten
(Wechselrichter, Leitungsverluste). Die Summe von Yf, LC und LS steht für den Reference Yield Yr
und damit für die unter idealen Bedingungen erzielbare spezifische Energie.
Performance Ratio PR (PR = Yf/Yr) ist das Verhältnis der real gewonnenen und z.B. durch
Einspeisung in das Versorgungsnetz genutzten Energie zu der theoretisch unter idealen
Bedingungen verfügbaren Energie des PV-Systems.
3. Analyse der Systemkenngrößen im Jahr 2001
Abb. 5: Yieldfaktoren im Jahr 2001
1400
1200
1000
800
600
400
200
YR
Ya
TA7
TA6
TA5
TA4
TA3
TA2
0
TA1
kWh/P0
Am Beispiel des Jahres 2001 werden im
Folgenden
die
Kenngrößen
der
Forschungsanlage analysiert. In Abbildung
5 sind die Systemgrößen Yr, Ya, und Yf aller
Teilanlagen im Jahr 2001 dargestellt. Alle
Kenndaten wurden normiert mit den
Nennwerten der MPP-Leistungen P0 laut
Herstellerangaben.
Die spezifische
Energie auf der Gleichstromseite (Ya)
variiert von 789 bis 1061 kWh/kW P, die
spezifische
Energie
auf
der
Yf
2
Wechselstromseite (Yf) zwischen 677 und 950 kWh/kW P.
Der Vergleich der Yield Faktoren Yf zeigt erwartungsgemäß den höchsten spezifischen
Energieertrag für die zweiachsig der Sonne nachgeführte Teilanlage 2. Es folgt die nachgeführte
Teilanlage 3. Im Vergleich zur Referenzanlage (TA4, Yf=816 kWh/kW P) weist TA2 einen um 16,4%
höheren Ertrag auf und TA3 um 8,7%. Die nachgeführte Teilanlage 1 und die fest ausgerichteten
Teilanlagen 4 und 7 verzeichnen etwa den gleichen Ertrag. Der Ertrag der Teilanlage 6 ist um 7,8%
höher als der von TA 4 und bei Teilanlage 5 mit amorphen Siliziummodulen ergibt sich der
geringste Energieertrag mit –17% zur TA 4. Der Ertrag der TA 1 entspricht nicht den Erwartungen
für ein der Sonne nachgeführtes System. Erklärungen ergeben sich hierfür ebenso wie für die
Erträge der Systeme mit Dünnschichtmodulen aus noch folgenden Analysen.
kWh/P0
Die Differenz der Kenngrößen Yr und Ya in Abbildung 5 steht für die Verluste LC auf der
Gleichstromseite der Systeme und die Differenz der Kenngrößen Ya und Yf für die Verluste LS auf
der Wechselstromseite. LC der Teilanlagen wird in Abbildung 6 durch die grünen Balken und LS
durch die blauen Balken dargestellt. Die
Abb. 6: Systemgrößen Yf,LS,LC im Jahr 2001
Teilanlagen 1 bis 4 weisen vergleichbare
Verluste LC von 11% bis 15% auf, was zu
1400
erwarten ist, da die Systeme in Bezug
1200
auf die Module und die Verkabelung
1000
gleich ausgelegt sind. Die höchsten
800
Verluste
treten
hierbei
600
verständlicherweise bei TA 2 auf, da ihre
400
Module durch die Nachführung und die
200
damit verbundene höhere Einstrahlung
0
TA_1 TA_2 TA_3 TA_4 TA_5 TA_6 TA_7
stärker erwärmt werden.
Geringere
Verluste ergeben sich für TA 7 und
Yf kWh/P0 LS kWh/P0 LC kWh/P0
insbesondere für TA 6, die höchsten
Verluste bei TA 5.
Diese Differenzen lassen sich aus einer Betrachtung der Systemgrößen begründen. Die
eingestrahlte Sonnenenergie und somit Yr ist für TA 4 bis TA 7 identisch. Die spezifische ACEnergie Yf wurde durch Normierung mit der Nennleistung der Module laut Herstellerangaben
berechnet. Wenn die Differenz zwischen Nennleistung und realer Modulleistung bei den
Teilanlagen unterschiedlich ist, kann dadurch eine unterschiedliche Differenz zwischen Yr und Yf,
die der Summe der Verluste entspricht, entstehen. Da die Verluste der Wechselrichter der
Teilanlagen 4 bis 6 nahezu identisch sind, sind die Unterschiede in LC eventuell auf unterschiedliche
tatsächlich installierte Leistungen zurückzuführen. Erhöhte Verluste auf der AC-Seite der TA 7
können mit der geringeren Spannung, bedingt durch die Vorgaben der CIS-Module, und damit
höherem Strom dieses Wechselrichters begründet werden. Die Verluste Ls der Teilanlagen 1 bis 6
betragen 9% bis 11%, was sehr gut einem mittleren Wirkungsgrad der Wechselrichter von ca. 90%
entspricht, die Verluste Ls der TA7 betragen 15%.
PR / %
Für den Anwender ist die spezifische
Abb. 7: Performance Ratio der Teilanlagen TA1..TA7 im
Jahr 2001
Energie Yf, die in das Versorgungsnetz
eingespeist wird, durch die damit
100
verbundene
Vergütung
besonders
interessant. Neben der Anlagengüte ist
80
die spezifische Energie abhängig von der
60
eingestrahlten
Sonnenenergie,
die
40
wiederum vom Standort der Anlage
abhängig ist. Ein Vergleich von Anlagen
20
unabhängig vom Standort wird durch das
0
Performance Ratio PR = Yf/Yr, also das
PR_TA1
PR_TA3
PR_TA5
PR_TA7
Verhältnis der roten Balken zur gesamten
Balkenhöhe in Abbildung 6, ermöglicht.
PR ergibt sich aus Abbildung 7 für die Teilanlagen 1, 2, 3, 4, und 7 nahezu gleich zu 76% bis 78%.
3
TA6 erreicht mit 84% einen besseren Wert, TA 5 mit 65% einen schlechteren. 76% - 78% der unter
idealen Bedingungen verfügbaren Energie werden in das Netz eingespeist, oder die gesamten
Verluste betragen 22% - 24%. Damit werden im Vergleich zu veröffentlichten Daten anderer
Anlagen gute Jahreswerte erreicht. TA 6 erreicht noch bessere Werte, da die real installierte
Leistung größer ist als die Nennleistung und TA 5 schlechtere Werte durch die real niedrigere
Leistung als die Nennleistung, wie im Folgenden weitere Untersuchungsergebnisse zeigen werden.
4. Analyse der nachgeführten Systeme
Dezember
November
Oktober
September
August
Juli
Juni
Mai
April
Maerz
Februar
20.00
16.00
12.00
08.00
04.00
00.00
PDC /W
Januar
%
Nachgeführte Systeme können nur interessant sein, wenn sie einen deutlich höheren Ertrag liefern
als fest ausgerichtete Systeme. Durch einen Vergleich der Energieernte der nachgeführten
Systeme mit der Referenzanlage TA 4 kann die Qualität der Nachführsysteme beurteilt werden.
Abbildung 8 zeigt, dass im
Jahr 2001 der Ertrag der
Abb. 8: Abweichungen der Energieernte der nachgeführten
Systeme zur Teilanlage 4 (fest ausgerichtet; 30,0)
rechnergesteuerten Teilanlage
2 10% bis 38% besser ist als
50
der der Referenzanlage (TA
40
4). Die schlechten Werte im
30
20
Dezember sind durch einen
10
Ausfall des Nachführsystems
0
bedingt.
TA 3 erreicht
-10
-20
Erträge, die bis zu 15% über
-30
denen der Referenzanlage
liegen und TA 1 maximal 9%,
Energie_TA1 (Zähler) (kWh) Energie_TA2 (Zähler) (kWh)
aber häufig sind hier die
Energie_TA3 (Zähler) (kWh)
Erträge sogar schlechter als
die der TA 4.
Gute
Energieerträge lassen sich nur erzielen, wenn die Systeme ausreichend schnell dem Lauf der
Sonne folgen. Ein anschaulicher Vergleich des Reaktionsverhaltens und des maximal erreichbaren
Energiemehrertrages nachgeführter Anlagen ist in Abbildung 9 durch den Verlauf der
Generatorleistung PDC an einem sonnigen Tag im Juli 2002 für die zweiachsig nachgeführte
Teilanlage 2, die einachsig nachgeführten Teilanlagen 1 und 3 und die fest ausgerichtete TA 4
dargestellt. Die TA 2
Abb. 9: Verlauf der Generatorleistung PDC am 28. Juli 2002
reagiert
bei
Sonnenaufgang sofort,
600
da sie durch einen
Rechner gesteuert wird.
500
Die Teilanlage 3 muss
400
morgens über einen
300
Motor
in
der
200
Trägerachse und ein
100
kleines
Zusatzmodul,
das die Energie für den
0
Antrieb
des
Motors
liefert, von der letzen
Tageszeit
Position des Abends
PDC_TA2
PDC_TA4
PDC_TA3
PDC_TA1
vorher im Westen in
Ostrichtung
gedreht
werden. Da die Energie zur Drehung der Anlage zu Beginn des Tages noch nicht ausreicht, ist die
Leistung der Anlage zunächst gering und erreicht erst verspätet die Leistung der Teilanlage 2.
Durch die erforderliche Flüssigkeitsverlagerung folgt TA 1 noch träger dem Verlauf der Sonne, der
durch TA 2, die als Referenzanlage der nachgeführten Systeme gilt, sichtbar wird. An diesem Tag
ergibt sich ein Mehrertrag von ca. 41% für TA 2, 13% für TA 3 und 8% für TA 1. Der entsprechende
Jahresmehrertrag 2001 beträgt aber nur 16,4% für TA 2 und 8,7% für TA 3, wie der Vergleich der
4
Faktoren Yf in Abb. 5 gezeigt hat. Im Jahr 2000 wurden Mehrerträge von 15,5% und 7,6% für TA 2
und TA 3 ermittelt und nur 1,6% für TA 1.
Betrachtet man die Kosten der Nachführsysteme, so ergeben sich natürlich für die aufwendige
rechnergesteuerte Nachführung die höchsten Kosten. Es folgt die Teilanlage 1 mit der
Nachführung durch Verlagerung einer Flüssigkeit und dann Teilanlage 3 mit dem kleinen
Zusatzmodul und einem Motor in der Achse des Gestells. Die gemessenen energetischen
Mehrerträge können nur bei der kostengünstigsten Teilanlage 3 bei störungsfreiem Betrieb während
20 Jahren Betriebsdauer und der heute gültigen Einspeisevergütung zu einer kostenmäßigen
Amortisation führen. Die anderen Systeme erreichen am Standort der Forschungsanlage in
Bocholt durch die Einspeisevergütung auch nach 20 Jahren nicht die Investitionskosten der
Nachführung.
5. Analyse der Betriebsdaten über mehrere Jahre
Photovoltaikanlagen sollen über möglichst viele Jahre störungsfrei elektrische Energie liefern. Für
die Amortisation einer Anlage spielen gesicherte Energieerträge eine wichtige Rolle. Insbesondere
das Performance Ratio gibt Auskunft
Abb. 10: Performance Ratio der Jahre 2000, 2001,2002
über die Langzeit-Qualität, die
Performance, einer Anlage. Für die
100
Jahre 2000, 2001 und 2002 (bis Juli
2002) sind für alle Teilanlagen die
80
PR-Werte
in
Abbildung
10
60
gegenübergestellt.
Die Teilanlagen 1, 3 und 4 zeigen ein
40
ähnliches Verhalten, PR erreicht die
20
höchsten Werte im Jahr 2000,
geringere Werte in 2001 und steigt
0
dann 2002 wieder an. Bei TA 2 fällt
TA1
TA2
TA3
TA4
TA5
TA6
TA7
auf, dass PR 2002 kleiner ist als 2001
und nicht wie bei den anderen
PR in 2000 PR in 2001 PR in 2002
Anlagen wieder ansteigt. Der Grund
hierfür liegt in einem Ausfall der Nachführung von Dezember 2001 bis Juni 2002. Ursache war ein
defekter Bolzen in der Halterung der Anlage, der erst im Juni ausgetauscht werden konnte. Auch
bei der TA 7 tritt im Jahr 2002 ein besonders niedriger PR-Wert auf. Hier ist die Ursache der Ausfall
des Wechselrichters der Teilanlage nach einem Spannungsausfall Ende Juni 2002. Der
Wechselrichter konnte auch im August 2002 noch nicht wieder eingesetzt werden. Eine Erklärung
für den Abfall von PR 2001 bei TA 1, TA 3 und TA 4 ist nicht so leicht zu finden. Das Performance
Ratio ist abhängig von der in das Netz eingespeisten Energie und der Sonneneinstrahlung. Die
Leistung der Module und damit die von ihnen gelieferte Energie nimmt mit steigender
Außentemperatur ab. Bei konstanter Einstrahlung und steigender Temperatur fällt damit auch PR.
Auch Analysen der Messwerte zeigen fallende PR-Werte mit steigender Außentemperatur. Im Juli
und August 2001 waren die mittleren Außentemperaturen höher als 2000. Da diese Monate
wesentlich zum Jahresenergieertrag beitragen, kann hier die Ursache für die geringeren PR-Werte
2001 liegen.
Wichtig für das Betriebsverhalten und die Kennwerte einer Photovoltaikanlage ist die reale Leistung
der Generatoren, wie auch aus den Analysen bereits hervorgeht. Die reale Leistung, die unter
2
Betriebsbedingungen bei ausreichend hoher Bestrahlungsstärke (> 750 W/m ) auftritt, kann aus
gemessenen Strom- und Spannungswerten auf der Generatorseite berechnet werden. Mit Hilfe der
zugehörigen Bestrahlungsstärke und Modultemperatur und einem Verfahren zur Extrapolation auf
2
STC-Bedingungen (1000 W/m , 25 C°) kann eine STC-Betriebsleistung der Generatoren
angenähert bestimmt werden. Hier wurde das Verfahren von Blässer eingesetzt. Für die
2
Berechnungen wurden nur sonnige Tage mit einer Bestrahlungsstärke zwischen 850 W/m und
2
950 W/m und einer Modultemperatur zwischen 20 C° und 40 C° berücksichtigt. Trotzdem treten
noch relativ hohe Leistungsschwankungen auf, wie aus Abbildung 11 für TA 4 und Daten aus 2001
5
zu erkennen ist. Die aus den Betriebsdaten ermittelten Generatorleistungen werden in der Regel
etwas von den Daten abweichen, die aus einer gemessenen I-U-Kennlinie bestimmt werden, da
z.B. über den Wechselrichter nicht permanent der MPP-Punkt erreicht wird. Aus diesen Daten wird
das Betriebsverhalten und die im Betrieb real auftretende Leistung ersichtlich, durch die auch die
wichtige spezifische Jahresenergie der Systeme mitbestimmt wird. Mittelwerte der STCBetriebsleistungen sind in Abbildung 12 für die Jahre 2000, 2001 und 2002 dargestellt.
PSTC /W
Die Teilanlagen 1,2, 3 und 4, die alle
Abb. 11: Messwerte der Generatorleistung und Extrapolation auf
STC-Bedingungen für TA4
eine Nennleistung von 720 W P haben,
werden
durch
ähnliche
800
Jahresverläufe bestimmt. Von 2000
zu 2001 fällt der Mittelwert der
600
errechneten Leistung ab, 2002 steigt
er wieder.
Ähnliches Verhalten
400
wurde in Abbildung 10 für das
200
Performance
Ratio
beobachtet.
Allerdings
wird
das
0
temperaturbedingte Absinken der
850
870
890
910
930
950
Modulleistung
im
STCPstc W
Pmess W
Linear (Pmess W)
Linear (Pstc W)
Berechnungsverfahren kompensiert.
Die Modultemperatur wird durch
Sensoren auf der Rückseite der Module gemessen. Eine immer vorhandene Differenz zwischen
der realen Zelltemperatur und der gemessenen Temperatur kann bei hohen Modultemperaturen
größer sein als bei geringeren Temperaturen. Hier könnte eine Ursache für das Absinken der
berechneten Modulleistungen 2001 liegen. Da aber bisher keine weiteren Analysen oder
Messungen durchgeführt werden konnten, kann das Ergebnis nicht weiter abgesichert werden.
Alterungserscheinungen als Ursache sind
Abb. 12: Verhalten der gemessenen STCeher
unwahrscheinlich,
da
die
Generatorleistung über die ersten Betriebsjahre
Generatorleistungen der Teilanlagen 1 bis
4 in Abb. 12 im Jahr 2002 wieder
800
ansteigen. Anders ist das Verhalten der
750
Teilanlagen mit Dünnschicht-Modulen.
700
Hier folgt auf das Absinken der
650
Generatorleistungen im Jahr 2001 ein
600
weiterer Abfall 2002. Daher ist bei diesen
550
Modulen eine Degradation durch Alterung,
500
wie sie die Messwerte vermuten lassen,
Pstc 2000 W
Pstc 2001 W
Pstc 2002 W
durchaus möglich. Aber auch hier konnten
noch keine weiteren Messungen zur
TA1
TA2
TA3
TA4
TA5
TA6
TA7
Überprüfung
des
Ergebnisses
durchgeführt werden.
Die berechneten Generatorleistungen der Abbildung 12 können auch für den schon erwähnten
Vergleich der Nennleistungen der Generatoren entsprechend den Herstellerangeben mit den real
installierten Leistungen verwendet werden. Allerdings ist die beschriebene Problematik bei der
Berechnung aus Betriebsdaten zu berücksichtigen.
Bei den Teilanlagen 1 bis 4 mit kristallinen Modulen und einer Nennleistung von 720 WP liegen die
gemessenen Leistungen in den Jahren 2000 und 2002 unter der Nennleistung, aber in einem
Toleranzbereich von 5%. Dieses Ergebnis entspricht der Erfahrung aus anderen Untersuchungen
an kristallinen Modulen. Teilanlage 5 mit einer Nennleistung von 768 WP liegt auch im Jahr 2000
deutlich unter dieser Leistung. Hier ist davon auszugehen, dass auch eine Toleranz von –10%
unterschritten wird. Gespräche mit dem Hersteller der Module haben ergeben, dass die
vorliegenden Module aus einer Serie stammen, die eigentlich mit den angegebenen Spezifikationen
nicht hätten ausgeliefert werden sollen. Ein Austausch der Module ist vorgesehen. Teilanlage 6 mit
amorphen Silizium-Modulen hat eine Nennleistung von 640 WP und TA 7 mit CIS-Modulen eine
Nennleistung von 720 WP. Die gemessenen Leistungen dieser Teilanlagen liegen in den Jahren
6
2000 und 2001 über den Nennleistungen. Für die Messungen im Jahr 2002 ist zu berücksichtigen,
dass nur Daten bis Juli vorliegen und bei Dünnschicht-Modulen auftretende jahreszeitliche
Leistungsschwanken sich noch auswirken können.
Dennoch erklären die gemessene
Minderleistung bei TA 5 und die erhöhten Leistungen bei TA 6 und TA 7 das von TA 1 bis TA 4 in
Abbildung 10 abweichende Performance Ratio. Mit den gemessenen Leistungen würde PR für TA
5 erhöht und für TA 6 und TA 7 erniedrigt, so dass bei störungsfreiem Betrieb für alle Teilanlagen
vergleichbare PR-Werte auftreten.
6. Fazit
Nach dem ersten Jahr 1999 des Aufbaus, der Inbetriebnahme und Programmierung der
Messwerterfassung und der Beseitigung von Anfangsproblemen insbesondere bei den
nachgeführten Teilanlagen, konnte im Jahr 2000 der reguläre Betrieb der Forschungsanlage
beginnen. In den Jahren 2000 und 2001 traten keine erkennbaren Störungen bei den Modulen oder
Wechselrichtern auf. Von Dezember 2001 bis Juni 2002 war jedoch der Nachführbetrieb der
rechnergesteuerten Teilanlage 2 durch einen mechanischen Defekt nicht möglich. Ende Juni 2002
fiel nach einem Spannungsausfall der Wechselrichter der Teilanlage 7 aus und konnte bis August
2002 noch nicht wieder in Betrieb genommen werden.
Die Betriebsanalyse ergibt für die spezifischen Jahresenergien und das Performance Ratio der
Teilanlagen im Vergleich zu anderen aus Veröffentlichungen bekannten Daten sehr gute
Ergebnisse. Die der Sonne nachgeführten Teilanlagen weisen unterschiedliche Mehrerträge
gegenüber der fest ausgerichteten Referenzanlage auf. Die besten Werte, aber auch die höchsten
Kosten sind erwartungsgemäß bei der rechnergesteuerten Anlage zu verzeichnen. Es folgt die
kostengünstigste Anlage, deren energetische Mehrerträge aber nur nach langen störungsfreien
Betriebszeiten zu einer Amortisation der Mehrkosten führen können. Hier sind Verbesserungen
möglich und wünschenswert, wenn nachgeführte Anlagen einen größeren Marktanteil erreichen
sollen. Neue Vorschläge und Testanlagen wurden an anderen Standorten bereits realisiert.
7