Planung einer Photovoltaikanlage


Auszug



Diplomarbeit

eingereicht am Fachbereich Elektrotechnik

im Studiengang

Elektrische Energietechnik

an der

Fachhochschule für Technik

und Wirtschaft Berlin




vorgelegt von

Christian Bochynek



Betreuer: Dipl.-Ing. K. Wyrembek



Berlin, 30.06.1995




Inhaltsverzeichnis

  • 1 Abkürzungsverzeichnis
  • 2 Formelzeichen
  • 3 Vorwort
  • 4 Einführung
  • 5 Die Photovoltaikzelle
  • 5.1 Geschichte der photovoltaischen Elektroenergiegewinnung
  • 5.2 Das Prinzip der photovoltaischen Zelle
  • 6 Unterteilung der photovoltaischen Solaranlagen
  • 7 Solarzellenarten
  • 7.1 Dickschichtsolarzellen
  • 7.2 Dünnschichtsolarzellen
  • 7.3 Weiterentwicklungen von Solarzellen
  • 8 Methoden zur Erhöhung der Energieausbeute
  • 8.1 Wirkungsgraderhöhung durch die Mitnutzung der thermischen Energie
  • 8.2 Konzentration der Strahlung
  • 8.3 Zerlegung der Lichtstrahlung
  • 8.4 MPP-Tracking
  • 9 Überblick über realisierte Photovoltaikanlagen
  • 10 Neue Anlagentechnik
  • 11 Allgemeiner Anlagenaufbau
  • 11.1 Modulverschaltung
  • 11.2 Schutzvorkehrungen für die Module
  • 11.3 Anschlußkasten
  • 11.4 Gleichstromhauptleitungen
  • 11.5 Strangleitungen
  • 11.6 Gleichspannungs-Freischalteinrichtung
  • 11.7 Erdschlußschutz
  • 11.7.1 Fehlerstrom-Schutzschalter
  • 11.7.2 Isolationsüberwachung
  • 11.8 Wechselrichter
  • 11.8.1 Thyristorwechselrichter
  • 11.8.2 Pulsbreitengesteuerte Wechselrichter
  • 11.8.3 Treppenspannungsinverter
  • 11.8.4 Qualitätsanforderungen
  • 11.8.5 Arbeitsbereich und Anordnung
  • 11.9 Spannungssteigerungs- und Spannungsrückgangsschutz
  • 11.10 Energiezählung
  • 11.11 Wechselspannungs-Freischalteinrichtung
  • 11.12 Messung der Betriebsparameter der Photovoltaikanlage
  • 12 Vorschriften für die Errichtung von photovoltaischen Solaranlagen
  • 12.1 Abstimmung mit dem EVU
  • 12.2 Netzrückwirkungen
  • 12.2.1 Oberschwingungen
  • 12.2.2 Zwischenharmonische
  • 12.2.3 Spannungsschwankungen
  • 12.3 Nichtleitungsgebundene Störungen
  • 12.4 Personensicherheit
  • 12.4.1 Schutz vor elektrischen Unfällen
  • 12.4.2 Absturzsicherungen
  • 13 Standzeit
  • 14 Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen
  • 15 Planungsrichtlinien für den Bau von Photovoltaikanlagen
  • 15.1 Solarmodule
  • 15.1.1 Auswahl der Module
  • 15.1.2 Ermittlung der Menge der Module
  • 15.2 Aufständerung
  • 15.3 Anschlußkasten
  • 15.3.1 Klemmen
  • 15.3.2 Strangdioden
  • 15.3.3 Überspannungsschutz
  • 15.3.4 Leitungsschutz der Strangleitungen
  • 15.4 Gleichstromleitungen
  • 15.4.1 Spannungsfall
  • 15.4.2 Strombelastbarkeit
  • 15.5 Schalter für die Gleichspannungs-Freischalteinrichtung
  • 15.6 Wechselrichter mit Erdschlußschutz
  • 15.7 Blitzschutz
  • 15.7.1 Äußerer Blitzschutz
  • 15.7.2 Innerer Blitzschutz
  • 15.7.3 EMV-orientiertes Blitz-Schutzzonen-Konzept
  • 15.7.4 Bemessung der Blitzstromableiter
  • 15.8 Anlageninterner Zähler
  • 15.9 Wechselspannungs-Freischalteinrichtung
  • 15.10 Spannungsüberwachung
  • 15.11 Blindleistungskompensation
  • 15.12 Einspeise- und Bezugszähler
  • 16 Praktische Prüfung der Anlageninstallation
  • 16.1 Isolationsmessung des Gleichstromhauptkreises
  • 16.2 Funktionsprüfung der selbsttätigen Wechselspannungsfreischalteinrichtung
  • 17 Nachwort
  • 18 Literaturverzeichnis




  • 1 Abkürzungsverzeichnis

    AC (engl.) alternating current; Wechselstrom
    AM (engl.) Air-Mass; Luftmasse
    Art. Artikel
    AVBEltV Allgemeine Bedingungen für die Elektrizitätsversorgung von Tarifkunden
    BEWAG Berliner-Elektrizitäts-Werke-AG
    BSZ Blitz-Schutz-Zone
    DC (engl.) direct current; Gleichstrom
    EMV Elektromagnetische Verträglichkeit
    EVA Ethylen-Vinyl-Acetat
    EVU Elektrizitäts-Versorgungs-Unternehmen
    GTO (engl.) Gate-Turn-Off-(Transistor)
    IEA Internationale Energie Agentur
    IEC (engl.) International-Electrotechnical-Commission; Internationale-Elektrotechnische Kommission
    IGBT (engl.) Insulated Gate Bipolar Transistor; bipolarer Transistor mit isolierter Steuerelektrode
    IP (engl.) International Protection; (internationale) Schutzart
    KEG Kommission der europäischen Gemeinschaften
    kWp Kilowatt peak, Spitzenleistung bei Standardtestbedingungen
    MIC (engl.) Modul-Integrierter-Converter
    MIS (engl.) Metal-Isolation-Semiconductor
    MOSFET (engl.) Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor
    MPP (engl.) Maximum-Power-Point; optimaler Leistungspunkt im Spannungs-Strom-Diagramm einer Solarzelle
    MVA mega Volt-Ampere
    Nr. Nummer
    PC Personal Computer
    PE (potential Erde) Schutzleiter
    PV Photovoltaik
    PVB Polyvinylbutyral
    PVF Polyvinylfluorid
    PWM (engl.) Pulse-Wide-Modulation; Pulsbreitenmodulation
    RAM (engl.) random access memory; Arbeitsspeicher
    TAB Technische-Anschlußbedingungen
    TÜV Technischer-Überprüfungs-Verein
    VBG Unfallverhütungsvorschrift
    VDEW Vereinigung Deutscher Elektrizitäts-Werke
    WR Wechselrichter

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    2 Formelzeichen

    a Abstand
    A Fläche
    ALeitung Leiterquerschnitt
    cp Anströmbeiwert
    F Kraft
    h Höhe
    In; Ir Nennstrom
    l; l Länge
    L Induktivität
    n Menge; Anzahl
    P Leistung
    Pn Nennleistung
    Ppeak Spitzenleistung
    PWR Wechselrichterleistung
    q Staudruck bzw. Sog
    Q Wärmeenergie
    r Radius
    R ohmscher Widerstand
    Rdiff differentieller ohmscher Widerstand
    T Zeitkonstante
    U Spannung
    UMPP Spannung im Punkt maximaler Leistung
    Un Nennspannung
    UWR Wechselrichterspannung
    U0 Leerlaufspannung
    DU Spannungsfall
    W Arbeit
    a Schutzwinkel
    d spezifischer Widerstand
    t Zeitkonstante
    l Verschiebungsfaktor

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    3 Vorwort

    Bedingt durch mein Interesse an den alternativen Energien, im speziellen an der Bereitstellung von Elektroenergie aus regenerativen Energiequellen, habe ich mir im 5. Semester meines Studiums eine Praktikumsstelle bei Energie-BISS gesucht, einer Firma, die hauptsächlich auf dem Gebiet der solaren Energiegewinnung tätig ist. Während dieses Praktikums habe ich mich intensiv mit der Solarenergietechnik befaßt. Mein spezielles Augenmerk war und ist dabei auf die Elektroenergiegewinnung mittels Sonnenenergie gerichtet. Daher bemühte ich mich auch um ein Diplomthema in dieser Fachrichtung.

    Da die Nutzung der Photovoltaik für die Energieumwandlung in größerem Maßstab noch sehr jung ist, gibt es weder spezielle, vollständige Errichtungsvorschriften noch umfassende Planungsrichtlinien.

    Ziel dieser Diplomarbeit ist es, diesen Mangel durch die Erstellung einer allgemeinen Planungsrichtlinie zu beheben. Sie soll eine bessere Übersichtlichkeit über den jetzigen Stand der Entwicklungen der Einzelkomponenten und deren Zusammenstellung schaffen.

    Aufbau der Arbeit

    Zuerst erfolgt eine Begriffserklärung sowie eine Abhandlung über die Geschichte und den Forschungsstand bei der Photovoltaik-Technik.

    Im Anschluß daran wird anhand eines Blockschaltbildes der allgemeine Anlagenaufbau von Photovoltaikanlagen im Netzparallelbetrieb mit der Funktion der Einzelteile erklärt.

    Im nächsten Teil folgt der Schwerpunkt der Arbeit, dort sind die Planungsrichtlinien für den Bau von Photovoltaik-Anlagen aufgeführt und erklärt.

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    4 Einführung

    In der heutigen Zeit ist wohl ein Leben ohne elektrische Energie im Weltmaßstab nicht mehr möglich. Es ist aber bekannt, daß die konventionellen Energiequellen endlich sind und daß bei ihrer Nutzung Abgase und Abprodukte entstehen, die große Umweltprobleme mit sich bringen. Um diesem Dilemma zu entgehen, muß Stück für Stück auf alternative, erneuerbare Energiequellen für die Elektroenergiegewinnung und deren sparsamen Verbrauch umgestellt werden. Hierbei kann die solare Elektroenergiegewinnung, wie in folgender Abbildung zu erkennen ist, eine bedeutende Rolle spielen.

    Abb. 2-1: Erneuerbare Energiequellen und Energieverbrauch in GWh / Jahr
                     (Übertrag aus Lit.: /1/ Seite 237 Abb. 16-1)

    Diese Abbildung zeigt, daß weit mehr Solarenergie auf die Erdoberfläche kommt als zur Deckung des gesamten Weltenergieverbrauchs nötig ist.

    Da die Sonne voraussichtlich noch mehrere Milliarden Jahre bestehen wird und somit ihre Nutzung als Energiequelle für dieselbe Zeit möglich scheint, kann man Solarenergie nach menschlichem Maßstab als erneuerbare Energie bezeichnen.

    Wenn man die heutigen Energiequellen betrachtet, handelt es sich mit Ausnahme der Kernenergie und der Elektroenergieerzeugung durch Gezeitenkraftwerke oder Erdwärmekraftwerke bei allen anderen um Energieformen, die aus der Stahlungsenergie der Sonne entstanden sind oder entstehen. Auch Wind-, Wasser- und Bioenergie sind Umwandlungen der Sonnenenergie.

    Es gibt verschiedene Methoden der Umwandlung von Sonnenenergie in Elektroenergie. Die technische Nutzung der Strahlungsenergie zur Elektroenergiegewinnung kann man in 2 Gruppen unterteilen.

    Die 1. Gruppe ist die indirekte Umformung. Dazu zählt z.B. die Sammlung der Strahlen mit Hilfe von Parabolspiegeln und die Nutzung der entstehenden Wärme zur Dampferzeugung und späteren Verstromung durch Turbinen-Generatoren-Systeme.

    Bei der 2. Gruppe handelt es sich um die direkte Umformung der Strahlung in elektrische Energie mit Hilfe von Halbleitern. Diese Halbleiter nennt man Solarzellen, und die Technik wird als Photovoltaik bezeichnet.

    Bei der direkten Umformung sorgen die Photonen, die die Träger der Lichtenergie sind, dafür, daß an einer Solarzelle eine elektrische Spannung abgegriffen werden kann. Wie das geschieht, wird im Kapitel 5.2 am Beispiel einer Siliziumsolarzelle erklärt.

    Die direkte Umwandlung der Energie mit Solarzellen hat den Vorteil, daß es keine mechanisch verschleißenden Teile gibt, keine Betriebsstoffe benötigt werden, keine Abgase beim Betrieb entstehen und die Umwandlung lautlos erfolgt. Außerdem ist Silizium, das für die Herstellung von Siliziumsolarzellen benötigt wird, mit 27,5 % das zweithäufigste Element der Erdkruste.

    Da aber die Herstellung von Solarzellen sehr aufwendig ist, sind die Kosten der direkten Umwandlung in Großanlagen zur Zeit noch höher als bei der indirekten Umwandlung.

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    5 Die Photovoltaikzelle

    5.1 Geschichte der photovoltaischen Elektroenergiegewinnung

    Im Jahre 1839 wurde von dem französischen Physiker Antoine César Bequerel ein Effekt entdeckt, bei dem Licht direkt in elektrische Energie umgewandelt wird. Diese Entdeckung wurde photovoltaischer Effekt genannt. Rund 100 Jahre danach, im Jahre 1930, wurde von dem Physiker Schottky die Theorie dazu geliefert. Noch einmal 24 Jahre vergingen, bis im Jahre 1954 die erste Solarzelle aus Silizium entwickelt wurde. Mit dieser Entwicklung begann die technische Nutzung des photovoltaischen Effektes. In den ersten Jahren spielte die Photovoltaik nur in der Raumfahrt eine größere Rolle, weil mit ihrer Nutzung die Satelliten sicher mit elektrischer Energie versorgt werden konnten. Seit der Ölkrise in den siebziger Jahren wird die Photovoltaik nun auch verstärkt zur Elektroenergiegewinnung auf der Erde eingesetzt.

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    5.2 Das Prinzip der photovoltaischen Zelle

    Silizium hat als Element der 4. Hauptgruppe vier Außenelektronen in der äußeren Elektronenschale. Durch die Ausbildung von Elektronenpaarbindungen der äußeren Elektronen benachbarter Atome werden die Siliziumatome zu einem räumlichen Kristallgitter verbunden, und für jedes Atom wird eine stabile Konfiguration von 8 Außenelektronen erreicht. Durch Photonenbestrahlung können Elektronen aus einer solchen Bindung herausgelöst werden. Es stehen dann freibewegliche Ladungsträger zur Verfügung, die Elektronen ( - ) und die Elektronenfehlstellen ( + ), auch Löcher genannt. Benachbarte Bindungselektronen können den Platz des Loches einnehmen; es kommt zum "Wandern" des Loches. Für die Ladungsträger-Paarbildung ist kurzwelliges Licht mit einer Wellenlänge l < 1,13 µm erforderlich. Licht dieser Wellenlänge ist ein Teil des Sonnenlichtspektrums.
    Die durch Lichteinfall gebildeten Elektronen-Loch-Paare sind sehr unbeständig, denn nach kurzer Zeit rekombinieren sie, das heißt, sie fallen an ihre alten Plätze zurück. Es entsteht nur Wärme. Will man die Ladungsträger-Paarbildung zur Elektroenergiegewinnung ausnutzen, so müssen die Elektronen und die Löcher voneinander getrennt werden. Zu diesem Zweck baut man Solarzellen aus zwei verschiedenen Schichten auf, einer negativ dotierten n-Schicht und einer positiv dotierten p-Schicht.
    In die n-Schicht sind einige Phosphoratome dotiert. Phosphor hat 5 Außenelektronen. Dieses fünfte Außenelektron ist im Kristallverband nur schwach gebunden, durch geringe Energiemengen wird es freigesetzt. Bei einer thermischen Energie, die schon bei 25C erreicht ist, haben nahezu alle Phosphoratome ein Elektron abgegeben.
    Die p-Schicht ist mit Boratomen dotiert. Bor hat nur 3 Außenelektronen, was bei einer Einbindung in das Siliziumkristall zu unvollständigen Gitterbindungen führt. In die Elektronen-Lücke kann bei geringer Energiezufuhr ein benachbartes Bindungselektron überwechseln. An der Fehlstelle des Elektrons entsteht eine positive Ladung.
    Bringt man nun die p- und die n-Schicht zusammen, so vereinigen sich die freibeweglichen Elektronen und die Elektronenfehlstellen an der Schichtgrenze. Phosphor gibt seine überschüssigen Elektronen ab, und Bor nimmt sie auf. Somit bekommt Phosphor an der Schichtgrenze eine positive Ladung und Bor eine negative. Es entsteht ein Feld, dessen Richtung dem der p-n-Schicht entgegengerichtet ist. Die Feldstärke dieses Feldes wächst gerade so weit an, daß sie einer weiteren Vereinigung der Elektronen aus der n-Schicht mit den Löchern der p-Schicht entgegensteht. Das Feld sorgt also für die Trennung der durch Energieeinwirkung freigesetzten Ladungsträger. Durch diese Ladungstrennung an der Grenzschicht entsteht eine Spannung, die von dem n-Bereich zum p-Bereich gerichtet ist und Diffusionsspannung genannt wird.
    Wird die Photovoltaikzelle nun mit Photonen, den Trägern der Lichtenergie, bestrahlt, so dringen diese in das Kristallgitter der Zelle ein und regen die Kristallatome dazu an, Valenzelektronen freizusetzen. Es entstehen positiv geladene Ionen. Die Diffusionsspannung sorgt nun dafür, daß Elektronen aus dem (negativ geladenen) p-Bereich in den (positiv geladenen) n-Bereich kommen. Auf diese Weise wird der n-Bereich mit Elektronen und der p-Bereich mit Löchern angereichert. Dies geschieht, bis das durch die Anreicherung entstandene Potential mit der Diffusionsspannung im Gleichgewicht steht. Dieses Potential wird als Photospannung bezeichnet. Diese Photospannung hat bei kristallinen Siliziumsolarzellen den typischen Wert von 0,5 - 0,6 V.
    Schließt man nun die p- und n-Schicht über einen elektrischen Leiter zusammen, so kommt es zu einem Gleichstromfluß.

    Nachfolgend als Beispiel die Darstellung der Funktion einer Siliziumsolarzelle aus p- und n-dotiertem Silizium:

    Abb. 3-1: Modell einer n-p-Siliziumzelle
                     (nach Vorlage aus Lit.: /23/ Seite 29)

    Eine Solarzelle hat meistens die Größe 10 cm x 10 cm. Sie besteht aus dem p-n-Halbleitermaterial, auf das auf der Lichteinfallsseite die Kontaktfinger und eine Antireflexionsschicht zur Verminderung der Abstrahlungsverluste aufgebracht sind. Auf der Rückseite befinden sich der Rückkontakt und eventuell ein Träger, welcher der Zelle die nötige Stabilität gibt.

    Um die Eigenschaften der einzelnen Solarzelle technisch nutzen zu können, schaltet man viele Solarzellen zu sogenannten Modulen zusammen. Dabei werden die kleinen Solarzellen in einer elektrischen Reihenschaltung verschaltet und nachfolgend gekapselt. Die Kapselung besteht aus einer speziell gehärteten Glasscheibe mit hoher Lichtdurchlässigkeit und einem rückseitigen Kunststoffverguß, der aus den Thermoplasten PVB (Polyvinylbutyral), EVA (Ethylen-Vinyl-Acetat) oder ähnlichem besteht. Es gibt auch Kapselungen, bei denen die Solarzellen zwischen zwei Glasplatten in Klebefolie eingeschlossen werden. Diese Module sind dann lichtdurchlässig und besonders für Glasdächer geeignet. Eine weitere Kapselungsmethode besteht darin, die Zellen auf einer Metallplatte aufzukleben und mit einem durchsichtigen Kunststoff zu vergießen. Teilweise werden diese Bauteile noch in einen Aluminiumrahmen eingebaut. Die Kapselung schützt die Solarzellen vor Feuchtigkeit und mechanischen Einflüssen.

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    6 Unterteilung der photovoltaischen Solaranlagen

    Photovoltaikanlagen haben den Nachteil, daß die erzeugte Elektroenergie meistens nicht genau dann entsteht, wenn sie benötigt wird. Aus diesem Grund werden Photovoltaikanlagen in der Regel mit einem Energiespeicher versehen. Je nach Speicherart, kann man die Photovoltaikanlagen grob in autarke und netzgeführte Anlagen unterteilen.

    Netzgeführte Anlagen benutzen das öffentliche Netz als Elektroenergiespeicher, sie geben die erzeugte Elektroenergie ohne Zwischenspeicherung in das öffentliche Netz ab. Diese Betriebsart wird als netzparalleler Betrieb bezeichnet. Dabei wird die Gleichspannung durch Wechselrichter an die netzseitige Wechselspannung angepaßt.
    Größere Anlagen werden im allgemeinen immer in netzparallelem Betrieb ausgeführt, da hierbei die aufwendige und teure Akkumulatorentechnik entfallen kann.

    Bei autarken Anlagen wird dagegen die erzeugte Elektroenergie in Akkumulatoren gespeichert, bis sie benötigt wird, oder die Elektroenergie wird durch Elektrolyse von Wasser in chemische Energie, in Form von Wasserstoff und Sauerstoff, umgewandelt und in Tanks gespeichert. Die autarken Anlagen kommen vorwiegend dort zur Anwendung, wo kein Elektroenergieanschluß durch die EVUs vorhanden ist. Da somit das EVU-Netz nicht als Pufferspeicher genutzt werden kann, muß die Photovoltaikanlage so dimensioniert sein, daß auch in sonnenarmen Jahreszeiten eine ausreichende Elektroenergiemenge erzeugt werden kann, was dann in sonnenreichen Zeiten zu einer ungenutzten Überproduktion von Elektroenergie führen kann. Dennoch sind diese Anlagen oftmals wirtschaftlich, da hierbei ein Ersatz der teuren Elektroenergiegewinnung mit Hilfe von Dieselaggregaten möglich ist.

    Zu den autarken Anlagen zählt man auch die sogenannten Hybridanlagen, bei denen neben der photovoltaisch erzeugten und gespeicherten Elektroenergie noch ein Dieselaggregat für die sichere Elektroenergieversorgung in den sonnenarmen Zeiten dient.

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    7 Solarzellenarten

     

    Solarzellen lassen sich prinzipiell in zwei große Gruppen unterteilen, die Dickschichtsolarzellen und die Dünnschichtsolarzellen. Das momentan am meisten verwendete Zellenmaterial ist Silizium. Aus diesem Material lassen sich die verschiedenen Solarzellenarten aufbauen.

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    7.1 Dickschichtsolarzellen

    Den größten Stellenwert und auch den höchsten Wirkungsgrad haben derzeit die Dickschichtzellen. Diese bestehen aus ca. 0,4 mm dicken Scheiben hochreinen Siliziums. Je nach Herstellungsart sind die Solarzellen monokristallin oder polykristallin.
    Den größeren Wirkungsgrad haben mit 15...17,5 % die monokristallinen Zellen. Bei ihnen besteht der Halbleiter aus einem einzigen Siliziumkristall. Diese Zellen sind jedoch teuer in der Herstellung, da es sehr aufwendig ist, einen einkristallinen Siliziumstab zu ziehen.
    Preiswerter ist dagegen die Herstellung von polykristallinen Zellen, da dabei kein Einkristall gezogen werden muß, sondern die Siliziumschmelze in Blöcke gegossen werden kann. Es entsteht somit ein Halbleitermaterial, das sich aus vielen kleinen ungeordneten Siliziumkristallen zusammensetzt. Bei Zellen aus diesem Material liegt der Wirkungsgrad bei 12...14 %.
    Sowohl die monokristallinen Siliziumstäbe als auch die polykristallinen Siliziumblöcke müssen in Scheiben geschnitten werden. Dafür wird ein spezielles Sägeverfahren angewendet. Dieses ist sehr aufwendig und mit Materialverlust durch Verschnitt verbunden, was bei dem teuren Reinstsilizium die Kosten nur unnötig in die Höhe treibt. Daher wurden verschiedene Verfahren entwickelt, um preiswerter an die benötigten Siliziumscheiben zu gelangen. So beispielsweise die Herstellung polykristalliner Scheiben, bei der das flüssige Silizium direkt aus der Schmelze in Scheibenform gegossen oder in Bandform gezogen wird. Gerade das Bandziehverfahren ist aber erst bei großen Verarbeitungsmengen wirtschaftlich und bedarf daher der Massenfertigung von Solarzellen.

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    7.2 Dünnschichtsolarzellen

    Noch preiswerter als die Herstellung von polykristallinen Zellen ist das Aufzubringen von Silizium in einer dünnen Schicht auf eine Glasplatte. Dadurch entstehen amorphe Zellen, die keine Kristallgitterstrukturen besitzen. Diese Halbleiter bestehen aus willkürlich angeordneten Siliziumatomen. Die amorphen Zellen haben eine Schichtdicke von ca. 1 µm (Dünnschichtsolarzelle) und einen Wirkungsgrad von 5...8 %. Durch die geringe Schichtdicke wird viel weniger Silizium für die Herstellung benötigt, was Vorteile durch Material- und Energieeinsparung bei der Herstellung mit sich bringt. Allerdings ist bei diesen Halbleitern eine Langzeitinstabilität in der Solarzelle zu verzeichnen, das heißt, der Wirkungsgrad sinkt mit zunehmendem Alter der Zelle. Diese Eigenschaft wird als Degradation bezeichnet.
    Durch die Kombination von mehreren Dünnschichtsolarzellen unterschiedlicher Charakteristik übereinander zu sogenannten Tandemzellen läßt sich der Wirkungsgrad aber auf rund 18 % erhöhen.

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    7.3 Weiterentwicklungen von Solarzellen

    Eine monokristalline Solarzellenart, die auf einem anderen Prinzip beruht, ist die MIS (Metal-Isolation-Semiconductor) Solarzelle. Diese Technik, die ohne den bisher üblichen pn-Übergang auskommt, benötigt weniger Herstellungsschritte und ist weniger energie- und materialaufwendig als die Herstellung von herkömmlichen monokristallinen Solarzellen. Dennoch liegt der Umwandlungswirkungsgrad bei rund 15 %.

    Laut einer Studie zur Kostenentwicklung von Photovoltaikanlagen, die die Bayernwerk AG gemeinsam mit der RWE Energie AG, Siemens AG sowie der Siemens Solar GmbH in Auftrag gegeben haben, soll in den nächsten Jahren der Wirkungsgrad von Dünnschichtzellen verbessert werden. Dabei soll die Energieausbeute um bis zu 20 % gesteigert werden.

    Es werden auch Solarzellen aus anderen Materialien hergestellt, beispielsweise Zellen aus:

    Ÿ Cadmiumsulfid / Kupfersulfid mit einem Wirkungsgrad von 3...6 %

    Ÿ Kupfer-Indium-Diselenid (CIS)-Tandemzelle mit einem Wirkungsgrad von 16 %

    Ÿ Galliumarsenid (monokristallin) mit einem Wirkungsgrad von 13...17 %.

    Mit verbesserten Galliumarsenidzellen, den sogenannten III-V-Solarzellen mit Vielfachschichten, wurden im Labor schon Wirkungsgrade von 35 % erreicht. Mit sogenannten Kogenerationszellen (gleichzeitige Ausnutzung des optischen und thermischen Anteils des Sonnenspektrums durch elektrooptische und wärmetechnische Mittel) auf III-V-Solarzellenbasis wurden sogar schon Gesamtwirkungsgrade von 40 % bei Labortests erzielt.

    Alle diese Wirkungsgrade werden unter Standardtestbedingungen ermittelt, d.h. bei einer Einstrahlung (E) von 1000 W/m², einer Solarzellentemperatur (TC) von 25C und einem Einstrahlungspektrum, welches bei einem Air Mass (AM) von 1,5 wirksam wird. Ein Air Mass von 1,5 bezeichnet ein Einstrahlungspektrum der Solarstrahlung bei einem Einfallswinkel von rund 42 Grad entsprechend der anderthalbfachen Luftmasse der Atmosphäre, die bei senkrechtem Einfall auf den Äquator durchstrahlt werden muß. Dies entspricht den Verhältnissen in Mitteleuropa im Sommer bei Sonnenhöchststand.

    Die hohen Wirkungsgerade sind jedoch nur mit einem großen technischen Aufwand zu erreichen und dementsprechend teuer. Man kann somit jedoch absehen, was in Zukunft bei der Entwicklung der Solarenergienutzung zu erwarten ist.

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    8 Methoden zur Erhöhung der Energieausbeute

    8.1 Wirkungsgraderhöhung durch die Mitnutzung der thermischen Energie

    Solarzellen erwärmen sich bei Bestrahlung auf Temperaturen von 40 - 80C.
    Wie aus folgender Abbildung zu erkennen ist, sind Photovoltaikzellen temperaturabhängig.

    Abb. 6-1: Strom-Spannungs-Charakteristik einer Photovoltaikzelle bei veränderter Temperatur
                     (nach Vorlage aus Lit.: /12/ Seite 16, Abbildung 1.6 b)

    Mit steigender Temperatur sinkt der Wirkungsgrad. Die abgegebene Leistung eines Photovoltaikmoduls verringert sich somit bei Erwärmung. Dabei kann davon ausgegegangen werden, daß pro 10C Temperatursteigerung die Leistung um ca. 6 % sinkt. Es bietet sich also an, durch Kühlung der Zellen die Temperatur niedrig zu halten. Dazu werden zum Beispiel Module gebaut, bei denen die Photovoltaikzellen auf Solarwärmekollektoren aufgebracht sind. Diese werden als Hybridkollektoren bezeichnet. In diesen Hybridkollektoren befindet sich Wasser oder ein anderes Wärmeträgermedium, das die entstehende Wärme von den Photovoltaikzellen abführt. Somit wird der elektrische Wirkungsgrad optimiert und die Wärme kann nutzbringend weiterverwandt werden. Die Strahlungsenergie wird in Wärme und elektrische Energie umgewandelt und genutzt. Mit diesen speziellen Modulen sind Gesamtumwandlungswirkungsgrade von rund 70 % möglich. Da der technologische Aufwand aber recht groß ist, werden diese Hybridkollektoren bisher sehr selten installiert.

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    8.2 Konzentration der Strahlung

    Eine andere Methode zur Erhöhung der Energieausbeute besteht darin, die Strahlen der Sonne zu sammeln und konzentriert auf die Photovoltaikzelle zu schicken. Dazu gibt es verschiedene Methoden. Zum einen werden links und rechts der Module Spiegel angebracht, wie auf folgender Abbildung dargestellt:

    Abb. 6-2: Einfache Konzentrationsvorrichtung durch Spiegel an einem Photovoltaikmodul
                     (Übertrag aus Lit.: /12/ Seite 25 Abb. 1.11)

    Diese Technik wurde bei dem Photovoltaikkraftwerk Carissa Plain in Kalifornien angewendet (vgl. Kapitel 9).

    Welchen Einfluss die Spiegel und eine Sonnennachführung auf Leistungserzeugung der Solaranlage hat ist auf Abbildung 13-3 zu erkennen.

    Zum anderen werden mit Hilfe von sogenannten Fresnel-Linsen die Strahlen dadurch gebündelt, daß sie auf das Modul gelenkt werden, wie auf folgender Abbildung zu sehen:

    Abb. 6-3: Konzentration der Strahlung mit Hilfe von Fresnel-Linsen
                     (Übertrag aus Lit.: /12/ Seite 28 Abb. 1.16)

    In beiden Fällen wird somit die genutzte Bestrahlungsfläche dadurch vergrößert, daß man mit preiswerteren Produkten die Strahlung umlenkt und mit dem Photovoltaikmodul sammelt.
    Beide Methoden zeigen jedoch nur dann eine gute Wirkung, wenn man die gesamte Anordnung dem Sonnenstand nachführt. Dies erfordert allerdings einen hohen technischen Aufwand.

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    8.3 Zerlegung der Lichtstrahlung

    Mit Hilfe von holographischen Linsen ist es möglich, die ankommende Lichtstrahlung durch Beugung in Strahlung mit bestimmter Wellenlänge zu zerlegen. Da Photovoltaikzellen abhängig vom Aufbau und Material nur ein bestimmtes Wellenlängenspektrum nutzen können, werden mehrere verschiedene Zellen nebeneinander plaziert. Die holographischen Linsen sorgen dafür, daß jeder Zellentyp das Wellenspektrum erhält, für das er ausgelegt ist. Die wellenlängenabhängige Arbeitsweise sorgt demnach für eine bessere Nutzung der eingestrahlten Lichtenergie.
    Bei dieser Technik müssen die Module jedoch auch dem Sonnenstand nachgeführt werden.

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    8.4 MPP-Tracking

    Unter MPP-Tracking versteht man den kontinuierlichen Betrieb des Solargenerators in seinem Punkt optimaler Leistung, ungeachtet der Verlagerung des Punktes infolge veränderlicher Bestrahlungsstärken oder Temperaturschwankungen. Dieses MPP-Tracking kann durch eine veränderliche Eingangsimpedanz des Wechselrichters realisiert werden. Die Impedanz des Wechselrichters wird immer so eingestellt, daß die Photovoltaikmodule von ihrem Strom-Spannungs-Verhalten her die maximal mögliche Leistung bezogen auf die Einstrahlung abgeben können.
    Diese Technik zur Erhöhung der Energieausbeute wird bei nahezu allen Wechselrichtern für den Netzparallelbetrieb angewendet. Eine gute Regelbarkeit des MPP-Trackings setzt jedoch voraus, daß alle Photovoltaikmodule gleiche Strom-Spannungs-Kennlinien besitzen, und die Abschattung einzelner Module verhindert wird (vgl. Kapitel 15.2).

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    9 Überblick über realisierte Photovoltaikanlagen

    Nach einer Studie der IEA von 1987 sind in den achtziger Jahren folgende Photovoltaik-Kraftwerke mit einer Leistung von mindestens 300 kWp fertiggestellt worden.

    Ÿ Carrisa Plain in den USA, Kalifornien
    6.400 kWp
    Ÿ Rancho Seco in den USA, Kalifornien
    2.000 kWp
    Ÿ NEDO in Japan
    1.000 kWp
    Ÿ Lugo Station in den USA, Kalifornien
    1.000 kWp
    Ÿ Toledo in Spanien, Fertigstellung 1994
    1.000 kWp
    Ÿ SOLARAS in Saudi Arabien
    350 kWp
    Ÿ Insel Pellworm in Deutschland
    300 kWp
    Ÿ Georgetown University in den USA, Washington D.C.
    300 kWp

    In Deutschland existierten 1992 bereits 6 Photovoltaikanlagen mit einer Leistung über 100 kWp (nach Literatur /2/ Seite 39)

    Ÿ Kobern-Gondorf an der Mosel mit 340 kWp ist die erste Stufe eines 1 MW-Projektes der RWE Energie AG mit einer Modulfläche von 3700 m². Die Anlage wurde 1988 in Betrieb genommen. Mit dieser Anlage sollen verschiedene Solarzellentypen, Wechselrichterkonzepte, Stützerkonstruktionen sowie die gesamte Optimierung einer Photovoltaikanlage untersucht werden. Die Jahreserzeugung wird mit 249,2 MWh angegeben.

    Ÿ Als zweite Stufe wurde in Grevenbroich bei Köln am Neurather See von der RWE Energie AG eine Anlage mit einer Leistung von 360 kWp errichtet. Die Anlage wurde 1991 in Betrieb genommen und hat eine Modulfläche von 3300 m². Bei dieser Anlage sollen vor allem die Kosten der photovoltaischen Elektroenergiegewinnung untersucht werden.

    Ÿ Insel Pellworm: Hier wurde 1983 von der Schleswag AG eine 300 kWp-Anlage in Betrieb genommen. Es wurden ausschließlich polykristalline Solarzellen auf einer Fläche von 4500 m² verwendet. Seit 1992 ist die Anlage auf 600 kWp erweitert worden.

    Ÿ In Neuburg vorm Wald ging 1990 eine 278 kWp-Anlage ans Netz. Diese Anlage wurde mit mono- und polykristallinen Zellen unter Beteiligung der Bayernwerk AG errichtet. Die Modulfläche beträgt 3000 m². Mit dieser Anlage soll die elektrolytische Wasserstofferzeugung auf Basis der Photovoltaik erprobt werden.

    Ÿ Die Rostocker Hevag ging 1992 mit einer 250 kWp-Anlage in Köswitz ans Netz. Für diese Anlage wurden polykristalline Zellen mit einer Gesamtfläche von 2230 m² verwendet.

    Ÿ In Burg (Fehmarn) versorgt seit 1989 eine 140 kWp-Photovoltaikanlage mit polykristallinen Zellen eine Kläranlage.

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    10 Neue Anlagentechnik

    Noch in der Einführung sind sogennante MIC (Modul-Integrierter-Converter)-Systeme, bei denen große Photovoltaikmodule mit Leistungen um die 200 Wp direkt über einen eigenen Wechselrichter verfügen.
    Diese können dann nach den allgemein gültigen Richtlinien für Wechselspannungsinstallation zusammengeschaltet werden. Das bringt große Vorteile bei der Installation sowie bei den Steuer- und Schutztechniken für Photovoltaikanlagen. Die Photovoltaikzellen unterliegen keiner erhöhten Spannungsbelastung durch Reihenschaltung mehr (siehe Kapitel 11.1) und auch Teilabschattungen der Photovoltaikanlage (siehe Kapitel 15.2) führen nicht zu Steuerproblemen der MPP-Nachführung. Die Anlagen können jederzeit ohne große Probleme erweitert werden.

    Der Nachteil dieser MIC-Module liegt im hohen elektronischen Aufwand und den erhöhten Belastungen der elektrischen Bauteile, die durch Temperaturerhöhung der bestrahlten Module hervorgerufen werden.

    Ein Kostenvorteil gegenüber dem bisher üblichen Anlagenaufbau ist durch die im Jahr 1995 anlaufende Serienfertigung zu erwarten.

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    11 Allgemeiner Anlagenaufbau

    Im Rahmen dieser Diplomarbeit wird nur auf Anlagen im Netzparallelbetrieb eingegangen.
    Einen Überblick über den bisher üblichen Anlagenaufbau einer Photovoltaikanlage zeigt nachfolgendes Blockschaltbild:

    Abb. 9-1: Aufbau einer Photovoltaikanlage im Netzparallelbetrieb
                     (nach Vorlage aus Lit.: /9/ Seite 12 Bild 8)

    Die Abbildung 9-1 zeigt den allgemeinen Aufbau einer Photovoltaikanlage im Netzparallelbetrieb vom Solargenerator bis zur Netzeinspeisung. Nachfolgend werden die einzelnen Anlagenteile genauer erklärt.

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    11.1 Modulverschaltung

    Die einzelnen Module sind in Reihe zusammengeschaltet. Diese Reihenschaltung der Solarmodule wird als Strang bezeichnet. Die Gesamtheit der Stränge bildet dann den Solargenerator. Die Anzahl der Module je Strang richtet sich nach der erforderlichen Systemspannung des Wechselrichters, welche zur Zeit bei maximal 1 kV liegt. Diese Grenze ist durch die Spannungsfestigkeit der elektronischen Schaltelemente bedingt. Um die Module nicht mit solch hohen Spannungen zu belasten, können die Stränge in der Mitte geerdet werden (siehe Abbildung 9-2). Durch die Mittenerdung bedingt beträgt dann die maximale Strangspannung 500 V.
    Wichtig für die Anpassung des Solargenerators an den Wechselrichter ist die MPP-Modulspannung bei einer hohen Einstrahlungsleistung von 1000 W/m² und einer erhöhten Zellentemperatur von 45C, da hierbei eine hohe Leistung bei geringer Spannung erzeugt wird. Außerdem darf die größtmögliche Solargenerator-Leerlaufspannung, die bei Einstrahlung von 800 W/m² und einer Zellentemperatur von -10C entsteht, die Wechselrichterspannungsfestigkeit nicht übersteigen. Im allgemeinen ist der Gleichspannungseingang des Wechselrichters nur für ULeerlauf = 1,6 × UMPP ausgelegt.

    Es ist weiterhin darauf zu achten, daß bei Anwendung der Schutzmaßnahme Schutzkleinspannung die Leerlaufspannung eines Stranges nicht über 120 V steigt, da ansonsten die Berührungsspannung im Fehlerfall für den Menschen gefährlich werden kann und somit die Schutzmaßnahme nicht mehr eingehalten wird. Als Grundlage für die Spannungshöhe muß die maximale Generatorleerlaufspannung eingesetzt werden.

    Will man dennoch eine Gleichspannung über 120 V und bis 240 V erreichen, so kann man sich dadurch behelfen, daß man jeden Strang in der Mitte erdet, wie in folgender Abbildung zu erkennen ist:

    Abb. 9-2: Erdung der Stränge des Solargenerators

    In diesem Fall kann die Solargeneratorspannung im Leerlauf bis zu 240 V ansteigen, ohne daß die Berührungsspannung 120 V übersteigt. Bei der Schutzmaßnahme Schutzkleinspannung darf kein aktiver Leiter geerdet werden, und es muß eine galvanische Trennung im Wechselrichter zwischen Gleich- und Wechselstromseite vorhanden sein. Die Aufgabe der galvanischen Trennung übernimmt im Wechselrichter der Transformator. Es dürfen also keine trafolosen Wechselrichter bei Schutzkleinspannung eingesetzt werden.

    Man kann die Strangspannung auch weiter erhöhen und zur Schutzmaßnahme Schutzisolierung übergehen. Dabei sind dann die gesamten Module berührungssicher aufzustellen und mit einer automatischen Isolationsüberwachung zu versehen. Im Falle eines Erdschlusses werden dann der positive und der negative Pol des Solargenerators geerdet. Angewendet wurden diese Möglichkeiten zum Beispiel bei den Photovoltaikanlagen in Kobern Gondorf, die mit 400 V Gleichspannung, und bei der Anlage am Neurather See, die mit ± 400 V zu 800 V Gleichspannung verschaltet sind.

    Da herkömmliche Photovoltaikmodule nicht über eine sehr hohe Isolationsfestigkeit verfügen (siehe Kapitel 15.1.1), sollte bei höheren Spannungen der Solargenerator grundsätzlich in der Mitte geerdet werden. So wird sichergestellt, daß das Potential an einem Solarmodul gegen Erde maximal die halbe Leerlaufspannung des Solargenerators betragen kann.

    Die Leistungsanpassung des Generators an den Wechselrichter erfolgt durch die Parallelschaltung der Stränge. Je mehr Stränge parallel geschaltet werden, desto höher wird die Solargeneratorleistung.

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    11.2 Schutzvorkehrungen für die Module

    Zum Schutz der Solarzellen vor Zerstörung durch übermäßige Erwärmung sind den Photovoltaikzellen fabrikmäßig Bypass-Dioden parallelgeschaltet. Zu einer solchen Erwärmung kann es kommen, wenn ein Teil des Moduls - zum Beispiel durch Blätter oder Schnee - abgedeckt wird und somit kein Licht für die Energieumwandlung erhält, die anderen Zellen jedoch der Sonnenbestrahlung ausgesetzt sind. Die abgedeckte Zelle würde als Verbraucherwiderstand wirken, und bei einer Spannung von etwa 15 V könnte es zum Durchbruch in der Zelle kommen.
    Die Bypass-Diode verhindert diesen Durchbruch, indem sie den Strom an der abgedeckten Zelle vorbeileitet.

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    11.3 Anschlußkasten

    Die einzelnen Strangleitungen werden in einem Anschlußkasten (manchmal auch als Feldverteiler bezeichnet) zusammengeschaltet. In diesem befinden sich auch die Strangdioden und die Strangsicherungen bzw. Leitungsschutzschalter (siehe auch Kapitel 15.3).

    Folgende Abbildung zeigt die mögliche Anordnung der Betriebsmittel in einem Anschlußkasten:

    Abb. 9-3: Mögliche Anordnung der Betriebsmittel in einem Anschlußkasten
                     (nach Lit.: /23/ Seite 208 Bild 7.3)

    Als Strangdioden werden sogenannte Schottky-Dioden benutzt. Diese werden zum Entkoppeln in jede Strangleitung geschaltet. Fällt dann dieser Strang durch einen Fehler aus, so wird verhindert, daß ein Stromfluß in entgegengesetzter Richtung zum Fließen kommt. Dies ist nötig, um Energieverlusten sowie einer Überlastung der Solarzellen vorzubeugen. Der Vorteil von Schottky-Dioden gegenüber Siliziumdioden liegt in der geringeren Durchlaßspannung und den damit verbundenen niedrigeren Energieverlusten über die Diode.

    Die Strangsicherungen oder Leitungsschutzschalter haben die Aufgabe, bei Diodenfehlern und gleichzeitigem Erdschluß den betroffenen Strang abzuschalten und somit eine Überlastung der Strangleitung sowie die damit verbundenen Energieverluste auszuschließen.

    Weiterhin ist in dem Anschlußkasten auch ein Teil des Überspannungsschutzes untergebracht. Überspannungen können beispielsweise durch Blitzeinschlag entstehen. Um diese Überspannungen von den Gleichstromhauptleitungen und vor allem von dem Wechselrichter fernzuhalten, werden Varistoren als Überspannungsableiter eingesetzt. Diese Überspannungableiter müssen eine thermische Überwachung besitzen, damit sie nach dem Ansprechen wieder löschbar sind und nicht durch den entstandenen Gleichstromerdschluß weiter gespeist werden. Zusätzlich müssen alle Befestigungskonstruktionen und Modulrahmen über eine Erdungsleitung geerdet werden.

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    11.4 Gleichstromhauptleitungen

    Von dem Anschlußkasten gehen die Gleichstromhauptleitungen ab. Um einen Kurzschluß zwischen den Leitern zu verhindern, sind die Plus- und die Minusleitung kurz- und erdschlußfest zu gestalten. Dies ist besonders wichtig, da es keine Schutzorgane gibt, die einen Kurzschlußstrom in der Hauptleitung erfassen können. Der Grund dafür ist, daß sich ein Kurzschlußstrom in seiner Stärke kaum vom maximalen Arbeitsstrom unterscheidet; dies liegt begründet im Strom-Spannungs-Verhalten der Solarzelle, welches anhand der Modulkennlinie in der nachfolgenden Abbildung zu erkennen ist.

    Abb. 9-4: Kennlinie für einen Solargenerator mit 76 W Nennleistung
                     (Einstrahlung: 940 W/m²; Solarzellentemperatur: 42C)

    Bei geringer Einstrahlung kann der Kurzschlußwert sogar unter dem normalen Arbeitsstromwert liegen. Da aber ein Kurzschluß zu einem andauernden, schwer löschbaren Lichtbogen führen kann, ist er aus Brand- und Personenschutzgründen unbedingt zu vermeiden. Für die kurzschlußsichere Verlegung gilt die DIN 57100/ VDE 0100 Teil 520, Abschnitt 10.2. Danach sollten die Hauptleitungen aus einadrigen Kabeln, einadrigen Mantelleitungen oder einadrigen Gummischlauchleitungen mit doppelter Isolierung oder Aderleitung mit verstärkter Isolierung bestehen und getrennt geführt werden. Nach Möglichkeit sollten eine oder beide Gleichstromhauptleitungen in metallischer Umhüllung verlegt werden.
    Durch die metallische Umhüllung ist ausgeschlossen, daß es zu einem Kurzschluß beider Hauptleitungen kommen kann, da in jedem Fall vorher ein Erdschluß entsteht. Dieser Erdschluß wird aber von der Isolationsüberwachung oder von einem Fehlerstrom-Schutzschalter registriert. Die metallische Umhüllung ist beidseitig mit der Schutzerdungsleitung zu verbinden. Auch die Überspannungsableiter sind an die Erdungsleitung anzuschließen.

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    11.5 Strangleitungen

    Eine Überlastung der Gleichstromhauptleitung ist nach den Angaben der Modulkennlinie nicht möglich, da der Wert des Nennstromes einer Solarzelle nur gering von dem Wert des Stromes im Kurzschlußfall abweicht. Es kann aber zu einer Überlastung der einzelnen Strangleitungen infolge von zwei gleichzeitigen Fehlern kommen. Dabei handelt es sich entweder um zwei Erdschlüsse oder um einen Erdschluß bei fehlender Potentialtrennung und gleichzeitigem Defekt der Strangdiode.

    Darstellung der Fehlervarianten in folgender Abbildung:

    Abb. 9-5: Beispielhafte Fehlervarianten
                     (nach Vorlage aus Lit.: /15/ Seite 114 Abb. 4)

    Die Wahrscheinlichkeit des Auftretens dieser Fehler ist sehr gering, jedoch nicht auszuschließen. Der sich ergebende Fehlerstrom kann die maximale Größe des Generatorgesamtkurzschlußstromes abzüglich des Strangkurzschlußstromes erreichen. Um die Strangleitungen vor der folgenden Überlastung zu schützen, ist es zweckmäßig, die Stränge mit Sicherungen oder Leitungsschutzschaltern beidseitig abzusichern. Bei kleinen Photovoltaikanlagen kann nach DIN 57100/VDE 0100 Teil 430 Punkt 8 auf diese Sicherungen oder Leitungsschutzschalter als Leitungsschutz verzichtet werden, wenn die verwendeten Strangleitungen den Fehlerstrom auf Dauer tragen können, ohne Schaden zu nehmen. Im Fehlerfall würde dann aber die gesamte Wechselrichtereinspeisung ausfallen.

    Man kann eine der Gleichstromhauptleitungen erden und somit einen Überspannungsableiter und eine Metallumhüllung einsparen. Dann darf jedoch nicht mehr die Schutzmaßnahme Schutzkleinspannung verwendet werden. Es kann auch nicht gleichzeitig der Mittelpunkt eines Stranges geerdet werden, um die Isolationsspannung niedrig zu halten.
    Bei der Erdung eines Hauptleiters sollten sich die Strangdioden in dem ungeerdeten Leiter befinden, um im Erdschlußfall eine Schutzwirkung übernehmen zu können.

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    11.6 Gleichspannungs-Freischalteinrichtung

    Vor dem Wechselrichter muß in die Gleichstromhauptleitung noch eine allpolige Trennstelle eingebaut werden, um den Wechselrichter vom Solargenerator trennen zu können. Diese Trennstelle wird als Gleichspannungs-Freischalteinrichtung bezeichnet und muß nach der maximalen Leerlaufspannung sowie dem maximalen Kurzschlußstrom ausgelegt werden. Die maximale Leerlaufspannung entsteht bei einer Einstrahlung von 800 W/m² und einer Zellentemperatur von -10C, der maximale Kurzschlußstrom bei einer Einstrahlung von 1000 W/m² und einer Zellentemperatur von 25C. Des weiteren ist die Zeitkonstante des Schaltgerätes zu beachten, um bei Wechselrichtern mit überwiegend induktiver Glättung Probleme durch Schaltspannungsspitzen zu vermeiden. Bei Wechselrichtern mit kapazitiver Glättung gibt es keine Schwierigkeiten mit den Schaltgeräten. In den meisten Fällen gibt es auch bei überwiegend induktiver Glättung keine Probleme, da die Schaltgeräte häufig mit einer Zeitkonstante T > 15 ms ausgeliefert werden, die von der Anlage nicht überschritten wird. Zur Überprüfung der Abschaltfähigkeit ist bei induktiver Glättung die Zeitkonstante zu berechnen und danach die Freischalteinrichtung auszuwählen. Die Berechnung wird im Kapitel  15.5 aufgeführt.

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    11.7 Erdschlußschutz

    Je nach Bauart des Wechselrichters muß entweder eine Isolationsüberwachung auf der Gleichstromseite oder ein pulsstromfähiger Fehlerstrom-Schutzschalter auf der Wechselstromseite vorhanden sein, um die Anlage vor Erdschlußströmen zu schützen. Die Isolationsüberwachung wird bei Wechselrichtern mit Transformator, die eine potentialmäßige Trennung der Gleich- von der Wechselstromseite ermöglichen, angewandt. Der Fehlerstrom-Schutzschalter wird bei Wechselrichtern ohne Transformator verwendet.
    Ein zweipoliger Fehlerstrom auf der Gleichstromseite gegen Erde kann nur durch einen kurzschließenden Schalter, der mit der Erdschlußerkennung gekoppelt ist, unwirksam gemacht werden. Dieser Schalter dient als definierte Kurzschlußstelle und sorgt für einen satten Kurzschluß. Dadurch wird der Fehlerstelle die Energie entzogen und somit ein Lichtbogen verhindert bzw. ein bereits bestehender gelöscht. Dies ist wichtig, um eine Brandentstehung durch eine Photovoltaikanlage zu verhindern. Die Solarmodule nehmen dadurch keinen Schaden, sie können einen dauernden Kurzschluß aushalten, weil dieser, wie in Kapitel  11.4 erläutert ist, nur gering vom Nennstrom abweicht. Besonders empfehlenswert wird dies bei Photovoltaikanlagen mit Leistungen über 10 kWp , da dort erhebliche Lichtbogenleistungen umgesetzt werden können.

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    11.7.1 Fehlerstrom-Schutzschalter

    Der Fehlerstrom-Schutzschalter ist nach DIN 57664/VDE 0664 Teil 1 und 3 auszulegen. Danach spricht er auch bei pulsierenden Gleich-Fehlerströmen an.
    Wie die Fehlerstrom-Schutzschalteranregung funktioniert, zeigt nachfolgendes Bild:

    Abb. 9-6: Fehlerstrom-Schutzschalteranregung
                     (nach Vorlage aus Lit.: /15/ Seite 114 Abb. 4)

    Da in diesem Fall ein Wechselrichter ohne Potentialtrennung verwendet werden muß, entsteht ein geerdetes System. Somit schließt sich beim Erdschluß ein Stromkreis: vom Fehlerpunkt über die Erde zum geerdeten Neutralleiter des Wechselstromkreises und löst dort den Fehlerstrom-Schutzschalter aus.

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    11.7.2 Isolationsüberwachung

    Die Isolationsüberwachung wird bei isolierten Systemen angewandt und kann schon einen sehr geringen Erdschlußstrom erfassen, denn mit ihr ist es möglich, einen Isolationsfehler schon in seiner Entstehungsphase zu erkennen. Das gibt die Möglichkeit, den Fehler zu beheben, bevor er zum Schaden - beispielsweise durch einen entstehenden Lichtbogen - an der Anlage führen kann. Isolationsfehler entstehen meistens durch eindringendes Wasser in die Module oder deren Anschlußdosen. Um dort bleibende Schäden zu verhindern, ist es sinnvoll, den Erdschluß schon in der Entstehungsphase zu orten und zu beheben. Das Isolationsüberwachungssystem bietet außerdem den Vorteil, daß bei ungeerdetem Gleichstromsystem die Anlage im Erdschlußfall ohne akute Gefahr weiterbetrieben werden kann. Allerdings sollte der Fehler bei nächstbester Gelegenheit behoben werden, da sonst bei einem weiteren Erdschluß doch ein Kurzschlußstrom zum Fließen käme und die Anlage dann abgeschaltet werden müßte.

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    11.8 Wechselrichter

    Die Gleichstromhauptleitungen enden am Wechselrichter. Der Wechselrichter ist das Verbindungsglied zwischen Gleich- und Wechselstromkreis. Er wandelt den ankommenden Gleichstrom in einen Wechselstrom um. Hierbei gibt es zwei verschiedene Systeme:

    Das erste stellen die selbstgeführten Wechselrichter dar, die für autarke Anlagen, aber auch für netzparallele Anlagen mit Inselbetriebsfähigkeit Anwendung finden. Bei ihnen wird die Wechselspannungsfrequenz mit Hilfe einer internen Frequenzreferenz (zum Beispiel Quarz) gesteuert. Bei Netzparallelbetrieb wird die Netzfrequenz als Führungsgröße benutzt. Als elektronische Schaltglieder werden hierbei bipolare Transistoren, Metalloxid-Silizium-Feldeffekttransistoren (MOSFET) oder bipolare Transistoren mit isolierter Steuerelektrode (IGBT) eingesetzt. Sie können den Strom mit Hilfe des Steuerstromes ein- und auch ausschalten. Die Leistungsgrenze dieser Wechselrichter liegt bei etwa 15 kVA, kann aber durch Parallelschaltung mehrerer Wechselrichtereinheiten erhöht werden.

    Bei dem zweiten System handelt es sich um die netzgeführten Wechselrichter. Sie benutzen die Netzspannung als Regelspannung und sind nicht inselbetriebsfähig. Da in diesem Falle der Stromfluß im Nulldurchgang abgeschaltet werden kann, können hier Thyristoren als elektronische Schaltglieder verwendet werden. Wechselrichter mit Thyristoren als Schaltglieder können mit Leistungen bis in den MVA-Bereich hergestellt werden.

    Mit beiden Systemen ist es möglich, einen netzsynchronen, sinusförmigen Wechselstrom zu liefern, der dann in das öffentliche EVU-Netz eingespeist wird.

    Für Wechselrichter ist ein hoher Umwandlungswirkungsgrad - auch im Teillastbereich - vonnöten. Gerade der Teillastbereich ist wichtig, da abhängig von der Sonnenbestrahlung der Wechselrichter die meiste produktive Zeit im Teillastbereich arbeitet. Die Wirkungsgrade sind sehr verschieden, abhängig von der Bauart und der elektronischen Bauteilbestückung. Die Verbesserung des Wirkungsgrades ist immer mit einem erhöhten Aufwand bei der Herstellung oder Installation verbunden. Da die photovoltaisch erzeugte Elektroenergie aber sehr teuer ist und bei Netzeinspeisung die gesamte Energie durch den Wechselrichter fließt, ist der Mehraufwand bei netzgekoppelten Photovoltaikanlagen gerechtfertigt.

    Weiterhin dürfen Wechselrichter keine schädliche elektromagnetische Beeinflussung auf ihre Umgebung ausüben und der Oberschwingungsgehalt der Ausgangswechselspannung muß so gering sein, daß er das Netz nicht beeinflußt. Andernfalls ist ein Oberschwingungsfilter nachzuschalten.

    Nachfolgend einige Wechselrichterbauarten und ihre Umwandlungswirkungsgrade:

    Ÿ Sinusinverter h = 30%
    Ÿ Rechteckinverter h = 75%
    Ÿ Pulsbreitengesteuerter Wechselrichter mit Transformator h = 80%
    Ÿ Treppenspannungsinverter, gespeist aus einer Stromquelle h = 85%
    Ÿ Thyristorwechselrichter h = 92%
    Ÿ Pulsbreitengesteuerter Wechselrichter ohne Transformator h = 95%
    Ÿ Treppenspannungsinverter, gespeist aus mehreren Stromquellen/ h = 95%

    Tabelle 9-1: Wechselrichterbauarten und ihre Umwandlungswirkungsgrade
                          (nach Lit.: /3/ Seite 247)

    Für die Netzeinspeisung werden die pulsbreitengesteuerten Wechselrichter, die Thristorwechselrichter und die Treppenspannungsinverter verwendet, weil sie einen nahezu sinusförmigen Strom bei einem hohen Wirkungsgrad liefern.

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    11.8.1 Thyristorwechselrichter

    Die Thyristorwechselrichter nutzen die Netzspannung als Regelspannung. Sie wandeln die Gleichstromenergie mit Hilfe von Brückenschaltungen (ähnlich der Stromrichterschaltungen in der Antriebstechnik) in eine Wechselstromenergie um. Der erzeugte Strom weicht stark von der Sinusform ab, was zu hohen Strom-Oberschwingungs-Anteilen führt, die aufwendig wieder herausgefiltert werden müssen. Je höher die Pulszahl der Brückenschaltung, desto geringer ist der Oberschwingungsanteil und somit der Filteraufwand.
    Da der Strom nicht in Phase mit der Spannung liegt, ergibt sich auch ein hoher Blindleistungsbedarf, der in der Regel durch eine leistungsabhängige Kompensationsanlage ausgeglichen werden muß.
    Der Vorteil dieser Wechselrichterbauart liegt in der Einfachheit der Konstruktion und in der Unempfindlichkeit der Schaltung gegenüber hochfrequenten Störungen. Nachteilig wirkt sich der Filteraufwand und der Aufwand für die eventuell nötige Kompensation aus.
    Thyristorwechselrichter werden wegen dieser Nachteile hauptsächlich erst ab Leistungen von 10 kW eingesetzt.

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    11.8.2 Pulsbreitengesteuerte Wechselrichter

    Bei den pulsbreitengesteuerten Wechselrichtern wird mit Hilfe eines Sinus-Oszillators und eines Schaltverstärkers eine pulsierende Wechselspannung erzeugt. Die Rechteckimpulse haben gleiche Amplitude und Frequenz, aber unterschiedliche Breite (siehe nachfolgendes Bild):

    Abb. 9-7: Schema der Pulsbreiten-Steuerung
                     (nach Lit.: /9/ Seite 19 Bild 14 b)

    Durch die Pulsbreite kann die Höhe der resultierenden Spannung geregelt werden.
    An Stellen mit einem schmalen Puls ist die sich ergebene Spannung gering, bei breiten Pulsen ist sie hoch. Durch einen nachgeschalteten Filter wird die Spannung der Sinusform gut angenähert. Bei Schaltfrequenzen von 1000 Hz und mehr wird der Ausgangsstrom nahezu sinusförmig und somit der enthaltene Oberschwingungsgehalt gering. Diese Wechselrichter ermöglichen eine schnelle Reaktion auf Laständerungen, und es sind Wirkungsgrade bis 95 % erreichbar. Die Leistung dieser Wechselrichter liegt im Bereich von einigen kW und kann durch Parallelschaltung von mehreren Schalttransistoren pro Leiter erhöht werden.

    Wählt man eine Eingangsgleichspannung, die höher als der Scheitelwert der zu erzeugenden Ausgangswechselspannung ist, so kann man auf einen Transformator im Wechselrichter verzichten.

    Die pulsbreitengesteuerten Wechselrichter sind allerdings recht teuer, da die eingesetzten schnellen Schalttransistoren noch einen hohen Preis haben.

    Technische Wahl der Schalttransistoren

    Nach dem derzeitigen Stand der Technik (Frühjahr 95) werden folgende optimale Leistungshalbleiterzuordnungen und Pulsfrequenzen empfohlen:

    Leistung Leistungshalbleiter Pulsfrequenz
    bis ca. 5 kW MOS-FET (20 - 40 kHz)
    von ca. 5 kW bis ca.50 kW IGBT (5 - 20 kHz)
    von ca. 50 kW bis ca.200 kW DARLINGTON BIPOLAR (2 - 5 kHz)
      GTO-Thyristor (0,5 - 1 kHz)
    von ca. 200 kW bis 1000 kW GTO-Thyristor (0,25 - 0,5 kHz)

    Tabelle 9-2: optimale Leistungshalbleiterzuordnungen und Pulsfrequenzen
                          (nach Lit. /18/ Firmenschrift der Firma INVERTOMATIC SYSTEM, Schweiz)

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    11.8.3 Treppenspannungsinverter

    Für die Treppenspannungsinverter werden Schaltungen benötigt, die die Solarmodule zu Gruppen mit den Verhältnis 1 : 2 : 4 : 8 : ... (Dualzahlenprinzip) verschalten. Dabei muß die letzte Gruppe von Solarmodulen eine Spannungshöhe liefern, die dem Scheitelwert der Wechselspannung entspricht. Diese Gruppen werden so geschaltet, daß jederzeit der Momentanwert der Wechselspannung entsteht (siehe folgende Abbildung):

    Abb. 9-8: Schaltung und Spannungsverlauf des Treppenspannungsinverters
                     (aus Lit.: /9/ Seite 20 Bild 15)

    Es ergibt sich eine pulsierende treppenförmige Gleichspannung. Durch die Invertierung jeder zweiten Halbwelle mit Hilfe einer Brückenschaltung entsteht eine treppenförmige Wechselspannung. Mit der Erhöhung der Anzahl der Gruppen wird die Form der Wechselspannung immer mehr an die Sinusform angeglichen. Um auch die Elektroenergie zu nutzen, die in den Schaltpausen von den Modulen erzeugt wird, werden parallel zu den Modulgruppen Kondensatorbatterien geschaltet. Auch mit dieser Art von Wechselrichtern werden Wirkungsgrade von 95 % und höher erreicht.

    Nachteilig ist jedoch der erhöhte Installations- und Verschaltungsaufwand der Modulgruppen und vor allem die Empfindlichkeit gegenüber Spannungsschwankungen auf der Gleichstromseite infolge von Abschattungen der Photovoltaikmodule.

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    11.8.4 Qualitätsanforderungen

    Um die Qualität eines Wechselrichters beurteilen zu können, ist es wichtig, Angaben über den Gesamtwirkungsgrad, den Verschiebungssfaktor, den Klirrfaktor und die Leitersymmetrie zum Vergleich zu haben.

    Der Gesamtwirkungsgrad setzt sich aus dem Anpassungs- und dem Umwandlungswirkungsgrad zusammen.
    Der Anpassungswirkungsgrad ist ein Maß für die Fähigkeit des Wechselrichters, sich an den MPP-Punkt des Solargenerators anzupassen. Er bezeichnet das Verhältnis von momentaner Eingangswirkleistung zu maximaler momentaner Solargeneratorleistung.
    Der Umwandlungswirkungsgrad bezeichnet das Verhältnis von Ausgangs- zu Eingangsleistung.

    Der Verschiebungssfaktor ist das Maß für die Blindleistung des Wechselrichters und wird durch das Verhältnis von Ausgangswirkleistung (der Grundschwingung) zu Ausgangsscheinleistung angegeben.

    Der Klirrfaktor ist das Maß für den Oberschwingungsgehalt des Ausgangsstromes. Er gibt an, wie sehr der Ausgangsstrom des Wechselrichters von der idealen Sinusform abweicht.

    Bei Drehstrom-Wechselrichtern gibt die Leitersymmetrie (teilweise auch als Phasensymmetrie bezeichnet) darüber Aufschluß, wie gleichmäßig die Ausgangsleistung auf die drei Leiter des Drehstromsystems verteilt ist.

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    11.8.5 Arbeitsbereich und Anordnung

    Um die von dem Solargenerator erzeugte Elektroenergie möglichst vollständig umwandeln zu können, sollte der Arbeitsbereich des Wechselrichters mindestens zwischen den folgenden Grenzwerten liegen:

    0,9 × UMPPSolargenerator£ UnWR £ 1,25 × UMPPSolargenerator

    Bei einer Strangspannung, deren Höhe deutlich unter der der Netzwechselspannung der Anlage liegt, sollte der Wechselrichter außerdem möglichst in der Nähe des Solargenerators untergebracht werden, um die Leitungsverluste mit geringen Leiterquerschnitten auf maximal 1 % begrenzen zu können. Dabei ist darauf zu achten, daß der Wechselrichter wegen seiner elektronischen Bauelemente an einem Platz angebracht wird, der vor übermäßiger Hitze Schutz bietet.

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    11.9 Spannungssteigerungs- und Spannungsrückgangsschutz

    Auf der Wechselspannungsseite des Wechselrichters ist die selbsttätige Spannungsüberwachung in Form einer über- und unterspannungsabhängigen Schalteinrichtung angeordnet, wie sie in Kapitel 15.10 beschrieben ist. Sie ist nötig, um Schäden durch Spannungsschwankungen an elektrischen Geräten zu verhindern, indem sie beim Ansprechen den Wechselrichter vom EVU-Netz trennt. Die Spannungsrückgangs- und Spannungssteigerungsschutzeinrichtung kann auch in den Wechselrichter integriert sein.

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    11.10 Energiezählung

    Nach dem Wechselrichter und der Spannungsüberwachung folgt - nach Abbildung 9-1 - der anlageninterne Zähler, der die von der Photovoltaikanlage bereitgestellte Energie zählt. (Er wird teilweise auch als Energieerzeugungszähler bezeichnet.) Im allgemeinen ist dieser Zähler an die Verteilerstelle der Betriebsanlage angeschlossen, in die die Elektroenergie eingespeist wird. Im Anschluß an die Verteilerstelle folgen die Freischalteinrichtung und der Einspeise- sowie der Bezugszähler. Diese beiden Zähler gehören dem EVU und müssen beide eine Rücklaufsperre enthalten, da sie mit unterschiedlichen Tarifen abgerechnet werden. Daß der Netzeinspeise- und der anlageninterne Zähler unterschiedliche Energiemengen zählen, liegt daran, daß in der Regel zwischen dem anlageninternen Zähler und dem Netzeinspeisezähler an der Verteilerstelle noch die Eigenverbraucheranschlüsse der Betriebsanlage liegen. Diese ziehen einen Teil oder die gesamte photovoltaisch erzeugte Elektroenergie für den Eigenbedarf der Haus- oder Industrieanlage ab. Nur der Teil der überschüssig erzeugten Elektroenergie wird dann über den Netzeinspeisezähler in das EVU-Netz eingespeist.

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    11.11 Wechselspannungs-Freischalteinrichtung

    Damit eine Photovoltaikanlage jederzeit sicher vom EVU-Netz trennbar ist, wird gemäß der Richtlinie für den Parallelbetrieb von Eigenerzeugungsanlagen mit dem Niederspannungsnetz des Elektrizitäts-Versorgungs-Unternehmens (EVU) eine Freischalteinrichtung auf der Wechselspannungsseite des Wechselrichters gefordert. Diese Freischalteinrichtung muß jederzeit vom EVU-Personal bedienbar sein oder bei kleineren Anlagen automatisch funktionieren (näheres dazu im Kapitel 15.9).

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    11.12 Messung der Betriebsparameter der Photovoltaikanlage

    Für den Betreiber einer Photovoltaikanlage ist es wichtig, über die Funktion und die Erzeugungsmenge der Anlage informiert zu sein. Da es keine mechanisch sich bewegenden Teile gibt, kann die tadellose Funktion der Anlage nur durch Messung überprüft werden. Daher werden im allgemeinen die Solargeneratorspannung, der Solargeneratorstrom, die momentane Leistung und die bisherige Arbeit der Anlage gemessen. In den meisten Fällen sind die Meßeinrichtungen mit in das Wechselrichtergehäuse integriert.

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    12 Vorschriften für die Errichtung von photovoltaischen Solaranlagen

    12.1 Abstimmung mit dem EVU

    Eigenerzeugungsanlagen, zu denen auch die Photovoltaikanlagen im Netzparallelbetrieb gehören, sind vor der Errichtung unter Beachtung der üblichen Technischen Anschlußbedingungen (TAB) und den "Richtlinien für den Parallelbetrieb von Eigenerzeugungsanlagen mit dem Niederspannungsnetz des EVU" der Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke (VDEW) beim zuständigen EVU unter Vorlage der technischen Unterlagen anzumelden.

    Die technischen Unterlagen beinhalten:

    Ÿ den Lageplan mit Grundstücksgrenzen und Aufstellungsort,

    Ÿ den einpoligen Übersichtsschaltplan der gesamten Anlage mit den Nenndaten der Betriebsmittel,

    Ÿ Unterlagen über den Solargenerator:

       - Beschreibung der Photovoltaikmodule,

       - Beschreibung des Wechselrichter (Art, Fabrikat, Betriebsweise),

       - Art der Zuschaltung zum Netz sowie die Zählung des eingespeisten Stromes,

    Ÿ die Beschreibung der Schutzeinrichtungen (Art, Fabrikat, Schaltung, Funktion),

    Ÿ Nachweis der Kurzschlußfestigkeit der Schaltorgane,

    Ÿ Nachweis der Erfüllung der Zu- und Abschaltkriterien (Schutz vor Rückspannungen in das öffentliche Netz bei Absinken und Ansteigen der Netzspannung),

    Ÿ Nachweis zur Erfüllung der Forderungen zu den Netzrückwirkungen nach DIN 57838/VDE 0838 (EN 60555).

    Der ausführende Elektroinstallateur muß im Installateurverzeichnis des jeweiligen Elektizitäts-Versorgungs-Unternehmens eingetragen sein.
    Für die Erfassung der ins Netz eingespeisten Energie und der aus diesem bezogenen Energie ist jeweils ein eigener Zähler notwendig.

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    12.2 Netzrückwirkungen

    Zu den Netzrückwirkungen zählen die Beeinflussung des EVU-Netzes mit Oberschwingungen, Zwischenharmonischen und Spannungsschwankungen aus dem Wechselrichter der Photovoltaikanlage. Sie dürfen die Werte der DIN 57160/VDE 0160 nicht überschreiten.

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    12.2.1 Oberschwingungen

    Oberschwingungen sind Teilschwingungen eines periodischen Vorgangs mit Frequenzen von ganzzahligen Vielfachen der Grundfrequenz. In diesem Fall handelt es sich um Sinusschwingungen mit ganzzahligen Vielfachen von 50 Hz.
    Folgen von Oberschwingungen können thermische Überlastungen von Motoren und Kondensatoren sein. Sie können unter anderem auch zu Störungen in den Unterhaltungselektronikgeräten führen. Desweiteren können Fehlfunktionen von Schutz- und Erdschlußlöscheinrichtungen Folgen von Oberschwingungen sein.
    Oberschwingungen sind durch pulsbreitenmodulierte Wechselrichter mit Taktfrequenzen ³ 2 kHz oder durch Filter stark verminderbar.

    Die Verträglichkeitspegel für öffentliche Netze sind in der IEC-Publikation 1000-2-2 sowie in der DIN 57838/VDE 0838 (EN 60555) Teil 2, Tabelle 1 und in folgender Tabelle angegeben:

    Ordnungszahl
    maximal zulässiger Oberschwingungsstrom in %

    ungradzahlige Oberschwingungen

    3
    2,30
    5
    1,14
    7
    0,77
    9
    0,40
    11
    0,33
    13
    0,21
    15 £ n £ 39

    gradzahlige Oberschwingungen

    2
    1,08
    4
    0,43
    6
    0,30
    £ n £ 40

    Tabelle 10-1: Grenzwerte der Oberschwingungsströme
                           (nach DIN 57838/VDE 0838 (EN 60555) Teil 2    Tabelle 1)

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    12.2.2 Zwischenharmonische

    Zwischenharmonische sind Teilschwingungen eines periodischen Vorgangs mit Frequenzen von nicht ganzzahligen Vielfachen der Grundfrequenz. In diesem Falle handelt es sich um Sinusschwingungen mit nicht ganzzahligen Vielfachen von 50 Hz.
    Sie haben störende Auswirkungen auf Tonfrequenz-Rundsteueranlagen und können Flickererscheinungen hervorrufen. Als Flicker wird der subjektive Eindruck von Leuchtdichteschwankungen der elektrischen Beleuchtung bezeichnet.
    Um störende Auswirkungen auf Tonfrequenz-Rundsteueranlagen zu vermeiden, darf die Höhe des Spannungsanteils, der mit der ortsüblichen Rundsteuerfrequenz eingespeist wird, 0,1 % der Netzspannung nicht überschreiten. Weiterhin darf der Spannungsanteil, dessen Frequenz zwischen 100 Hz ober- und unterhalb der Rundsteuerfrequenz liegt, 0,3 % der Netzspannung nicht übersteigen. Die möglichen Auswirkungen auf Tonfrequenz-Rundsteueranlagen werden vom Wechselrichterhersteller angegeben und müssen bei der Bestellung der Wechselrichter beachtet werden. Sollten nachträglich trotzdem Beeinträchtigungen auftreten, so können diese durch den Einbau von schmalbandigen Filtern behoben werden.

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    12.2.3 Spannungsschwankungen

    Unter Spannungsschwankungen versteht man Spannungsverläufe mit zeitlichen Änderungen des Effektivwertes der Spannung. Sie entstehen bei Photovoltaikanlagen durch wechselnde Intensitäten der Sonneneinstrahlung und können wie die Zwischenharmonischen zu Flickererscheinungen führen.
    Die Grenzwerte für Spannungsschwankungen und Flicker sind in der DIN 57838/ VDE 0838 (EN 60555) Teil 3 festgelegt. Die Kurvenform von Spannungsschwankungen durch Photovoltaikanlagen entspricht dem Typ d, da sie eine Folge von zufällig oder regelmäßig auftretenden Spannungsänderungen sind.

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    12.3 Nichtleitungsgebundene Störungen

    Zu den nichtleitungsgebundenen Störungen gehören die elektromagnetischen Abstrahlungen, die der Wechselrichter verursacht. Sie sind vom Hersteller auf die Werte der DIN 57875/VDE 0875 bei Grundschwingungen bis 10 kHz sowie auf die Werte der DIN 57871/VDE 0871 (Funkstörgrad N) bei Grundschwingungen oberhalb von 10 kHz zu begrenzen. Für den Einsatz in Photovoltaikanlagen sind demnach nur Wechselrichter, die diese Norm erfüllen, zu verwenden.
    Die Vorschriften bezüglich der Elektromagnetischen-Verträglichkeit (EMV) der Wechselrichter sind in der DIN 57838/ VDE 0838 (EN 60555) zu finden.

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    12.4 Personensicherheit

    12.4.1 Schutz vor elektrischen Unfällen

    Jede Photovoltaikanlage muß eine dem EVU jederzeit zugängliche Schaltstelle mit Trennfunktion auf der Wechselspannungsseite besitzen. Aufgabe dieser Schaltstelle ist es, bei Leitungsarbeiten die Spannungsfreiheit im Netz sicherzustellen und somit eine Gefährdung von Personen auszuschließen. Diese Schaltstelle kann bei Wechselrichtern mit einphasiger Einspeisung bis 5 kWp und dreiphasiger Spannungsüberwachung entfallen, da diese sich bei Netzsausfall selbsttätig abschalten.

    Geerdete wie gegen Erde isolierte Photovoltaiksysteme müssen grundsätzlich mit einem umfassenden Potentialausgleich versehen sein.

    Ÿ Der Schutz vor gefährlichen Körperströmen wird bei kleineren Photovoltaikanlagen in der Regel durch Schutzkleinspannung U < 120V Gleichspannung gewährleistet. Die Schutzkleinspannung erfordert nach DIN 57551/VDE 0551 einen Wechselrichter mit Transformator, der die Funktion der potentialmäßigen Trennung zwischen Gleich- und Wechselstromkreis erfüllt.

    Ÿ Bei Solargenerator-Leerlaufspannungen über 120 V Gleichspannung oder Wechselrichtern ohne Potentialtrennung ist die Anlage nach DIN 57100/VDE 0100 Teil 410 so zu erstellen, daß die möglicherweise spannungsführenden Teile von elektrotechnischen Laien nicht berührt werden können.

    Ÿ Da es sich bei der Montage von Photovoltaikgeneratoren nach DIN 57105 / VDE 0105 Teil 1, Abschnitt 12 um Arbeiten an unter Spannung stehenden Teilen handelt, gilt für die Erfüllung des Berührungsschutzes während der Montage die Unfallverhütungsvorschrift "Elektrische Anlagen und Betriebsmittel" (VBG 4)  8.

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    12.4.2 Absturzsicherungen

    Bei der Installation von Photovoltaikanlagen auf dem Dach oder anderen Erhöhungen über 5 Meter müssen nach VBG 37  12 Fangeinrichtungen vorhanden sein, die ein Abstürzen von Personen verhindern.

    Dazu zählen:

    Ÿ Seitenschutz oder Gerüst nach DIN 4420 "Arbeits- und Schutzgerüste"

    Ÿ Auffangnetz nach "Sicherheitsregeln für Auffangnetze bei Bauarbeiten"

    Ÿ Schutzwand nach den Sicherheitsregeln "Schutzwände für Arbeiten auf geneigten Dachflächen"

    Ÿ Anseilsicherung nach den "Richtlinien für Sicherheits- und Rettungsgeschirre"

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    13 Standzeit

    Die Standzeit von Photovoltaikanlagen wird mit 20-30 Jahren angegeben. Da aber die Photovoltaik-Technik noch nicht so alt ist, beruhen diese Angaben auf Voraussagen. Es wird damit gerechnet, daß das vermehrte Auftreten von Fehlern der Strangdioden und Isolationsfehler das Ende der Standzeit herbeiführen. Strangdioden haben bei normalen Betriebsbedingungen eine fast unbegrenzte Lebensdauer, sie sind aber sehr empfindlich gegen Überspannungen (z.B. Blitzüberspannungen).

    Sollten nach dem Ablauf der Standzeit die Module noch funktionstüchtig sein, ist es vorstellbar, daß die Photovoltaikanlage überholt und anschließen wieder in Betrieb genommen werden kann.

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    14 Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen

    Im allgemeinen gilt, daß die Investitionskosten je kWp mit wachsender Anlagengröße abnehmen. Des weiteren ist es bei vorhandenem Netzanschluß ans EVU-Netz günstiger, auf Speicherakkumulatoren zu verzichten, und statt dessen das Netz als Speicher zu nutzen. So liegen die Investitionskosten für eine 3 kWp-Dachanlage bei rund 25,- DM/Wp. Für eine Feldanlage mit 100 Wp muß mit rund 17,- DM/Wp gerechnet werden. Die Kosten sinken bei 500 kWp auf rund 15,- DM/Wp.

    Bei Inselanlagen mit Speicherakkumulatoren liegen die Investitionskosten etwa doppelt so hoch.

    Unter Einbeziehung aller Nebenkosten sowie einer angenommenen Lebensdauer von 20 Jahren und der Verzinsung des Kapitals mit einem Zinssatz von 4 % ergeben sich derzeit für Photovoltaikanlagen im Netzparallelbetrieb Energie-Bereitstellungskosten von 1,10 bis 2,10 DM/kWh.

    Mit diesen Energie-Bereitstellungskosten sind Photovoltaikanlagen - außer bei Spezialanwendungen - für eine Netzeinspeisung noch nicht wirtschaftlich rentabel zu betreiben.

    Bei Inselanlagen können jedoch die sonst notwendigen hohen Erschließungskosten des öffentlichen EVU-Netzes oder die Kosten für ein Notstromaggregat eine Photovoltaikanlage durchaus in den wirtschaftlich rentablen Bereich bringen.

    Bis zum Jahre 2010 sollen laut einer Studie zur Kostenentwicklung von Photovoltaikanlagen, die die Bayernwerk AG gemeinsam mit der RWE Energie AG, Siemens AG sowie der Siemens Solar GmbH in Auftrag gegeben hat, die Energie-Bereitstellungskosten auf etwa 0,70 DM/kWh sinken.

    Für die Berechnung der Energie-Bereitstellungskosten (teilweise auch als Stromgestehungskosten bezeichnet) ist es nötig, die Einstrahlungsverhältnisse des jeweiligen Standortes zu kennen. Mit Hilfe der Einstrahlungsdaten der betreffenden Region ist es möglich, die tatsächlich erzeugbare Elektroenergie einer Photovoltaikanlage abschätzen zu können.

    Die Einstrahlungsdaten können aus dem Solar-Stahlungs-Atlas (Literatur /24/) oder aus folgender Tabelle entnommen werden.

    Die Einstrahlungswerte sind in kWh / m² angegeben.

    Tabelle 12-1: Monatliche Tagessummen der Globalstrahlung
                           (Übertrag aus Lit.: /23/ Seite 65 Tabelle 2.3)

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    15 Planungsrichtlinien für den Bau von Photovoltaikanlagen

    15.1 Solarmodule

    15.1.1 Auswahl der Module

    Die Auswahl der Photovoltaikmodule erfolgt nach folgenden Schwerpunkten:

    Ÿ Preis-Leistungsverhältnis

    Ÿ Platzverhältnisse

    Ÿ Modulgröße

    Ÿ Befestigungsmöglichkeiten

    In erster Linie werden die Module nach dem Preis-Leistungsverhältnis ausgewählt. Danach stehen poly- und monokristalline Solarmodule zur Auswahl. Die amorphen Solarzellen sind zwar preiswerter, benötigen aber für die gleiche Leistung größere Flächen als die poly- und monokristallinen Zellen, und somit steigt ihr Preis durch den erhöhten Kapselungs- und Installationsaufwand. Ein weiterer Grund, amorphen Zellen derzeit nur für Kleingeräte zu benutzen, ist ihr mit fortschreitendem Alter nachlassender Wirkungsgrad.

    Auch die Platzverhältnisse sind als Entscheidungskriterium für die Modulaufstellung zu berücksichtigen. Sind diese begrenzt, so wird die Entscheidung auf die monokristallinen Solarmodule fallen, da diese den höchsten Wirkungsgrad und somit den geringsten Flächenbedarf haben.

    Als nächstes folgt die Auswahl der Modulgröße. Hierbei steht wieder der Modulpreis im Vordergrund. Im allgemeinen kann gesagt werden: je mehr Solarzellen zu einem Modul zusammengefaßt werden können, desto geringer ist der Kapselungs- und Herstellungsaufwand und somit auch der Modulpreis in bezug auf die Modulleistung. Die Entscheidung sollte also auf die leistungsstärksten Module fallen. Der Leistungsbereich dieser liegt bei rund 80-300 Wp. Da zur Erreichung einer bestimmten Anlagenleistung bei großen Modulen die Modulanzahl geringer ist als bei kleinen, sind sie auch vom Montageaufwand her günstiger. Ein monokristallines Photovoltaikmodul mit einem Wirkungsgrad von 13 % und einer Leistung von 100 Wp hat in etwa eine Fläche von 0,8 m².
    Vom architektonischen Blickpunkt her kann es somit im Einzelfall günstiger sein, mit Modulen geringerer Leistung zu arbeiten, da sich diese flexibler anordnen lassen.

    Als weiterer Punkt ist zu entscheiden, wie die Befestigung erfolgt. Werden die Module in einen Trägerrahmen eingesetzt, so kann man rahmenlose oder edelstahlgefaßte Module verwenden. Sollen dagegen die Module einzeln aufgeständert werden, ist es sinnvoll, die aluminiumgekapselten Ausführungen mit Befestigungslöchern zu verwenden.

    Die Module müssen so isoliert sein, daß die Generatorspannung auch im Leerlauf nicht zu einem Durchschlag der Isolierung führen kann. Laut der KEG-Spezifikation Nummer 502 des Joint Research Center in Ispra sind die Module für eine Prüfspannung von Uprüf = 2 × Umax. + 1000 V auszulegen. Daß dies wichtig ist, zeigen die Untersuchungen der Module bei der Photovoltaikanlage in Kobern Gondorf. Dort kam es zum Teil zu Lichtbögen zwischen den Verbindern der Solarzellen und den geerdeten Rahmen, in dessen Folge die Glasabdeckung der Module schmolz.
    Weiterhin stellt die Einhaltung der Ispra-KEG-Spezifikation Nummer 501 eine ausreichende Beständigkeit der Module gegen Hagel, Temperaturschwankungen und Schäden durch UV-Bestrahlung sicher.

    Die normale Garantie für Photovoltaikmodule beträgt 5-10 Jahre, manche Hersteller geben sogar 20 Jahre Garantie auf die Stabilität des Wirkungsgrades und die Funktion ihrer Module.

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    15.1.2 Ermittlung der Menge der Module

    Ein erstes Auswahlkriterium für die Anlagengröße stellt neben dem finanziellen Aspekt die zur Verfügung stehende geeignete Fläche dar (siehe auch Kapitel 15.2). Bei der Ermittlung der mögliche Anlagengröße geht man überschlagsmäßig von einem Flächenbedarf von 8 m² für eine Solargeneratorleistung von 1 kWp aus (siehe Kapitel 15.1.1).

    Ist der Wechselrichter für die Anlage ausgewählt (siehe auch Kapitel 15.6), kann mit Hilfe der Wechselrichterleistung die Anzahl der Module wie folgt abgeschätzt werden:

    Wenn die Modulanzahl anhand der Leistungsbetrachtung bestimmt ist, erfolgt die Überprüfung der Spannungsanpassung. Die Spannung des Solargenerators wird durch die Anzahl der in Reihe geschalteten Module bestimmt. Da für eine gute Anpassung die MPP-Spannung der in Reihe geschalteten Module mit der Nennspannung des Wechselrichters in etwa übereinstimmen sollte, muß ermittelt werden, wieviele Module je Strang geschaltet werden sollten:

    Dieses Ergebnis ist auf einen ganzzahligen Wert zu runden.

    Es ist weiterhin zu beachten, daß die maximale Eingangsspannung des Wechselrichters nicht überschritten wird. Da die Photovoltaikmodule eine von Einstrahlung und vor allem von Temperatur abhängige Spannung aufweisen, muß für die Anpassung des Solargenerators an den Wechselrichter dessen maximal mögliche Leerlaufspannung (siehe Kapitel 11.1) berücksichtigt werden. Ist diese nicht bekannt, so kann sie nach folgender Formel errechnet werden:

    Der Wert 1,12 ist der Literatur /25/ Seite 3/27 entnommen und gibt den Faktor für die maximale Leerlaufspannung der Module an, die bei einer Temperatur von -10C und einer Einstrahlung von 800 W/m² entsteht.

    Die maximale Wechselrichtereingangsspannung muß demnach gleich oder größer als die maximale Leerlaufspannung des Solargenerators sein:

    Ist diese Forderung nicht erfüllt, so ist die Anzahl der in Reihe geschalteten Module zu reduzieren:

    Jetzt kann die Anzahl der Stränge wie folgt ermittelt werden:

    Dieses Ergebnis ist ebenfalls auf einen ganzzahligen Wert zu abzurunden.

    Mit diesem gerundeten Wert wird die endgültige Modulzahl des Solargenerators ermittelt:

    Die Anpassung von Solargenerator und Wechselrichter ist somit abgeschlossen.

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    15.2 Aufständerung

    Für die Aufständerung sind folgende Schwerpunkte zu beachten:

    Ÿ Aufstellungsart:

    Ÿ Stabilität:

    Ÿ Ausrichtung:

    Ÿ Neigungs- oder Anstellwinkel:

    Ÿ Abschattung der Module:

    Die Module werden in der Regel mit speziellen Gestellen auf dem Dach oder auf Fundamenten in der Erde abschattungsfrei aufgestellt (siehe Abbildungen 13-2 und 13-4). Dabei ist nördlich des Sonnenwendekreises eine Ausrichtung nach Süden vorzunehmen, um eine maximale Bestrahlungszeit zu erhalten.

    Zusätzlich ist in Mitteleuropa ein Anstellwinkel der Module von ca. 30 Grad anzustreben, damit der Hauptteil der Solarstrahlung senkrecht auf die Solarzellen auftrifft und somit die Reflexionsverluste minimiert werden. Sollten die Ausrichtung und der Neigungswinkel nicht auf den idealen Wert einstellbar sein, so ist in folgender Abbildung zu erkennen, wie sich die jährliche relative Sonnenbestrahlung der Module verschlechtert:

    Abb. 13-1: Einfluß des Neigungswinkels und der Himmelsrichtung auf die jährliche relative
                       Sonnenbestrahlung eines Photovoltaik-Generators in Essen
                       (aus Lit.: /9/ Seite 9)

    In Abbildung 13-1 ist beispielhaft für Mitteleuropa anhand des Standpunktes Essen zu erkennen, daß bei einer Ausrichtung nach Süden und einem Neigungsswinkel von 28 Grad 100 % des maximal jährlichen Energiegewinns zu erzielen sind. Der gesamte schraffierte Teil zeigt die noch möglichen Abweichungen bis zu 95 %.
    Bei der Ausrichtung ist der jeweils konkrete Standort zu berücksichtigen. So liegt der günstigste Neigungswinkel in Berlin bei 33 Grad.
    Ein geringerer Neigungswinkel als 20 Grad ist zu vermeiden, damit zum einen Regen eine reinigende Wirkung für die Moduloberfläche haben kann, und zum anderen im Winter Schnee leicht von den Modulen rutschen kann.

    Folgende Abbildung zeigt ein Beispiel für die Flachdachaufstellung des Solargenerators:

    Abb. 13-2: Flachdachmontage mit Schwerlastverankerung als optimierte Montagestruktur
                       (aus Lit.: /23/ Seite 212)

    Eine andere Möglichkeit der Befestigung besteht darin, die Solarmodule in die Dachhaut zu integrieren und somit auf eine Aufständerung zu verzichten. Das ist insbesondere bei Dachneudeckungen von Vorteil, da an den Stellen der Module die normale Eindeckung eingespart werden kann. Es ist auch möglich, die Photovoltaikmodule in Glasdächer - beispielsweise bei Wintergärten oder Oberlichtern - zu integrieren. Hierbei werden dann vorzugsweise Module mit beidseitiger Glaseinfassung benutzt, die einen Teil des Lichtes durchlassen und gleichzeitig sehr gut als Schutz vor direkter Sonneneinstrahlung dienen können.
    Eine weitere Möglichkeit ist, die Photovoltaikanlage an der Fassade eines Hauses anzubringen. Dort erfüllt sie dann die Doppelfunktion einer Stromerzeugungsanlage und die der Fassadenverkleidung. Verständlicherweise kann man die Module bei Dachhautintegration und Fassadenanbringung nur sehr bedingt optimal ausrichten.
    Hierbei scheiden Flächen mit nördlicher Ausrichtung wegen mangelnder Bestrahlungsstärke aus.

    Es gibt auch Anlagen, die die Module dem jeweiligen Sonnenstand nachführen. Das führt zu einem höheren Wirkungsgrad der Anlage, da die Solarzellen bei senkrechter Bestrahlung die höchste Energieausbeute besitzen. Noch weiter erhöhen kann man diese durch die Sammlung der Strahlung mittels Spiegel. Welcher Nutzen damit verbunden ist, zeigt folgende Abbildung:

    Abb. 13-3: Leistungskurven in Abhängigkeit von der Nachführung

    Es ist erkennbar, daß bei einer zweiachsigen Nachführung mit Spiegeln ungefähr die doppelte Leistung gegenüber der starren Befestigung mit 40 Grad Neigung erzielbar wird.
    Wegen des hohen technischen Aufwandes und dem erhöhten Wartungsaufwand werden solche Techniken jedoch nur selten angewandt.

    Bei der Aufstellung des Photovoltaikgenerators ist darauf zu achten, daß die Generatorfläche möglichst nicht abgeschattet wird. Im Regelfall sinkt die erzeugte elektrische Energie überproportional zur Abschattung der Generatorfläche. Es kommt also schon bei geringen Abschattungen zu großen Einbußen bei der Menge der erzeugten Elektroenergie. Das Ausmaß der Verschattungsfolgen wird maßgeblich durch die Modulverschaltung beeinflußt. So ist es besser, einen Strang komplett abzuschatten, als mehrere Stränge teilweise.
    Die Befestigung der Photovoltaikmodule sollte so erfolgen, daß auch im Winter bei kleinen Sonneneinstrahlungswinkeln (rund 15) der Solargenerator wenig abgeschattet wird. Graphisch läßt sich eine mögliche Abschattung folgendermaßen darstellen:

    Abb. 13-4: Skizzierte Seitenansicht des abschattungsrelevanten Objektes
                       (Übertrag aus Lit.: /25/ Seite 2/17 Bild 2.14)

    Für das Verhältnis von der Entfernung des Schattenspenders (in südlicher Richtung) zu dessen Höhe über der Unterkante des Solargenerators gilt folgende Winkelbeziehung:

    Bei einem Abstand von 5 Metern darf beispielsweise ein anderes Haus in Südrichtung die Generatorunterkante um maximal 1,35 m überragen.

    Auf die Befestigungskonstruktionen können erhebliche Wind- und Schneelasten wirken. Daher ist zuvor die statische Festigkeit unter Beachtung der nach DIN 1055 Teil 4 und 5 vorgeschriebene Werte für Eis- und Schneelasten rechnerisch zu überprüfen.

    Ÿ Schneelast: 0,75 kN/m²

    Ÿ Staudruck (Windsogkraft): 0,8 kN/m² bei Höhen bis 20 m

    Ÿ Druck-/Sogkraft bis zu 1,5 kN/m²

    Ÿ Flächengewicht von Solarmodul und Gestell: etwa 0,2 kN/m²

    Bei Befestigungen auf Gebäuden muß auch die Gebäudestatik mit in die Rechnung einbezogen werden. Die Verankerungspunkte müssen Sogkräfte durch den Wind aufnehmen können. In folgender Abbildung ist ein Beispiel zu sehen, bei dem die größte Belastung auf die beiden innenliegenden Montagepunkte wirkt:

    Abb. 13-5: Sogkräfte durch den Wind auf die Gebäudestatik
                       (aus Lit.: /23/ Seite 217   Bild 7.10)

    Die resultierende Ausziehkraft wird nach folgender Formel berechnet:

    F = cp ž q ž A

    Ÿ cp = Anströmbeiwert (0,6...1,8, vgl. DIN 1055, Teil 4)

    Ÿ q = Staudruck bzw. Sog (- 0,8 kN/m² für Dachflächen mit 30 Grad Neigung und 8 bis 20 m Höhe über dem umgebenden Gelände), vgl. DIN 1055, Teil 4

    Ÿ A = Modulfläche in m²

    Die Gestelle müssen witterungsbeständig ausgeführt sein, damit sie für die gesamte Standzeit der Photovoltaikanlage einen sicheren Halt des Solargenerators garantieren.

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    15.3 Anschlußkasten

    Bei Anwendung der Schutzmaßnahme Schutzisolierung muß der Anschlußkasten der Schutzklasse II entsprechen. Werden die Überspannungsableiter innerhalb des Anschlußkastens installiert, ist die Einführung eines Erdungsleiters in das schutzisolierte Gehäuse unumgänglich. Innerhalb des Gehäuses müssen dieser Leiter und die zugehörigen Anschlußklemmen wie aktive Teile isoliert werden (siehe auch Kapitel 11.3)
    Der Anschlußkasten und die Anschlußlemmen sollten aus Brandschutzgründen nach DIN 57471/VDE 0471 Teil 2-1 geprüft sein. Dies stellt sicher, daß sie einer Temperatur von mindestens 850C über 30 Sekunden lang standhalten.

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    15.3.1 Klemmen

    In dem Anschlußkasten sind je Strang eine Plus- und eine Minusklemmen vorhanden. Diese Klemmen müssen im Anschlußkasten räumlich getrennt sein, um einen Kurzschluß zu vermeiden. Zu diesem Zweck dient auch die kreuzungsfreie Verlegung der Strangleitungen. Es können auch zwei separate Anschlußkästen - je einer für die Plus- und ein anderer für die Minusleitungen - verwendet werden.
    Um ungewollte Stromkreisunterbrechungen und somit Lichtbögen an den Klemmen zu unterbinden, sollten Klemmen für "erhöhte Sicherheit" benutzt werden. Diese verhindern durch zusätzliche Federkraft das selbständige Lösen von Leitern.

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    15.3.2 Strangdioden

    Ebenfalls im Anschlußkasten sind die Strangdioden untergebracht. Als Strangdioden sollten Schottkydioden verwendet werden, da diese eine geringere Durchlaßspannung besitzen und somit zu geringeren Energieverlusten führen. Sie sind nach dem Strangstrom und der Sperrspannung zu dimensionieren. Die Sperrspannung muß mindestens doppelt so hoch sein wie die maximale Leerlaufspannung des Solargenerators.
    Da an den Schottkydioden elektrische Energie in Wärmeenergie umgewandelt wird

    (Q = In ž Udurchlaß   mit   Udurchlaß = 0,3 V),

    ist eine ausreichende Wärmeabfuhr aus dem Anschlußkasten sicherzustellen.

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    15.3.3 Überspannungsschutz

    Als Überspannungsschutz werden Varistoren mit Überspannungsableitfunktion eingesetzt. Sie müssen thermisch Überwacht werden, damit sie nach dem Ansprechen den entstandenen Fehlerstrom wieder unterbrechen können (siehe auch Kapitel 15.7.2).

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    15.3.4 Leitungsschutz der Strangleitungen

    Als Leitungsschutz sind im Anschlußkasten auch die Strangsicherungen bzw. Leitungsschutzschalter untergebracht.

    Als Sicherungen können nach DIN 57636/VDE 0636 Teil 1 beispielsweise Schraubsicherungen des DO-Systems eingesetzt werden, je nach Generator-Leerlaufspannung bis 250 V Neozed-Sicherungen und bis 600 V Diazed-Sicherungen. Die Sicherungen dürfen nur bei abgeschaltetem Wechselrichter entfernt werden, da sich sonst ein Gleichstromlichtbogen bilden kann.

    Bei dem Einsatz von Leitungsschutzschaltern ist darauf zu achten, daß nur Leitungsschutzschalter mit verzögerter Kurzschlußschnellauslösung verwendet werden. Dies ist nötig, da normale Leitungsschutzschalter möglicherweise schon bei auftretenden Überspannungen (z.B. Blitzüberspannungen) abschalten und so zu unnötigen Ausfällen einzelner Stränge führen würden.
    Ein spezielles Problem besteht darin, daß die Leitungsschutzschalter den Gleichstrom nur in einer Richtung sicher abschalten können, im Fehlerfall ist die Stromrichtung aber entgegengesetzt der Arbeitsstromrichtung. Die Schalter müssen deshalb nach dem Fehlerstrom ausgelegt und gepolt werden, außerdem müssen sie auch die Festigkeit besitzen, den Arbeitsstrom entgegen ihrer Schaltrichtung schalten zu können.

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    15.4 Gleichstromleitungen

    Die Auswahl der Gleichstromleitungen erfolgt nach folgenden Gesichtspunkten:

    Ÿ Temperatur- und Strahlungsbeständigkeit

    Ÿ Spannungsfestigkeit

    Ÿ maximaler Spannungsfall

    Ÿ Strombelastbarkeit

    Dabei gelten:

    - für die Verlegung die DIN 57100/VDE 0100 Teil 520

    - für die Strombelastbarkeit die DIN 57298/VDE 0298

    Die Gleichstromleitungen sind für eine Spannung auszulegen, die die größte Leerlaufspannung des Solargenerators übersteigt. Es muß eine doppelte Isolierung und eine getrennte Leitungsführung vorhanden sein, um dem Anspruch der Erd- und Kurzschlußfestigkeit zu entsprechen (vergleiche Abschnitt 11.4). Bei ungeschützter Verlegung im Freien müssen die Leitungen UV-strahlungsbeständig sein.
    Die Modulleitungen sind in der Regel erhöhten Temperaturen ausgesetzt und daher temperaturbeständig auszuführen.

    Es können zum Beispiel folgende Leitungsarten verwendet werden:

    Bezeichnung
    Eigenschaft
    H07 RN-F
    witterungs- und temperaturbeständig
    NYM
    nur für die Verlegung in Räumen
    NYY
    witterungs- und temperaturbeständig
    NHYRUZY
    nur für die Verlegung in Räumen

    Tabelle 13-1: Leitungsarten für Photovoltaikanlagen

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    15.4.1 Spannungsfall

    Bei der Auswahl des Hauptleitungsquerschnittes ist darauf zu achten, daß der Spannungsfall auf dieser Leitung 1 % der Nennspannung nicht überschreitet. Der Querschnitt wird nach der Solargenerator-Nennleistung bestimmt.

    Dazu dient folgende Gleichung:

    l = einfache Länge der Gleichstromhauptleitung
    d = spezifischer Leiterwiderstand

    für Kupfer gilt:     

    Ppeak = Solargeneratornennleistung
    Un = Nennspannung des Photovoltaikgenerators
    0,01 = Faktor für den 1 % igen Spannungsfall

    Auf die Berechnung des Strangleitungsquerschnittes kann im allgemeinen verzichtet werden, da bei Verwendung des vom Hersteller vorgegebenen nötigen Normquerschnittes - bedingt durch die Modulanschlußdosen - die Verluste in der Regel deutlich unter 1 % liegen.
    Bei Modulen mit Nennleistungen um 100 Wp liegt der Normquerschnitt bei 2,5 mm² (Kupfer).

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    15.4.2 Strombelastbarkeit

    In den meisten Fällen ist die Strombelastbarkeit der Leiter durch die Auslegung nach dem 1 % -igen Spannungsfall gewährleistet. Bei kurzen Leiterlängen kann es jedoch vorkommen, daß der Leiterquerschnitt nicht der Strombelastbarkeit entspricht. Daher ist bei der Leiterquerschnittsauswahl in jedem Fall die Strombelastbarkeit nach der DIN 57298/VDE 0298 zu berücksichtigen.

    Als Auswahlkriterium kann folgende Tabelle genutzt werden.

    Tabelle 13-2: Zulässige Strombelastbarkeit von einadrigen Mantelleitungen
                           mit einer erhöhten Wärmebeständigkeit von 90C
                           (Übertrag aus Lit.: /25/ Seite 3/15 Tabelle 1)

    Der Tabelle liegen die Werte nach DIN 57298/VDE 0298 Teil 4 zugrunde.

    Es ist insbesondere bei den Strangleitungen darauf zu achten, daß sie für eine Umgebungstemperatur bis rund 80C geeignet sind. Es können nach den Angaben aus Tabelle 13-1 nicht alle Leitungsarten für die Verschaltung der Module genutzt werden. Im allgemeinen wird die Leitungsart H07 RN-F-temperaturbeständig eingesetzt, da diese für eine Umgebungstemperatur von bis zu 85C ausgelegt ist.

    Die Umrechnungsfaktoren für die zulässige Strombelastbarkeit eines Leiters bei Abweichung von der Umgebungstemperatur von 30C sind der DIN 57298/VDE 0298 Teil 4 zu entnehmen.
    Die häufigsten Querschnitte und Temperaturen sind in Tabelle 13-2 ausgewählt.

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    15.5 Schalter für die Gleichspannungs-Freischalteinrichtung

    Die Auswahl erfolgt nach folgenden Gesichtspunkten:

    Ÿ maximalen Kurzschlußstrom

    Ÿ maximalen Leerlaufspannung

    Ÿ Zeitkonstante

    Der Schalter ist - neben den Kriterien des maximalen Kurzschlußstroms bei einer Einstrahlung von 1000 W/m² und einer Zellentemperatur von 25C sowie der maximalen Leerlaufspannung bei einer Einstrahlung von 800 W/m² und einer Zellentemperatur von -10C - auch unter Berücksichtigung der Zeitkonstante auszuwählen. Dies ist wichtig, um die Schaltspitzenspannung nicht in schädliche Höhen steigen zu lassen. Dazu ist es nötig, die Zeitkonstante der Anlage zu berechnen. Sie muß kleiner als die Zeitkonstante des Schalters sein, damit die induktive Schaltspannungsspitze den Schalter nicht zerstört.

    Entstehen können diese hohen Spannungsspitzen jedoch nur bei Photovoltaikanlagen, die einen Wechselrichter mit überwiegend induktiver Glättung besitzen.

    Die Zeitkonstante berechnet sich nach der Formel:

    Dazu muß der ohmsche und der induktive Anteil des Widerstandes vom Gleichstromkreis ermittelt werden.
    Der ohmsche Anteil besteht fast ausschließlich aus dem ohmschen Anteil der Solarmodule und der Leitungen.
    Den induktiven Anteil macht ausschließlich die Glättungsinduktivität aus, weil die Leitungsinduktivitäten vernachlässigbar klein sind.

    Da die photovoltaischen Module keinen festen Widerstand haben, muß dieser als differentieller ohmscher Widerstand aus der Kennlinie der Solarmodule ermittelt werden. Dazu wird, wie in folgender Abbildung ersichtlich, an die Kennlinie im MPP-Punkt eine Tangente angelegt, mit deren Hilfe D  I und D U ermittelt werden können:

    Abb. 13-6: Ermittlung des differentiellen ohmschen Widerstandes eines Photovoltaikmoduls
                       (übertrag aus Lit.: /9/ Seite 18   Bild 13)

    Aus der Berechnung:

    ergibt sich dann der differentielle ohmsche Widerstand des Moduls. Für die Ermittlung des gesamten Widerstandswertes des Solargenerators muß die Verschaltung der Module mit einbezogen werden.

    Dies geschieht nach folgender Gleichung:

    Dazu kommen noch die Widerstände der Modulleitungen und der Gleichstromhauptleitung die als rein ohmsch angesehen werden können.

    Da die Leitungsinduktivitäten in diesem Fall vernachlässigt werden können, kann man den Wert der Glättungsinduktivität direkt in die folgende Gleichung einsetzen:

    Ist die Bedingung:

    erfüllt, so kann der Schalter für die Photovoltaikanlage Verwendung finden.

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    15.6 Wechselrichter mit Erdschlußschutz

    Für die Auswahl des Wechselrichters ist es wichtig zu wissen, daß die Wirkungsgrade der Geräte mit steigender Leistung zunehmen. Im allgemeinen ist es günstig, die gesamte Anlage nur mit einem leistungsstarken Wechselrichter zu versehen, anstatt die Leistung auf mehrere kleine Wechselrichter aufzuteilen. Allerdings bieten letztere den Vorteil, daß bei Ausfall einen Gerätes - und Zusammenschaltung der Gleichspannungsseite - die anderen Wechselrichter die Arbeit ganz oder teilweise (je nach Bestrahlungsstärke und Temperatur) übernehmen können. Somit wird bei mehreren Wechselrichtern ein Totalausfall der Photovoltaikanlage durch Wechselrichterschäden verhindert.

    Bei Anlagen bis 15 kWp versprachen bisher Wechselrichter mit Pulsbreitenmodulation, die beste Lösung zu sein. Bei größeren Anlagen waren Thyristor-Wechselrichter besser geeignet. Einige Wechselrichterhersteller fertigen nun jedoch die pulsbreitenmodulierten Wechselrichter in Modulbauweise. Für höhere Leistungen werden dann mehrere Wechselrichter-Module parallelgeschaltet. Somit können dann die Wechselrichterleistungen auch mit Pulsbreitenmodulations-Technik über 15 kWp angehoben werden.

    Bei Photovoltaikanlagen mit hohen Strangspannungen sollte auf den internen Transformator verzichtet werden, da dieser zum einen immer verlustbehaftet und zum anderen eine Potentialtrennung für die Schutzmaßnahme nicht mehr nötig ist.

    Der Wechselrichter sollte folgende Ausstattung besitzen:

    Ÿ MPP-Regelung;

    Ÿ selbsttätige Zu- und Abschaltung;

    Ÿ automatische Abschaltung bei mangelnder Solargenerator-Leistung;

    Ÿ Begrenzung der Eingangsleistung durch die Verschiebung der Betriebsspannung in Richtung Leerlaufpunkt zum Schutz vor Überlastung;

    Ÿ Überspannungsschutz auf Gleichspannungseingangsseite;

    Ÿ Erdschlußschutzüberwachung
    (Die Erdschluß-Schutzeinrichtung ist im allgemeinen in den Wechselrichter eingebaut);

    Ÿ Anzeige von Gleichstrom und Gleichspannung;

    Ÿ Statusmeldung über den Betriebszustand der Anlage;

    Ÿ ausreichende Temperaturbeständigkeit und Schutzklasse für den Aufstellungsort;

    Ÿ Konformitätserklärung des Herstellers über VDEW-gemäße Ausführung der selbsttätigen Abschaltung bei Netzspannungsausfall;

    Ÿ Erfüllung der Anforderungen an die Blindleistung von 0,9 kapazitiv bis zu 0,8 induktiv;

    Der Wechselrichter muß die Forderungen:

    Ÿ der DIN 57871/VDE 0871 bzw. EN 55011 zu den hochfrequenten Störungen wie Funkstörspannungen;

    Ÿ der DIN 57875/VDE 0875 zu den nichtleitungsgebundenen Störungen wie elektromagnetische Abstrahlung;

    Ÿ sowie der DIN 57838/VDE 0838 (EN 60555) zu niederfrequenten Störungen wie Netzrückwirkungen

    erfüllen.
    (vergleiche dazu auch Kapitel 12.2)

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    15.7 Blitzschutz

    Um die Anlage vor Schäden durch atmosphärische Entladungen zu schützen, sind alle leitenden Teile der Anlage zu erden. Dazu gehören die Module und deren Befestigunsgestelle, die Überspannungsableiter an den Gleichstromhauptleitungen und der Wechselrichter.
    Dabei wird unterschieden zwischen dem äußeren und dem inneren Blitzschutz sowie - bei Gebäuden mit umfangreichen elektronischen Einrichtungen - dem EMV-orientierten Blitz-Schutzzonen-Konzept.

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    15.7.1 Äußerer Blitzschutz

    Der äußere Blitzschutz hat die Aufgabe, das Gebäude und den Solargenerator vor mechanischer Zerstörung und Brand durch einen direkten Blitzeinschlag zu schützen. In DIN 57185/VDE 0185 sind alle außerhalb eines Gebäudes zu realisierenden Maßnahmen und erforderlichen Einrichtungen zum Auffangen und Ableiten des Blitzstromes in die Erde beschrieben. Dazu gehört beispielsweise die Erdung aller elektrisch leitenden Teile und die eventuell vorhandene Gebäude-Blitzschutzanlage mit Firstleitung, Ableitung, Erder und Potentialausgleich. Bei freistehenden Photovoltaikanlagen sind die Solarmodule zum Schutz vor direktem Blitzeinschlag durch eine Fangstange, Fangseile oder ein Drahtnetz vor Blitzeinschlag zu schützen. Diese Fangeinrichtung muß mit dem Erdungssystem verbunden sein, um den Blitzstrom ableiten zu können.
    Als übergeordnete Methode zur Festlegung der Höhe und des Abstandes der Fangeinrichtungen gilt weltweit das Blitzkugelverfahren. Dabei wird der von einer Fangeinrichtung geschützte Raum durch den Radius einer Kugel abgegrenzt, wie in folgender Abbildung (rechte Abbildungshälfte) zu erkennen ist. In der linken Abbildungshälfte ist das Schutzwinkelverfahren dargestellt:

    Abb. 13-7: Blitzkugel und Blitzschutzwinkel
                       (nach Lit.: /28/ Seite 6   Tabelle 1)

    h =  Höhe der Fangeinrichtung über dem Erdboden

    r =  Radius der Blitzkugel

    a =  Schutzwinkel

    Die entsprechenden Blitzkugelradien und die Schutzwinkel für die Dimensionierung der Fangeinrichtung sind folgender Tabelle zu entnehmen:

    * In diesen Fällen nur Blitzkugelverfahren und Masche anwenden!

    Tabelle 13-3: Fangeinrichtung gemäß der Blitzschutzklasse und Blitzstromparameter
                           aus DIN 57185/VDE 0185 Teil 100
                           (nach Lit.: /28/ Seite 6   Tabelle 1)

    Bei der Auswahl der nötigen Blitzschutzklasse ist die DIN 57185/VDE 0185 Teil 100, entspricht der IEC 1024-1 "Protection of structures against lightning", anzuwenden. Sie definiert Blitzschutzanlagen mit unterschiedlicher Effektivität.

    In den meisten Fällen reicht es, wenn die Fangstange nach DIN 57185/VDE 0185 Teil 1 Tabelle 1 bei einem Winkel a (siehe Tabelle 13-3) die gesamte Solargeneratorfläche überdeckt, wie in folgender Abbildung zu sehen:

    Abb. 13-8: Äußerer Blitzschutz bei einer Photovoltaikanlage
                       (aus Lit.: /3/ Seite 380   Abbildung: 12.3)

    Als Material für die Fangstange bei Photovoltaikanlagen wird verzinkter Stahl, nichtrostender Stahl nach DIN 17440 oder Kupfer mit einem Durchmesser von 16 mm² gefordert. Um die Fangstange nicht zu lang dimensionieren zu müssen, können auch mehrere Fangstangen verwendet werden, die dann den gesamten Solargeneratorbereich abdecken.
    Als Alternative zu den Fangstangen kann das gesamte Gebäude auch mit einer Masche aus Blitzableiterleitungen überzogen werden. Die Abstände zwischen diesen Leitungen sind ebenfalls der Tabelle 13-3 zu entnehmen.
    Der Anschluß der Photovoltaikanlage an die Gebäudeblitzschutzanlage sollte über Trennfunkenstrecken erfolgen, die bei Blitzeinschlag ansprechen und eine leitende Verbindung bilden, so daß der Blitzstrom abfließen kann. Nach Abklingen des Blitzstromes wird der vorherige getrennte Zustand wiederhergestellt. Somit wird die Photovoltaikanlage bei einem direkten Blitzeinschlag in den Gebäudeblitzableiter vom Blitzstrom entlastet.
    Ein wirkungsvoller Schutz elektronischer Anlagen bei direktem Blitzeinschlag läßt sich jedoch nur erreichen, wenn neben dem äußeren auch der innere Blitzschutz verwirklicht wird.

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    15.7.2 Innerer Blitzschutz

    Der innere Blitzschutz umfaßt alle Maßnahmen zur Reduzierung der schädlichen Auswirkungen des Blitzstromes - einschließlich seiner elektrischen und magnetischen Felder - auf metallene Installationen und elektrische Anlagen im Gebäude. Zum inneren Blitzschutz gehören der Blitzschutz-Potentialausgleich, die Überspannungsableiter der Gleichstromhauptleitungen im Anschlußkasten sowie die Vermeidung oder Beseitigung von gefährlichen Näherungen (siehe Abbildung 13-9).
    Aufgabe der Überspannungsableiter ist die Begrenzung der Restspannung, die durch Einkopplung hervorgerufen wird. Überspannungsableiter sind heutzutage mit Zinkoxid-Varistoren ausgerüstet, bei denen nahezu kein Netzfolgestrom auftritt, so daß sie ohne in Reihe geschaltete Funkenstrecken auskommen. Bei mehreren Metern Leitungslänge zwischen Anschlußkasten und Wechselrichter ist am Wechselrichtereingang noch ein Überspannungsfeinschutz vorzusehen. Dieser kann durch Varistoren realisiert werden.
    Nur ein optimaler äußerer Blitzschutz läßt den inneren Überspannungsschutz voll zur Wirkung kommen.
    Bei vorhandener Hausblitzschutzanlage sollten die Modulrahmen und die Gestelle am Punkt der größten Annäherung mit dieser verbunden werden.
    Die Erdung kann über eine 16 mm² Kupferleitungsverbindung zu einem Erder, zur Blitzschutzanlage oder zu den leitfähigen Wasser- / Heizungsrohren - sofern diese mit der Hauptpotentialausgleichsschiene verbunden sind - geschehen. Alternativ kann die Verbindung auch mit einem 25 mm² Aluminiumleiter oder einen 50 mm² Stahlleiter erfolgen. Dabei sind die DIN 57185/VDE 0185  Teil 1 "Allgemeines für das Errichten von Blitzschutzanlagen" und die DIN 57100/VDE 0100 Teil 540   Tabelle 8 "Leiterquerschnitt des Erdungsleiters" zu berücksichtigen.
    Als Erder kann nach DIN 57855/VDE 0855 Teil 1 ein Staberder aus verzinktem Stahl mit einer Länge von mindestens 1,5 m oder ein Banderder aus verzinktem Stahl von mindestens 3 m Länge in einer Tiefe von 0,5 m verwendet werden.
    Um die Einkopplung von Spannungsspitzen (bis in den kV-Bereich) auf induktivem Wege soweit wie möglich zu begrenzen, ist die Bildung von großflächigen Leiterschleifen bei der Modulverdrahtung zu vermeiden. Nachfolgendes Bild zeigt die induktive Einkopplung in die Modulleitungen.

    Abb. 13-9: Induktive Einkopplung in die Modulverdrahtung
                       (Übertrag aus Lit.: /25/ Seite 3/36   Bild  12)

    Die Modulleitungen + und - sind deshalb aus Blitzschutzgründen dicht beieinander zu verlegen.

    Bei Solargeneratoren auf metallenen Dächern kann eine Kondensatoranordnung entstehen, deshalb ist mit einer kapazitiven Einkopplung zu rechnen. Um diese zu vermeiden, sind leitende Verbindungen zwischen den Modulen und dem Metalldach anzubringen.

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    15.7.3 EMV-orientiertes Blitz-Schutzzonen-Konzept

    Das Blitz-Schutzzonen-Konzept sollte für Gebäude mit umfangreichen elektronischen Einrichtungen (gemäß der DIN 57185/VDE 0185 Teil 103 [IEC 1024]), zur Anwendung kommen. Danach werden das oder die Gebäude in Blitz-Schutzzonen unterteilt, die durch den äußeren Blitzschutz und durch Abschirmungen von Räumen oder Geräten mit Metallgehäusen, Armierungen oder Metallfassaden gebildet werden.
    Der ungeschützte Bereich, in dem direkte Blitzeinschläge und hohe magnetische Felder auftreten können, wird als Blitz-Schutzzone 0 definiert. Daran anschließend folgen Schutzzonen mit abnehmender Gefährdung.

    Ein Beispiel für die Blitz-Schutzzonen (BSZ) wird in folgender Abbildung dargestellt.

    Abb. 13-10: Beispiel einer Anlage mit Blitz-Schutzzonen-Konzept

    An den Schnittstellen zwischen den Blitz-Schutzzonen müssen alle Leitungen in den Blitzschutzpotentialausgleich einbezogen werden. Dies geschieht mittels Blitzstrom- oder Überspannungsableiter.
    Blitzstromableiter müssen Blitzströme oder Teile davon zerstörungsfrei ableiten können. Sie werden beim Übergang von der BSZ 0 zur BSZ 1 als Blitzgrobschutz in betriebsmäßig spannungsführenden Leitungen eingesetzt.
    An den weiteren Zonen-Schnittstellen werden Überspannungsableiter angebracht, diese dienen allerdings lediglich zur Begrenzung von Überspannungen in den Leitungen.
    Alle Ableiter müssen mit dem Blitzschutzpotentialausgleich elektrisch leitend verbunden werden.

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    15.7.4 Bemessung der Blitzstromableiter

    Für die Bemessung der Ableiter wird nach IEC 1024 von einer Blitzstromaufteilung von 50 % über die Erdungsanlage und 50 % über das elektrische Versorgungsnetz ausgegangen. Der Blitzstrom verteilt sich im Versorgungsnetz auf die einzelnen Leiter. Bei einem 3-Leiteranschluß mit PEN teilt er sich somit zu vier gleichen Teilen auf die einzelnen Leiter auf. Da bei der Blitzschutzklasse 1 (laut Tabelle 13-3) mit einem Blitzstrom von 200 kA gerechnet wird, bleibt demnach für jeden Leiter noch eine Belastung von 25 kA, der die Blitzstromableiter standhalten müssen.

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    15.8 Anlageninterner Zähler

    Als anlageninterner Zähler kommt jeder Eintarifzähler in Frage, sofern er die erforderlichen Anschlußwerte aufweist. Es gibt Anlagen, bei denen der Zähler in den Wechselrichter integriert ist.
    Da der Zähler für den Anlagenbetreiber nur zur Information dient (siehe auch Kapitel 11.12), nicht aber für Abrechnungszwecke gebraucht wird, ist keine hohe Genauigkeit gefordert.

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    15.9 Wechselspannungs-Freischalteinrichtung

    Die Auswahl erfolgt nach der:

    Ÿ Spannungsfestigkeit

    Ÿ Kurzschlußstromfestigkeit

    Das EVU fordert eine jederzeit zugängliche Schaltstelle mit Trennfunktion (siehe auch Kapitel 11.11), um bei Leitungsarbeiten die Spannungsfreiheit im Netz sicherstellen zu können. Die Freischalteinrichtung dient weiterhin dazu, bei Schalthandlungen im Rahmen einer Fehlersuche im EVU-Netz die Photovoltaikanlage vor Beeinträchtigung durch diese zu schützen. Eine gesonderte Schaltstelle kann entfallen, wenn entweder der Hausanschlußkasten dem EVU-Personal uneingeschränkt zugänglich ist, oder wenn es sich um Wechselrichter mit einphasiger Einspeisung bis 5 kWp und dreiphasiger Spannungsüberwachung handelt, da bei Abschaltung der Netzspannung sich diese Art von Wechselrichtern sofort selbsttätig abschaltet. Als jederzeit zugängliche Schaltstelle gilt ein oberirdischer Anschlußpunkt des Hausanschlußkabels an das Niederspannungsnetz - wie z.B. Kabelanschlußschränke, Kabelverteilerschränke und Trafostationen.
    Als Schalteinrichtung kommen Motorschutzschalter, Leistungsschalter, Sicherungslastschalter oder verschweißsichere Schaltschütze mit Lastschaltvermögen und vorgeschaltetem Kurzschlußschutz zum Einsatz.
    Für die Wahl der Kurzschlußstromfestigkeit des Schaltgerätes ist sowohl der Kurzschlußstrom aus dem EVU-Netz, als auch der Kurzschlußstrom der Photovoltaikanlage von Bedeutung. Da aber der Kurzschlußstrom der Photovoltaikanlage nur gering von deren Nennstrom abweicht und somit immer kleiner als der Netzkurzschlußstrom ist, besitzt er keinen großen Einfluß auf den gesamten Kurzschlußstrom.

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    15.10 Spannungsüberwachung

    Die Spannungsüberwachung beinhaltet den Spannungsrückgangs- und Spannungssteigerungsschutz. Diese sind nötig, um Schäden durch Spannungs- und Frequenzschwankungen an elektrischen Geräten zu vermeiden. Außerdem kann der Spannungsrückgangsschutz bei einphasigen Wechselrichtern mit dreiphasiger Netzüberwachung als Abschalteinrichtung für das gefahrlose Arbeiten im Netz verwendet werden. Frequenzschwankungen müssen bei Anlagen mit Wechselrichtern nicht gesondert erfaßt werden. Die Spannungsrückgangs- und Spannungssteigerungsschutzeinrichtung kann auch in den Wechselrichter integriert sein. Beim Ansprechen der Schutzeinrichtung wird der Wechselrichter vom EVU-Netz getrennt. Diese Trennung muß auf jeden Fall allpolig über ein mechanisches Schütz erfolgen, da nur so eine galvanische Trennung sichergestellt ist. Der nach VDEW-Anschlußbedingungen empfohlene Einstellwert der Spannungüberwachung liegt bei:

    0,8  UNetz £ Ueinstell £ 1,1  UNetz ,

    Er ist aber abhängig von den Netzgegebenheiten und daher mit dem zuständigen EVU abzustimmen.

    Bei einphasigen Wechselrichtern in einphasigen Netzen sind die Über- und Unterspannungsrelais zwischen Außenleiter und Neutralleiter anzuschließen.

    Bei einphasigen Wechselrichtern in Drehstromnetzen ist der Spannungsrückgangsschutz durch ein dreiphasiges Unterspannungsrelais und ein einphasiges Überspannungsrelais zu realisieren. Das Unterspannungsrelais muß unbedingt die verkettete Spannung im Drehstromnetz erfassen, der Neutralleiter wird nicht mit angeschlossen.

    Bei Drehstrom-Wechselrichtern sind sowohl das Spannungsrückgangs- wie auch das Spannungssteigerungsrelais dreiphasig mit Neutralleiter anzuschließen.

    Die selbsttätige Überwachungseinrichtung ist mindestens alle 3 Jahre zu überprüfen.

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    15.11 Blindleistungskompensation

    Der Leistungsfaktor einer Eigenerzeugungsanlage sollte nach den "Allgemeinen Bedingungen für die Elektrizitätsversorgung von Tarifkunden" (AVBEltV) innerhalb der Grenzen von 0,9 kapazitiv bis zu 0,8 induktiv liegen. Daher kann eine Blindstromkompensation nötig werden. Bei Photovoltaikanlagen bis 5 kWp wird im allgemeinen auf die Blindstromkompensation verzichtet. Bei größeren Anlagen ist eine Abstimmung mit dem EVU erforderlich.
    Wichtig kann die Blindstromkompensation bei Anlagen mit Thyristor-Wechselrichter werden, da der Verschiebungsfaktor dort im Bereich von l = 0,4 ... 0,7 liegt.
    Selbstgeführte Wechselrichter haben in der Regel einen sehr guten Verschiebungsfaktor l von etwa 0,9; damit ist eine Blindleistungskompensation im allgemeinen nicht nötig.
    Sollte eine Blindleistungskompensation vorgesehen werden, so kann das EVU eine Verdrosselung zur Begrenzung von Oberschwingungsspannungen und für einen störungsfreien Betrieb der Tonfrequenz-Rundsteueranlagen verlangen.

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    15.12 Einspeise- und Bezugszähler

    Die Einspeise- und Bezugszähler sind in einem gesonderten Zählerschrank mit den Funktionsflächen nach DIN 43870 unterzubringen. Es dürfen nur EVU-eigene Zähler mit Rücklaufsperre eingesetzt werden. Auch elektronische Zähler dürfen verwandt werden, sofern diese keine Rückwärtszählung zulassen.
    Bei drehstrombetriebenen Kundenanlagen muß ein Drehstromzähler eingesetzt werden - auch wenn die Photovoltaikanlage nur in einen Leiter einspeist. Dies liegt darin begründet, daß bei der einphasigen Einspeisung mit gleichzeitigem Bezug über die anderen Außenleiter zuviel eingespeiste Arbeit angezeigt werden würde.

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    16 Praktische Prüfung der Anlageninstallation

    Vor der erstmaligen Inbetriebnahme einer Photovoltaikanlage sowie nach deren Änderung, Instandsetzung oder Erweiterung muß der Errichter nach DIN 57100/ VDE 0100 Teil 600 Punkt 3 durch Prüfen nachweisen, daß die Festlegungen hinsichtlich des Schutzes von Personen, Nutztieren und Sachen erfüllt sind. Dazu gehören die Isolationsmessung des Gleichstromhauptkreises und die Funktionsprüfung der selbsttätigen Wechselspannungs-Freischalteinrichtung.

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    16.1 Isolationsmessung des Gleichstromhauptkreises

    Ziel der Isolationsmessung des Gleichstromhauptkreises ist es, die erd- und kurzschlußsichere Verlegung der Leitungen nachzuweisen. Dazu müssen der Wechselrichter und die Blitzschutzgeräte abgeklemmt werden. Zum Schutz der Strangdioden müssen die Gleichstromhauptleitungen kurzgeschlossen werden.

    Eine mögliche Meßanordnung zeigt folgende Skizze:

    Abb. 14-1: Isolationsmessung des Gleichstromkreises
                       (Übertrag aus Lit.: /25/ Seite 3/42   Bild  14)

    Mit einem Isolationsmeßgerät nach DIN 57413/VDE 0413 Teil 1 wird der Isolationswiderstand gemessen.

    Als Mindestisolationswiderstände gelten nach der DIN 57100/ VDE 0100 Teil 600 folgende Werte:

    Tabelle 14-1: Meßspannung und Isolationswiderstand
                           (Übertrag aus Lit.: /27/ Seite 275   Tabelle 13.1)

    Aus dieser Tabelle können auch die erforderlichen Meßgleichspannungen für das Isolationsmeßgerät entnommen werden. Die Meßspannung muß eine Gleichspannung sein, um den Einfluß der Kapazitäten zwischen den Leitern und Erde auszuschließen.

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    16.2 Funktionsprüfung der selbsttätigen Wechselspannungsfreischalteinrichtung

    Die Überprüfung der selbsttätigen Wechselspannungs-Freischalteinrichtung (siehe Kapitel 15.9) kann mit Hilfe eines Stelltransformators und eines Spannungsmessers erfolgen. Die Abschaltung muß bei Über- oder Unterschreitung der eingestellten Spannung in folgenden Grenzen

    0,8  UNetz £ Ueinstell £ 1,1  UNetz

    allpolig erfolgen (vgl. Kapitel 15.10).

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    17 Nachwort

    Es wurde deutlich, daß Photovoltaikanlagen zur Zeit noch nicht wirtschaftlich rentabel zu betreiben sind. Absehbar ist aber, daß die Kosten für photovoltaisch bereitgestellte Elektroenergie weiter sinken werden. Mit dem Sinken der Kosten wird auch ein verstärkter Einsatz dieser Form der Energiebereitstellung zu erwarten sein.

    Allerdings gingen bisher viele Prognosen von einem stärkeren Wachstum des Einsatzes von Photovoltaikanlagen aus. Die Realität zeigte jedoch, daß es viele Probleme bei der Anlagentechnik zu lösen gab und noch gibt. Dennoch ist der Photovoltaikmarkt einer der Märkte mit den größten Wachstumsraten, und es ist absehbar, daß er es in den nächsten Jahren auch bleiben wird.

    Da die Nutzung dieser Technik für die Energieumwandlung in größerem Maßstab noch sehr jung ist, gibt es weder spezielle, vollständige Errichtungsvorschriften noch umfassende Planungsrichtlinien.

    Mit der vorliegenden Diplomarbeit ist versucht worden, diesen Mangel durch die Erstellung einer allgemeinen Planungsrichtlinie zu beheben. In Anbetracht der Situation, daß es im Bereich der Photovoltaik viele Neuerungen gibt und sich somit auch die Anlagentechnik schnell verändert, können diese Planungsrichtlinien jedoch nur als Leitfaden bei der Planung betrachtet werden. Auch im Bereich der Vorschriften wird es sicher in den nächsten Jahren noch einige Konkretisierungen geben.
    Ich hoffe, mit der vorliegenden Arbeit einen Beitrag zur besseren Übersichtlichkeit über den jetzigen Stand der Entwicklungen der Einzelkomponenten und deren Zusammenstellung beigetragen zu haben.

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    18 Literaturverzeichnis

    /1/ Mataré, Herbert F. / Faber, Peter: "Erneuerbare Energien". Erzeugung, Speicherung, Einsatzmöglichkeiten / Düsseldorf: VDI-Verlag GmbH, 1993

    /2/ "Sonnenenergie" Forschungsbericht 1 der Akademie der Wissenschaften zu Berlin / Verlag: Walter de Gruyter, 1991

    /3/ Köthe, Hans K.: "Stromversorgung mit Solarzellen". Methoden und Anlagen für die Energieaufbereitung / Poing: Franzis-Verlag GmbH, 1994

    /4/ Fasholz, J: "Die Nutzung regenerativer Energieträger". Essen: RWE Energie AG, 1987

    /5/ Bundesminister für Forschung und Technologie: "Erneuerbare Energien". Stand-Aussichten-Forschungsziele / Baden-Baden: Koelblin Druck+Verlag, 1992

    /6/ Stahl, D.: "Neue Entwicklungen und Perspektiven der Photovoltaik" Sonderdruck der Siemens Solar GmbH, aus: et Heft 11/1989; Seiten 705-710

    /7/ "Strom aus Sonnenlicht" Strom BASISWISSEN Nr. 110

    /8/ "Erneuerbare Energien" Strom DISKUSSION aus: Elektrizitätswirtschaft, Jahrgang 92 (1993), Heft 24

    /9/ VEW zur Photovoltaik "Private Photovoltaik-Stromerzeugungsanlagen im Netzparallelbetrieb". Planung, Errichtung, Betrieb, Wirtschaftlichkeit A. Sutter Druckerei GmbH, Essen 1991

    /10/ Richtlinie für den Parallelbetrieb von Eigenerzeugungsanlagen mit dem Niederspannungsnetz des Elektrizitätsversorgungsunternehmens (EVU) VWEW-Verlag, Frankfurt am Main 1991

    /11/ Grundsätze für die Beurteilung von Netzrückwirkungen VWEW-Verlag, Frankfurt am Main 1992

    /12/ Hanitsch, R.: "Photovoltaic systems, an introduction" Technische Universität Berlin, Institut für Elektrische Maschinen

    /13/ "Photovoltaik für Berlin" Senatsverwaltung für Stadtentwicklung und Umweltschutz: Materialien zur Energiepolitik in Berlin, Heft 13 (1995)

    /14/ Lenk, Richard und Gellert, Walter: "Physik" Brockhaus abc Leipzig: VEB F.A. Brockhaus Verlag, 1989

    /15/ "Siebentes nationales Symposium photovoltaische Solarenergie" Staffelstein / Regensburg: Ostbayrisches Technologie Transfer Institut e.V. (OTTI)- Technologie-Kolleg, 1992

    /16/ "Achtes nationales Symposium photovoltaische Solarenergie" Staffelstein / Regensburg: OTTI-Technologie-Kolleg, 1993

    /17/ "Neuntes nationales Symposium photovoltaische Solarenergie" Staffelstein / Regensburg: OTTI-Technologie-Kolleg, 1994

    /18/ Firmenschrift der Firma INVERTOMATIC SYSTEMS, Schweiz

    /19/ Zeitschrift etz. Band 111 (1990) Heft 4

    /20/ Konzeptausschreibung der Firma Sotech & EnergieBISS

    /21/ 8. Internationales Sonnenforum (ISF) "Energie und unsere Umwelt" 30.Juni bis 3.Juli 1992 im ICC Berlin. Tagesbericht Band 1 / Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. / München: (DGS) Sonnenenergie Verlags-GmbH, 1992

    /22/ Stromthemen Nummer 7/93, herausgegeben von der Informationszentrale der Elektrizitätswirtschaft e.V. in Frankfurt/M.

    /23/ Ladener, Heinz: "Solare Stromversorgung" Grundlagen, Planung, Anwendung / Staufen bei Freiburg: Ökobuch Verlag, 1995

    /24/ "European Solar Radiation Atlas". Commission of the European Communities Volume 1 and 2 / Köln, 1984

    /25/ "Installation von Photovoltaikanlagen" TÜV Rheinland Institut für Umweltschutz und Energietechnik / Köln, 1991

    /26/ Hasse, P. / Zahlmann, P.: "Überspannungsschutz" Sonderdruck Nummer 30 Dehn + Söhne GmbH + CO.KG 1994

    /27/ Kiefer, Gerhard: "VDE 0100 und die Praxis". 4. Auflage / Berlin: VDE-Verlag GmbH, 1990

    /28/ "Überspannungsschutz". Hauptkatalog UE94 der Firma DEHN

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