Photovoltaik - Gebäude liefern Strom
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Leseprobe Mit Inhaltsverzeichnis + Kapitel 1, 2, 7 und 8 Die Graphiken sind in reduzierter Auflösung und der Text ist nicht ausdruckbar BINE Informationspaket PHOTOVOLTAIK Gebäude liefern Strom Ralf Haselhuhn 5., völlig überarbeitete Auflage 2005 155 Seiten € 17,80 ISBN 3-934595-53-7 Hat Sie die Leseprobe überzeugt? Dann profitieren Sie vom kompletten Buch für nur 17,80 Euro zzgl. Versand. Eine Bestellmöglichkeit finden Sie hier. Inhalt Der BINE Informationsdienst bietet Kompetenz in neuen Energietechniken. Der intelligente Umgang mit knappen, wertvollen Energieressourcen, insbesondere in Gebäuden und der Gebäudetechnik, sowie die Nutzung erneuerbarer Energien sind die BINE-Kernthemen. Zu diesen Inhalten vereinen wir vielfältiges Know-how aus Forschung, Technik und Anwendung. Eine Übersicht über unser komplettes Produktund Dienstleistungsangebot finden Sie unter www.bine.info. Gerne senden wir Ihnen die Informationen auch zu. BINE ist ein Informationsdienst des Fachinformationszentrums Karlsruhe, Gesellschaft für wissenschaftlich-technische Information mbH, und wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit gefördert. Für weitere Fragen steht Ihnen zur Verfügung: Johannes Lang (Redaktion) BINE Informationsdienst, FIZ-Büro Bonn Mechenstr. 57, 53129 Bonn Tel. 02 28/923 79-0 E-Mail bine@fiz-karlsruhe.de www.bine.info Bibliografische Information Der Deutschen Bibliothek Die Deutsche Bibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.ddb.de abrufbar Die Inhalte dieses Werkes werden von Verlag, Herausgeber und Autoren nach bestem Wissen und Gewissen erarbeitet und zusammengestellt. Eine rechtliche Gewähr für die Richtigkeit der einzelnen Angaben kann jedoch nicht übernommen werden. Gleiches gilt auch für Websites, auf die verwiesen wird. Es wird betont, dass wir keinerlei Einfluss auf die Inhalte und Formulierungen dieser Seiten haben und auch keine Verantwortung für sie übernehmen. Grundsätzlich gelten die Wortlaute der Gesetzestexte und Richtlinien und die einschlägige Rechtsprechung. Gedruckt auf chlorfrei gebleichtem Papier. ISBN 3-8249-0854-9 © by TÜV-Verlag GmbH, TÜV Rheinland Group, Köln 2005 Titelfotos: BSi, Braas Vorwort ................................................................. 6 1 Solaraktive Flächen für die Architektur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 Neue Technik für Gebäude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Direkt: Elektrizität aus Sonnenlicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elementar: Die Solarzelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vielfalt: Verschiedene Solarzellentypen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Auf dem Weg zur Größe: Das Solarmodul . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Eine Erfolgsgeschichte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 11 12 14 22 28 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 Am Anfang steht die Planung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wie viel Energie liefert die Sonne? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vorbereitung und Gebäudebegutachtung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sind Standort und Gebäude geeignet? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Licht und Schatten in Bewegung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Anlage und Komponenten richtig dimensionieren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ertragsabschätzung und Simulation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Eine Checkliste zur erfolgreichen Planung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 30 32 33 34 38 52 55 4 4.1 4.2 4.3 Mit Photovoltaik bauen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Montage auf dem Dach . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Montage an der Fassade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Weitere Montagelösungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 57 70 83 5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 Baurecht, Normen & Co . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Baugesetzgebung und Baugenehmigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Photovoltaik als Gebäudebestandteil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Photovoltaik als elektrische Anlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Unfallschutz und allgemeine Sicherheit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gewährleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 86 89 92 93 93 Hinweis zu den Abbildungen: Soweit nachfolgend keine anderen Quellen genannt werden, stammen die Abbildungen vom Autor. Gesamtherstellung: TÜV-Verlag GmbH, Köln Printed in Germany 2005 3 Inhalt Inhalt 6 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 Elektrische Installation und Inbetriebnahme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wer darf? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kasten mit Bedeutung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Von Kabel und Leitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schutz vor Fehlerströmen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schutz vor Blitzeinwirkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Netzanschluss und Stromzähler . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Abnahme und Inbetriebnahme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 95 96 96 97 98 101 103 7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 Qualität und Performance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Module: Zertifikate, technische Daten und Garantien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wechselrichter: Qualität und Zuverlässigkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Was letztlich zählt: Energieerträge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vertrauen ist gut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wartung und Instandhaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 104 107 108 109 111 8 Ökologie und Nachhaltigkeit 9 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 Kosten und Erlöse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Investitionssicherheit per Gesetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Investitionskosten dominieren die Wirtschaftlichkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . „Rechnen sich“ Photovoltaik-Anlagen? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Perspektiven für die Kosten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ergänzende öffentliche Fördermittel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Steuerliche Nebenwirkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Risiken versichern . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 122 124 125 127 128 129 130 10 10.1 10.2 10.3 10.4 Trends und neue Technologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Neue Zell- und Modultechnologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Neue Wechselrichter- und Anlagenkonzepte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Weitere Trends . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Auf dem Weg zum großen virtuellen Kraftwerk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 133 137 138 138 4 11 Zitierte Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 12 12.1 12.2 Laufende und abgeschlossene Forschungsvorhaben . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 Laufende und kürzlich abgeschlossene Forschungsvorhaben . . . . . . . . . . . . . . 143 Forschungsberichte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 13 13.1 13.2 13.3 Weiterführende Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bücher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zeitschriften . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 Zum Autor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 149 149 152 153 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 5 Vorwort 1 Solaraktive Flächen für die Architektur Für die deutsche Photovoltaik-Branche war 2004 ein Rekordjahr. Auch die weiteren Aussichten sind vielversprechend. Die Zellen- und Modulproduktion wird weltweit beträchtlich ausgeweitet. Sie orientiert sich jetzt an Maßstäben der industriellen Großserienfertigung. Auch die Systemtechnik wird immer ausgereifter und die Anlagenpreise sinken stetig. Dieses Marktgeschehen wird angetrieben durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das in seiner novellierten Fassung vom 1. 8. 2004 weiterhin eine attraktive Einspeisevergütung garantiert. Doch es gibt auch ein qualitatives Wachstum: Unternehmen und Forschungsinstitute zeigen immer neue technologische Innovationen, die teils schnell am Markt platziert werden können. So ist die Photovoltaik für die Baubranche eine junge, dynamische Technologie an der Schnittstelle zwischen Gebäudehülle und Energietechnik. Sie kann hier nur erfolgreich in die breite Anwendung kommen, wenn neben speziellen Solartechnikunternehmen mit Pionierfunktion auch alle anderen beteiligten Akteure über genügend planungsrelevantes Wissen verfügen. Die fünfte, völlig überarbeitete Auflage hat genau dies zum Ziel. Das Buch wendet sich vor allem an diejenigen Berufsgruppen und Akteure, die mit der neuen Gebäudetechnik Photovoltaik zu tun haben: Architekten, Planer, Entscheider, Investoren, Versicherer, Bauherren etc. Man muss dieses Buch nicht klassisch von Anfang bis Ende lesen, es lässt sich auch situativ und bedarfsweise einsetzen – je nach Aufgabe und Fragestellung. Mit der Ästhetik solaraktiver Flächen lassen sich verschiedene, sehr moderne Formensprachen für die Architektur entwickeln. Die Anmutung von Solarmodulenoberflächen fasziniert ebenso wie der lautlose, saubere und umweltfreundliche Betrieb der gesamten Anlage. Für viele ist das Kraftwerk auf dem eigenen Dach auch ein Schritt in Richtung Unabhängigkeit. Energie wird dezentral, vor Ort erzeugt, so werden Leitungs- und Verteilungsverluste vermieden oder verringert. In Zukunft können viele, über das öffentliche Stromnetz verknüpfte Stromerzeuger kleinerer Leistung eine wesentliche Säule der Energieversorgung werden. Die Struktur könnte dem heutigen Informationsnetz, dem Internet, ähneln. Am häufigsten werden heutzutage die Photovoltaik-Anlagen auf Gebäuden in Auf-DachMontage (additiv) errichtet. Auch hier gibt es gestalterisch überzeugende Lösungen. Das Spiel mit dem Material, den Formen, der Farbe und dem Dekor ermöglicht einige Freiheitsgrade in der Gestaltung. Photovoltaik-Anlagen können neben der solaren Stromerzeugung weitere Gebäudefunktionen wie Witterungsschutz, Verschattung, Licht, Dacheindeckung, Fassadenbekleidung, Wärmedämmung und Sichtschutz übernehmen. Erreicht wird dieses durch die Fachinformationszentrum Karlsruhe GmbH Gesellschaft für wissenschaftlich-technische Information mbH BINE Informationsdienst Abb. 1: Servicepavillon der Badeinsel Steinhuder Meer mit Photovoltaik-Modulen und solarthermischen Vakuumröhrenkollektoren [Quelle: Gerhard Zwickert, Solon AG] 6 7 Solaraktive Flächen für die Architektur a b c d Abb. 2: Die polykristalline Solarfassade am Modehaus Zara in Köln wurde von den Firmen Solon und SaintGobain realisiert. [Quelle: Constantin Meyer, Solon AG] Gebäudeintegration. Entscheidend ist hier die Wahl des Materials, also Form, Farbe und Oberfläche. Hier stehen uns inzwischen viele unterschiedliche Materialien zur Auswahl. Die Solartechnik hat ihren Weg in die moderne Architektur gefunden. Das Kölner Modehaus Zara (Abb. 2) entschied sich bei ihrer Filiale in der Kölner Innenstadt für eine repräsentative Solarstromfassade. Mode wird hier mit umweltfreundlicher Energieerzeugung verbunden, aber letztlich lieferte die Ästhetik den Ausschlag für die Photovoltaik: Ultramarinblau schimmernde Solarzellen prägen die Fassade. Der Architekt Georg Feinhals entwarf diese Fassadenanlage mit einer Leistung von 12 Kilowatt. Er hatte bereits 1992 mit Deutschlands erster fassadenintegrierter Photovoltaik-Anlage in Aachen auf sich aufmerksam gemacht (siehe Abb. 96). Obwohl die Fassade aus sechzehn verschiedenen Solarmodultypen mit unterschiedlichen Abmessungen besteht, wirkt sie insgesamt homogen. Neben dem ästhetischen Effekt gewährleisten die Solarmodule im Isolierglasverbund einen guten Wärme- und Schallschutz. Mögliche Einbußen durch Verschattung wurden durch eine abgestimmte Verschaltung der Module minimiert. Gleichwohl bringt die Fassadenanlage nicht so hohe Energieerträge wie vergleichbar leistungsfähige Dachanlagen, aber die Passanten kommen hier direkt „in Kontakt“ mit der Solartechnik. Die Möglichkeiten der Photovoltaik in der Architektur lassen sich an vielen Projekten überzeugend dokumentieren, dies zeigen auch die folgenden Abbildungen aus den Bereichen Wohnungsbau und Nichtwohnungsbau. 8 Abb. 3: Photovoltaik-Anlagen mit a) Detailansicht einer Auf-Dach-Montage, b) Auf-Dach-Montage „in Konkurrenz“ mit Dachfenstern, Wintergarten und Solarkollektoranlage, c) In-Dach-Montage-System mit geschindelten Modulen und d) komplettes In-Dach-Montage-System [Quellen: BSi, Braas, SolarWorld AG] Abb. 4: Schräggeneigte Warmfassade mit transparenten und opaken kristallinen Modulen am Bundeswirtschaftsministerium in Berlin Abb. 5: Bürogebäude der Berufsgenossenschaft Holz in München mit semitransparenten Fassadenmodulen [Quelle: SEV Bayern] 9 Solaraktive Flächen für die Architektur 2 Neue Technik für Gebäude Abb. 6: Bürogebäude in der japanischen Stadt Kobe mit in die Fassade integrierten Solarmodulen [Quelle: Solarwatt] Abb. 7: Amorphe Photovoltaik-Module an der Fassade des Bayerischen Umweltministeriums Bisher verbrauchten Gebäude Energie vor allem auf Basis endlicher Rohstoffe. Die Zeichen weisen in Richtung umweltverträgliche Energienutzung. Ein stetig wachsendes ökologisches Bewusstsein und neue Technologien bieten uns heute die Chance, unsere Umwelt so zu gestalten, dass sie mit der Natur im Einklang stehen kann. Mit der Solartechnik können Gebäude die benötigte Energie vor Ort mit weit geringerem Rohstoffbedarf gewinnen – und dies mit in der Lebenszyklusbilanz nur geringen Schadgas- oder Treibhausgasemissionen. Sie tragen also zur Klimaentlastung bei. Ein Ziel heutiger Architektur sind Gebäude mit minimalem Wärmeverbrauch. Dies kann erreicht werden mit neuen Wärmedämmstandards, mit der Niedrigenergie- oder Passivhausbauweise und durch solares Bauen. Immer mehr Gebäude werden mit solarthermischen Kollektoren zur Warmwassererzeugung oder Heizungsunterstützung ausgestattet. In wärmeoptimierten Gebäuden tritt dann der elektrische Energiebedarf in den Vordergrund. Primärenergetisch bewertet wird hier der Strombedarf von elektrischen Geräten, Beleuchtung, Lüftung und Klimatisierung als wesentlicher Posten in der Energiebilanz. Mit Solarstrom kann diese Bilanz ausgeglichen werden, ja es kann sogar ein Überschuss erwirtschaftet werden. 2.1 Direkt: Elektrizität aus Sonnenlicht Abb. 8: Doppelglasmodule an der Solarfabrik in Freiburg Abb. 9: Photovoltaik überall in der Siedlung New Sloten in Amsterdam [Quelle: Frauke Berger, DGS] In der Solarzelle findet die direkte Umwandlung von Licht (Photo- von griechisch: Licht) in elektrische Energie (-voltaik von Volt, Einheit der elektrischen Spannung) statt. Der photovoltaische Effekt wurde 1839 vom französischen Physiker Alexander Bequerel entdeckt. Die Umwandlung beruht auf einem physikalischen Effekt, der völlig lautlos und ohne Emissionen und Stoffverbrauch innerhalb des solaraktiven Materials abläuft. Solarzellen bestehen aus Halbleitern, in den meisten Fällen aus Silizium. Halbleiter sind Stoffe, deren elektrische Leitfähigkeit zwischen der eines Metalls und eines Isolators liegt. Halbleiter können durch Energiezufuhr leitend werden. Die vier Außenelektronen des Siliziumatoms gehen Elektronenpaarbindungen mit den Nachbaratomen ein. Bei kristallinen Solarzellen entsteht dabei ein regelmäßiges Kristallgitter. Zwei elektrisch verschieden dotierte1 und damit unterschiedlich leitfähige Halbleiterschichten grenzen aneinander. Zwischen der positiv dotierten und der negativ dotierten Schicht entsteht ein inneres elektrisches Feld, das durch die Wanderung (Diffusion) überschüssiger Elektronen aus dem n-Halbleiter in den p-Halbleiter im Bereich des 1 10 Dotierung: der Einbau von Fremdatomen in einen Halbleiter, um dessen elektrische Leitfähigkeit und Eigenschaften gezielt zu verändern. 11 Neue Technik für Gebäude pn-Übergangs verursacht wird. Es entsteht ein Gebiet mit wenig freien Ladungsträgern, die so genannte Raumladungszone. Im n-Gebiet der Raumladungszone bleiben positive, im p-Gebiet negativ geladene Dotieratome zurück. Es entsteht ein elektrisches Feld, das der Bewegung der Ladungsträger entgegengerichtet ist, so dass die Diffusion nicht endlos fortgesetzt wird. Trifft nun Licht auf die Solarzelle, so kann die Strahlungsenergie der Photonen2 Elektronen aus ihren Bindungen im Atomgitter des Halbleiters herauslösen. Die Photonen werden dabei absorbiert. Die herausgelösten Elektronen sind dann frei beweglich. Sie sind negativ geladen und lassen an ihrem ursprünglichen Platz eine positive Ladung, ein so genanntes Loch, zurück. Das innere elektrische Feld der Solarzelle bewirkt, dass die beiden beweglichen Ladungen (Elektronen und Löcher) in unterschiedliche Richtungen angezogen werden. Die Ladungen gehen getrennte Wege: Die negativen Ladungen wandern zur Frontseite der Zelle, die positiven zur Rückseite. Durch die unterschiedliche Polarität zwischen Front- und Rückseite resultiert ein Potenzialunterschied, der als elektrische Spannung gemessen werden kann. Diese Leerlaufspannung liegt bei kristallinen Solarzellen üblicherweise zwischen 0,6 und 0,7 Volt. Wird der Stromkreis geschlossen, fließt ein Strom über einen Verbraucher (in Abb. 10 ein Ventilator). Einige Elektronen erreichen die Kontakte nicht, sondern rekombinieren3. Ein rekombiniertes Elektron nimmt nicht mehr am Stromfluss teil. Die Diffusion von Ladungsträgern hin zu den elektrischen Kontakten bewirkt, dass eine Spannung an der Solarzelle anliegt. 2.2 Elementar: Die Solarzelle Die klassische kristalline Silizium-Solarzelle setzt sich aus zwei unterschiedlich dotierten Silizium-Schichten zusammen. Die dem Sonnenlicht zugewandte Schicht ist mit Phosphor negativ dotiert, die darunter liegende Schicht ist mit Bor positiv dotiert. Um der Solarzelle Strom entnehmen zu können, werden auf der Front- und Rückseite metallische Elektroden als Kontakte aufgebracht. Auf der Rückseite geschieht dies meist vollflächig. Die Vorderseite hingegen muss möglichst gut lichtdurchlässig sein. Hier bestehen die Kontakte meist aus einem dünnen Gitter, das nur einen geringen Teil der Zelloberfläche abdeckt. Auf der Rückseite ist das Aufbringen einer ganzflächigen Kontaktschicht durch Aluminium- oder Silberpaste möglich. Das Aufbringen der Kontakte erfolgt meist in Siebdrucktechnik. An der Zelloberfläche sollte das Licht möglichst wenig reflektiert werden, so dass möglichst viele Photonen absorbiert werden. Dazu wird auf die Zelloberfläche eine Antireflexschicht aufgebracht, welche den grauen 2 3 Photon: … auch Lichtquant, in der Quantenphysik werden so die kleinsten Energieteilchen der elektromagnetischen Strahlung bezeichnet. Mit Rekombination (Rückkehrprozess) wird die Bindung eines freien Elektrons mit einem Atom mit fehlendem Außenelektron bezeichnet. Ein gebundenes Elektron kann nicht zum Stromfluss beitragen. 12 Elementar: Die Solarzelle Abb. 10: Aufbau und Energieumwandlung einer kristallinen Silizium-Solarzelle Siliziumzellen ihre typische schwarze Farbe bei monokristallinen Zellen bzw. blaue Farbe bei polykristallinen Zellen gibt. Fällt Licht auf die Solarzelle, kommt es, wie oben beschrieben, zur Ladungsträgertrennung und bei Anschluss eines Verbrauchers (im Bild ein Ventilator) zum Stromfluss. An der Solarzelle treten Verluste durch Rekombination und Reflexion sowie durch Abschattung der Frontkontakte auf. Der größte Energieanteil geht in Form von lang- und kurzwelliger Strahlung, die nicht genutzt werden kann, verloren. Langwellige Strahlung wandert so z. B. durch die Zelle hindurch (Transmission) und trägt nicht zur Ladungsträgererzeugung bei. Solarzellen können aufgrund der materialtechnischen Eigenschaften nur einen Teil des gesamten Spektrums des Son- Abb. 11: Energiefluss der Solarzelle nenlichtes nutzen (siehe Abb. 35). Ein anderer Teil der ungenutzten Energie wird absorbiert und in Wärme umgewandelt. Am Beispiel einer kristallinen Silizium-Solarzelle wird in Abb. 11 eine Energiebilanz mit den einzelnen Verlustmechanismen angegeben. 13 Neue Technik für Gebäude Vielfalt: Verschiedene Solarzellentypen 2.3 Vielfalt: Verschiedene Solarzellentypen Es gibt eine Vielzahl von Materialien und Konzepten für Solarzellen. Sie unterscheiden sich in Form und Farbe sowie in ihren Eigenschaften und Leistungsdaten. Im Folgenden werden wichtige Solarzellentypen vorgestellt. Monokristalline Si-Zellen Solarzellen auf Basis von kristallinem SiliPolykristalline Si-Zellen 36,4% 51,6% zium dominieren mit fast 90 % den heutigen Markt. Silizium ist ein ungiftiges und in der Elektronik bekanntes und erprobtes Material. Nach Sauerstoff ist Silizium das zweitDünnschichttechnologien: häufigste Element auf der Erde und damit Amorphe Si-Zellen sonstige Polykristallines 6,4% Bandsilizium Dünnschichtzellen reichlich verfügbar. Es kommt jedoch nicht (CdTe, CIS) 4,7% 0,9% in Reinform vor, sondern muss aus eingeschmolzenem Quarzsand unter hohen Tem- Abb. 12: Marktanteile der verschiedenen Zelltechnologien, Stand 2002 [Grafik: Ralf Haselhuhn, aus peraturen gewonnen werden. In chemischen der Datenquelle [1]] Prozessen wird das Rohsilizium weiter gereinigt, bis ein nahezu hundertprozentiger Reinheitsgrad erreicht ist. In der Photovoltaik werden bisher hauptsächlich Siliziumabfälle der Elektronikindustrie als Grundmaterial für Solarzellen verwendet. Inzwischen arbeiten verschiedene Firmen daran, kostengünstigeres Solarsilizium herzustellen, denn das Abfallsilizium allein reicht für den boomenden Solarmarkt nicht mehr aus. Sobald eine eigenständige Solarsiliziumproduktion startet, ist die Photovoltaikindustrie nicht mehr vom Elektronikmarkt abhängig. Das hochreine Silizium kann auf verschiedene Arten zu monokristallinen oder polykristallinen Solarzellen weiterverarbeitet werden. 2.3.1 Monokristalline Zellen Die monokristallinen (= einkristallinen) Zellen sind meist quadratisch oder quadratisch mit abgerundeten Ecken (= pseudosquare). Das Kantenmaß der Zellen beträgt 10 bzw. 12,5 Zentimeter: International ist es in der Solarindustrie üblich, die Maße in Zoll anzugeben: Es ergeben sich 4 oder 5 Zoll. Monokristalline Module mit runden Zellen bei einem Durchmesser von 5 oder 6 Zoll (entspricht ca. 12,5 bzw. 15 cm) gibt es auch, sind aber eher selten. Die Ursachen für deren geringere Verbreitung sind das gewöhnungsbedürftige Design von runden Zellen in rechteckigen Modulen und der geringere Modulwirkungsgrad aufgrund der geringeren Flächenausnutzung. In Modulen für die Gebäudeintegration, bei denen eine Teiltransparenz bzw. eine bestimmte optische Wirkung erwünscht ist, oder für Solar-Home-Systeme stellen runde Zellen aber durchaus eine Alternative dar. Weil das Zellmaterial aus nur einem Kristall besteht, ist die Oberfläche der Zellen homogen dunkelblau bis schwarz. Die elektrische Qualität von monokristallinen Solarzellen ist sehr hoch. Sie erreichen Wirkungsgrade bis zu 20 %, üblich sind 16–18 %. Die Form der Zel14 rund semiquadratisch quadratisch 5” quadratisch 4” Abb. 13: Monokristalline Zellen im Maßstab ca. 1 : 10 len wird durch den Herstellungsprozess bestimmt. Bei Herstellung von einkristallinem Silizium wird der Czochralski-Prozess angewandt: Mittels eingetauchtem Kristallkeim wird aus einer hochreinen Siliziumschmelze unter langsamem Drehen ein runder Einkristallstab mit bis zu 30 cm Durchmesser und mehreren Metern Länge gezogen. Zuvor muss das Silizium in einem Tiegel bei Temperaturen von 1.420 °C zum Schmelzen gebracht werden. Die Kristallisation ist der energieintensivste Prozess in der Photovoltaik. Der runde Stab wird auf einen quadratischen Querschnitt zugeschnitten und anschließend in 0,3 mm dicke Scheiben gesägt (Wafer). Beim Zuschneiden der Stäbe und Sägen der Wafer geht ein großer Teil des Siliziums als Sägeabfall verloren. Je nachdem, wie viel von dem Einkristall abgeschnitten wird, entstehen später runde, semiquadratische oder quadratische Zellen. Auf die bereits p-dotierten Wafer wird eine dünne n-dotierte Schicht durch Phosphor-Diffusion aufgedampft. Mit Aufbringen der Rückkontaktschicht und der Stromkontaktfinger auf der Vorderseite sowie der Antireflexschicht sind die Solarzellen nun komplett. Die Antireflexschicht sorgt dafür, dass möglichst wenig Licht an der Zelloberfläche reflektiert wird. 2.3.2 Polykristalline Zellen Die polykristallinen (= mehrkristallinen) Zellen sind leicht an ihrer unterschiedlich blau schimmernden Kristallstruktur zu erkennen. Sie sind quadratisch mit einer Kantenlänge von 4, 5 oder 6 Zoll (ca. 10, 12,5 oder 15 cm). Die üblichen Wirkungsgrade liegen zwischen 13 und 15 %. quadratisch 4” quadratisch 5” quadratisch 6” rechteckig (EFG) 10 cm x 12,5 cm Abb. 14: Polykristalline Zellen im Maßstab ca. 1 : 10 15 Neue Technik für Gebäude Exkurs: Farben von kristallinen Solarzellen Um für die Architektur verschiedene FarMonokristalline Polykristalline ben anzubieten, variieren die Zellhersteller Zellen Zellen die Antireflexschicht. Durch Variation der Verlust WirVerlust WirkungskungsSchichtdicke und chemischen Zusammengrad grad setzung können andere Farbtöne erzielt schwarz 15,4 % 0% – – werden. Herstellbar sind derzeit die Farben Grün, Gold, Braun und Violett. Wenn die blau 14,8 % – 4 % 14,5 % 0% Antireflexschicht ganz weggelassen wird, violett 14,2 % – 8 % 13,2 % –9% behalten die Zellen die silbergraue Farbe türkis 12,8 % – 17 % – – des Wafers. Dabei wird in Kauf genommen, braun – – 12,5 % – 14 % dass bis zu 30 % mehr Sonnenlicht als bei dunkel- 12,5 % – 19 % – – konventionellen Zellen an der Oberfläche grau der Solarzelle reflektiert wird. Insgesamt golden – – 12 % – 17 % sinkt der Wirkungsgrad der farbigen Zelgelb 12,2 % – 21 % – – len, da die Lichtabsorption nur bei dunkler grün – – 11,8 % – 19 % Einfärbung optimal ist. Für die Gebäudeintegration von Photovoltaik werden mitunhell11,8 % – 23 % – – grau ter farbige Solarzellen gewählt. Allerdings werden Module mit farbigen Zellen zurzeit silber – – 10,15 % – 30 % noch nicht als Standardmodule angeboten. Abb. 15: Wirkungsgrade von farbigen Solarzellen und Die Massenfertigung setzt auf konventionell prozentuale Verluste bezogen auf Solarzellen mit Standard-Antireflexschicht [Quelle: blaue bis schwarze Zellen. Somit zahlt man Angaben der Zellhersteller RWE Schott Solar für farbige Module einen höheren Preis. Die und Solartec] Farbwirkung kann durch farbige Rückseitenfolien verstärkt werden. Polykristallines Silizium ist einfacher und kostengünstiger herzustellen als monokristallines Silizium. Meist wird hierbei das Blockgießverfahren angewandt. Dabei wird Silizium im Vakuum auf 1.500 °C erhitzt und in einem Graphittiegel bis in Nähe des Schmelzpunktes kontrolliert abgekühlt. So entstehen polykristalline Siliziumblöcke von 40 cm × 40 cm und 30 cm Höhe. Die Blöcke werden erst in Stangen und dann in 0,3 mm dicke Wafer gesägt. Der Sägeabfall ist geringer als beim Beschneiden von monokristallinen Zylindern. Die anschließenden Produktionsschritte bis zur fertigen Solarzelle erfolgen genauso wie bei den monokristallinen Zellen. Beim Blockgießverfahren bilden sich Kristalle mit unterschiedlicher Orientierung aus. Durch die unterschiedliche Reflexion des Lichts lassen sich die einzelnen Kristalle gut erkennen. 16 Vielfalt: Verschiedene Solarzellentypen Polykristalline Bandsiliziumzellen Bei der traditionellen Zellherstellung geht etwa die Hälfte des Siliziums als Sägeverschnitt verloren. Die gesägten Wafer erfordern außerdem aus mechanischen Gründen eine Dicke von etwa 0,3 mm. Um die Materialverluste zu reduzieren und die Materialausnutzung zu erhöhen, wurden verschiedene Bandziehverfahren entwickelt. Dabei werden bis zu 0,1 mm dünne Folien direkt aus der Siliziumschmelze gezogen. Die Siliziumbänder besitzen bereits die Dicke der späteren Wafer und müssen nur noch, meist mit Hilfe von Lasern, aus den ebenen Flächen in Stücke geschnitten werden. Gegenüber der Waferherstellung im Tiegelzieh- oder Blockgießverfahren sind die Bandziehverfahren energie- und materialsparender und haben ein deutliches Kostensenkungspotenzial. Das EFG-Verfahren (Edge-defined Film-fed Growth) hat eine führende Stellung unter den Bandziehverfahren. Es wird bereits seit Jahren durch die Firma RWE Schott Solar in der industriellen Serienfertigung verwendet. Ein achteckiger formgebender Träger aus Graphit wird in die Siliziumschmelze getaucht und hochgezogen. So entstehen meterlange achteckige Röhren mit 10 cm Kantenlänge und einer mittleren Wandstärke von 0,28 mm. Aus den acht Sei- Abb. 16: Oktaedersiliziumröhren zur Herstellung von EFG-Zellen [Quelle: RWE Schott Solar] ten werden fertige rechteckige oder quadratische Wafer geschnitten. Dabei gehen weniger als 10 % des Materials verloren. Die Abmessungen der EFG-Zellen betragen 10 cm × 15 cm oder 10 cm × 10 cm. Bandsilizium ist zwar polykristallin, hat aber nur sehr wenige Korngrenzen und Kristallfehler. In seinem Erscheinungsbild und der elektrischen Qualität ähneln die Zellen daher eher den monokristallinen Zellen. Um noch dünnere Zellen mit einer höheren Ziehgeschwindigkeit herzustellen, sollen in Zukunft keine achteckigen Röhren mehr gezogen werden, sondern runde. Diese Fertigungstechnik befindet sich aber noch im Entwicklungsstadium. 2.3.3 Dünnschichtzellen Der hohe Material- und Energieverbrauch sowie die aufwändige Herstellung halten die Produktionskosten kristalliner Siliziumzellen auf hohem Niveau. Der Kostendruck führte in den 1990er Jahren zur verstärkten Entwicklung und Produktion von Dünnschichtzellen, bei denen der produktionstechnische Aufwand und der Material- und Energieeinsatz sehr viel geringer 17 Neue Technik für Gebäude Vielfalt: Verschiedene Solarzellentypen MetallschichtRückseitenkontakt Stromfluss Solarzellenschicht Abb. 20: Kontaktierung bei Dünnschichtzellen Abb. 17: Vergleich von Dünnschichtzellen (jeweils links) und kristallinen Solarzellen (jeweils rechts) [Quelle: DGS, Grafik: Solarpraxis AG] sind. Allerdings wurden die hohen Erwartungen an das kurzfristige Umsetzen einer kostengünstigen Produktion nicht erfüllt. Die Hersteller hatten mit hohen Anfangsinvestitionen und technologischen Schwierigkeiten zu kämpfen. Inzwischen haben sich einige Hersteller auf Dünnschichttechnologien spezialisiert und bieten erfolgreich Module mit verbesserten technischen Parametern an. Die automatisierte Massenfertigung bietet beträchtliche Kostensenkungspotenziale, die bei den derzeitig noch geringen Produktionsmengen nicht voll ausgeschöpft werden. Der Marktanteil von Dünnschichtmodulen bewegt sich bei nur 10 %. Es wird erwartet, dass mittelfristig jedes dritte Solarmodul ein Dünnschichtmodul ist. Einig sind sich die Wissenschaftler und Forscher über das große physikalische und technologische Potenzial. Techniker und Anwender fasziniert die Dünnschichttechnik durch vielfältige Eigen- Abb. 18: Semitransparente amorphe Dünnschichtmodule an der Fachhochschule Trier Birkenfeld [Quelle: RWE Schott Solar] 18 Abb. 19: Semitransparente amorphe Dünnschichtmodule als Sonnenschutz auf dem Berliner PaulLöbbe-Haus [Quelle: Wolfgang Reithebuch, Solon AG] (Durchsichtiger) TCO-Frontkontakt Glassubstrat (Frontseite) schaften: Temperatur- und Verschattungstoleranz, Flexibilität, bessere Ausnutzung des spektralen Angebots der Sonne, nahezu beliebige Modulformate, mögliche Transparenz des Materials, homogenes Erscheinungsbild, Integrationsfähigkeit und Eignung für Kunstlichteinsatz und geringer Einsatz an Herstellungsenergie. Im Gegensatz zur typischen Rasterstruktur kristalliner Module wirken Dünnschichtmodule aus größerer Entfernung homogen. Bei näherer Betrachtung werden viele zentimeterdicke Zellstreifen sichtbar, die an ein Nadelstreifenmuster erinnern. Durch die Verbreiterung der Abstände zwischen den Zellstreifen oder auch durch zusätzliche, senkrecht zu den Zellstreifen angebrachte Trennschnitte lassen sich semitransparente Module herstellen. Anders als die waferbasierten kristallinen Module sind Dünnschichtmodule nicht an die Rechteckform gebunden. Da jedoch bei der internen Verschaltung nur gleich große Zellen in Reihe geschaltet werden können, ergibt sich die elektrisch wirksame Fläche aus der größtmöglichen rechteckigen Fläche innerhalb einer asymmetrischen Form. Der Bereich außerhalb dieser Fläche ist elektrisch nicht aktiv, aber optisch vom aktiven Bereich nicht zu unterscheiden. Dünnschichtzellen basieren auf einem völlig anderen Herstellungskonzept. Das Solarzellenmaterial wird als hauchdünne Schicht von einigen Mikrometern auf Glas aufgetragen. Neben Glas werden auch andere kostengünstige Trägermaterialien wie Kunststoff oder Metallfolien verwendet. Es kommen Verfahren zum Einsatz, die lediglich Temperaturen zwischen 200 °C und 700 °C benötigen (statt 1.500 °C bei kristallinen Siliziumzellen). Während bei der Modulherstellung kristalliner Solarzellen Zelle für Zelle in einem gesonderten Fertigungsschritt miteinander verlötet wird, ist die elektrische Verbindung von Dünnschichtzellen bereits in die Zellherstellung integriert. Die Frontkontakte bestehen hier aus einer hochtransparenten und leitfähigen Metalloxidschicht, die so genannte TCO-Schicht4. Die Zell- und Modulherstellung erfolgt in einem Herstellungsprozess, wobei die elektrische Trennung und Verschaltung der Zellen durch in den Herstellungsprozess eingebundene Strukturierungsschritte vorgenommen wird. Eine Zelle stellt somit einen langen ca. 1 cm breiten Halbleiterstreifen dar. Zum Schutz wird der Aufbau mit einer Glasscheibe versehen und mit einem Verbundmaterial (EVA) verkapselt. 4 TCO = englisch: Transparent Conductive Oxide. Übliche TCO-Materialien sind Zinkoxid, Zinndioxid oder IndiumZinn-Oxid. TCO-Schichten sind ein entscheidender Kostenfaktor bei der Dünnschichtzellenproduktion. 19 Neue Technik für Gebäude Mit einer Energierücklaufzeit von derzeit zwei bis drei Jahren unterbieten die Dünnschichtmodule die kristalline Konkurrenz bereits heute. Angestrebt werden Rücklaufzeiten von weniger als einem Jahr. Die klassischen Siliziummodule brauchen hierzulande vier bis fünf Jahre, um die Energie zu erzeugen, die zu ihrer Herstellung nötig war. Der größte Nachteil von Dünnschichtzellen ist ihr geringer Wirkungsgrad, der nur etwa halb so groß ist wie bei herkömmlichen Siliziumzellen. Dieser Nachteil relativiert sich, wenn eine ausreichend große Fläche zur Verfügung steht und die Gesamtkosten inklusive Planung, Montage und Installation besonders günstig sind. Und trotz des relativ geringen Wirkungsgrades kann die Energieausbeute unter bestimmten Bedingungen recht hoch sein, und gerade bei der Gebäudeintegration weist die Dünnschichttechnik einige Vorteile auf (siehe Kap. 3.5.5). Amorphe Siliziumzellen (ASI) Der Klassiker der Dünnschichttechnik ist das amorphe Silizium. Schon 1974 entwickelten die Forscher die ersten funktionsfähigen amorphen Zellen. Wenig später begann der Siegeszug dieser ersten Dünnschichtgeneration im Konsumerbereich. Amorphe Kleinmodule sind seitdem in Taschenrechnern, Uhren, Taschenlampen etc. im millionenfachen Einsatz. Nachdem sich Vorbehalte bezüglich ihrer Stabilität und ihres Alterungsverhaltens durch Langzeit-Testergebnisse als unbegründet erwiesen haben, etablieren sich amorphe Module zunehmend auch bei größeren Photovoltaik-Anlagen. Das amorphe Silizium bildet keine regelmäßige Kristallstruktur, sondern ein ungeordnetes Netzwerk. Das amorphe Silizium wird durch chemische Abscheidung bei Temperaturen von nur 200 °C aus gasförmigem Silan hergestellt. Dotiertes amorphes Silizium besitzt eine sehr kurze Diffusionslänge, freie Ladungsträger würden sofort wieder rekombinieren5, ein Beitrag zur Stromerzeugung ist also kaum möglich. Abhilfe schafft der Einbau einer intrinsischen (undotierAbb. 21: Schichtaufbau einer amorphen Dreischichtten) i-Schicht zwischen n- und p-dotierter Stapelzelle Schicht, in der die Lebensdauer der Ladungsträger wesentlich höher ist. Hier finden die Lichtabsorption und die Ladungserzeugung statt, während die p- und n-Schicht das elektrische Feld erzeugen, das die freigesetzten Ladungsträger trennt. Die Struktur wird somit pin-Struktur genannt. 5 Mit Rekombination (Rückkehrprozess) wird die Bindung eines freien Elektrons mit einem Atom mit fehlendem Außenelektron bezeichnet. 20 Vielfalt: Verschiedene Solarzellentypen Nachteil der amorphen Zellen ist der geringe Wirkungsgrad, der durch die lichtinduzierte Alterung in den ersten sechs bis zwölf Monaten im Betrieb sogar noch abnimmt (StaeblerWronski-Effekt), sich dann aber auf einem stabilen Wert hält. Dieser Wert wird vom Hersteller als Nennleistung angegeben. Das bedeutet, dass amorphe Module mit einer höheren Leistung (meist ca. +15 %) als der Nennleistung ausgeliefert werden. Die Entwicklung von Stapelzellen führte zu höheren Wirkungsgraden. Bei Tandemzellen werden zwei und bei Tripel-Zellen drei pin-Strukturen übereinander abgeschieden. Die amerikanische Firma United Solar erreichte bereits 1994 mit einem 30 cm × 30 cm großen Tripelzellen-Modul einen Rekordwirkungsgrad von 10,2 %. Jede Teilzelle wird für einen anderen Farbbereich des Sonnenspektrums optimiert, und dadurch erhöht sich der Gesamtwirkungsgrad. Außerdem ist der Alterungseffekt bei Stapelzellen geringer, da die einzelnen i-Schichten dünner sind und weniger Licht absorbieren. Kupfer-Indium-Diselenid-Zellen (CIS) In den 1990er Jahren setzten sich weitere Dünnschichtzellen durch. Derzeit werden die höchsten Wirkungsgrade mit der CIS-Technologie erreicht: Bei der Herstellung wird das Trägerglas in einer Vakuumkammer bei Temperaturen um 500 °C mit einer dünnen Kontaktschicht überzogen, auf die eine p-leitende CIS-Absorberschicht aufgebracht wird. Die anschließende n-leitende Cadmium-Sulfid-Pufferschicht verringert Verluste aufgrund von Fehlern im Kristallgitter. CIS-Solarzellen sind – anders als amorphes Silizium – nicht der Licht induzierten Alterung unterworfen. Allerdings zeigen sie Stabilitätsprobleme in heißer und feuchter Umgebung. Deshalb ist auf eine sehr gute Feuchteversiegelung zu achten. Die CIS-Module wirken dunkelgrau bis schwarz. Bei den Firmen Shell Solar und Würth Solar ist die Serienproduktion von CIS-Modulen angelaufen. Es werden deutlich günstigere Produktionskosten im Vergleich zu kristallinen Modulen erwartet. Eine Entwicklung am Hahn-Meitner-Institut in Berlin führte zu CIS-Zellen der zweiten Generation, bei denen kein Selen zum Einsatz kommt. Diese Zellen basieren auf Kupfer-Indium-Disulfid, eine Pilotfertigung wird derzeit in Berlin von der Sulfurcell Solartechnik GmbH aufgebaut. Das Produktionsvolumen für CIS-Solarmodule ist insgesamt noch gering, weltweit wurden 2003 bescheidene vier Megawatt produziert. Cadmium-Tellurid-Zellen (CdTe) Die dunkelgrün bis schwarzen CdTe-Solarzellen erreichen ebenfalls höhere Wirkungsgrade als Solarzellen aus amorphem Silizium. Die Herstellungsprozesse für diese Technik wurden zügig entwickelt und beherrscht. Zur Herstellung werden transparente leitfähige Oxidschichten (TCO) und eine möglichst dünne n-leitende Cadmiumsulfid-Schicht (CdS) sowie anschließend die p-leitende CdTe-Absorberschicht auf das Trägermaterial aufgebracht. Die Abscheidung der Halbleiterschichten erfolgt bei etwa 700 °C im Vakuumverfahren. Die Serienproduktion läuft: Der thüringische Hersteller Antec Solar hat in 2003 fünf Megawatt und der amerikanische Hersteller FirstSolar etwa ebensoviel produziert. Allerdings könnten die Hersteller 21 Neue Technik für Gebäude Auf dem Weg zur Größe: Das Solarmodul Probleme mit der Akzeptanz des Materials aufgrund der Toxizität von Cadmium haben. Der Cadmium-Anteil in den Modulen ist gering und CdTe ist als Verbindung ungiftig und sehr stabil. Umwelt- und Gesundheitsrisiken birgt nur der gasförmige Zustand, der aber nur bei der Herstellung in der vollkommen geschlossenen Produktionsanlage oder in einem Brandfall auftritt. Die Hersteller müssen die europäischen Elektronik-Richtlinien RoHS und WEEE einhalten. Diese Richtlinien schreiben eine Substitution von gefährlichen Stoffen und eine Recyclingpflicht vor. Somit kommt in Zukunft dem Recycling von ausgedienten CdTe-Modulen durch die Hersteller eine große Bedeutung zu. 2.4 Auf dem Weg zur Größe: Das Solarmodul Kristalline Solarzellen zeigen derzeit Leistungswerte von bis zu 3,75 Watt mit einer typischen Zellspannung von 0,5 Volt. Um größere Einheiten mit gängigen Spannungen als anschlussfertiges Bauteil bereitzustellen, wer- Abb. 22: Zellverstringung – Reihenschaltung der einzelnen Solarzellen [Quelle: DGS/Solarpraxis den bis zu 216 Solarzellen zu einem „SolarAG] modul“ zusammengefasst. Übliche Solarmodule – die Standardmodule – besitzen heute meist 36, 48 bzw. 72 Zellen, die zu einem bis vier Zellsträngen („Strings“) elektrisch hintereinander („in Reihe“) geschaltet sind. Dazu werden jeweils die Frontkontakte einer Zelle (Minuspol) mit den Rückkontakten (Pluspol) der nächsten Zelle miteinander verlötet. Dies läuft in modernen Modulfabriken als vollautomatischer Prozess. Nur bei Sonderanfertigungen werden die Zellen teilweise noch von Hand gelötet. Anfang und Ende jedes Strings werden für den späteren elektrischen Anschluss aus dem Modul geführt. Bei der Herstellung von Dünnschichtmodulen entfällt das Verlöten der einzelnen Zellen. Die Dünnschichtzellen werden als lange schmale Streifen auf einer Glasscheibe aufgedampft und bereits innerhalb des Beschichtungsverfahrens in Reihe geschaltet. Abb. 23: Aufbau eines gerahmten Standardmoduls 22 Abb. 24: Vom Siliziumwafer zum Photovoltaik-Generator Für die Herstellung eines Moduls werden meist vier bzw. acht Zellreihen nebeneinander gelegt und dann verkapselt. Es ergeben sich somit rechteckige Modulabmessungen, die von der Zellgröße bestimmt werden. Die fertigen Strings werden zwischen einer Glasscheibe auf der Vorderseite und einer Kunststofffolie (Tedlar) auf der Rückseite zu dem Solarmodul verkapselt. Dabei werden die Solarzellen beidseitig in Ethylen-Vinyl-Acetat (EVA) eingebettet. Auf diese Weise sind die Zellen vor Witterungseinflüssen, mechanischen Beanspruchungen und Feuchtigkeit geschützt. Ethylen-Vinyl-Acetat ist transparent und isoliert die Zellen elektrisch. Unter Wärme und Druck werden die Zellen mit dem Glas und der Folie zu einem wetterfesten und bruchsicheren Verbund zusammengebacken oder laminiert. Als Frontglas dient ein spezielles, gehärtetes Solarglas, das eisenoxidarm und daher besonders lichtdurchlässig ist. Diese kostengünstigste und leichteste Variante wird als Glas-Folien-Modul bezeichnet. Wenn auch die Rückseite aus Glas besteht, spricht man von Doppelglasmodulen. In vielen Fällen bekommen die Module einen Rahmen aus Aluminium, der die empfindlichen Glaskanten schützt und zur Montage genutzt wird. Rahmenlose Module werden meist Laminate genannt. Durch ein Loch in der Rückseitenfolie oder im Rückseitenglas gelangen die Anschlüsse der Zellstrings nach außen. Auf die Durchgangsstelle wird die Modulanschlussdose geklebt. Sie besteht aus UV- und wärmebeständigem Kunststoff und beherbergt die Bypassdioden und die Anschlussklemmen, mit denen mehrere Module mit Solarleitungen untereinander verbunden werden. Eine witterungssichere Modulanschlussdose muss mindestens den Schutzgrad IP 54 besitzen und nach Schutzklasse II isoliert sein. Viele Module werden bereits mit Anschlussleitungen und verpolungs- und berührungssicheren Steckern geliefert. Die Module können dann einfach zusammengesteckt werden, ohne dass die Modulanschlussdose geöffnet werden muss. 23 Neue Technik für Gebäude Auf dem Weg zur Größe: Das Solarmodul EVA-Verkapselung EVA-Verkapselung EVA-Verkapselung EVA-Verkapselung Glas-Folien-Modul Kristalline Solarzellen Doppelglasmodul Kristalline Solarzellen Folienmodul Kristalline Solarzellen Metall-Folien-Modul Kristalline Solarzellen Weißglas Weißglas Folie, transparent Folie,transparent kristalline Zellen in EVA kristalline Zellen in EVA Kristalline Zellen in EVA kristalline Zellen in EVA opake Folie Glasart beliebig Stabilisierung Metall Folie, opak Abb. 25: Links: Konventionelle, geöffnete Modulanschlussdose mit Verschaltung der Solarzellenstrings, Bypassdioden und (nach unten ausgeführten) Anschlussleitungen [Foto: RWE Schott Solar GmbH]. Rechts: neuartige, hermetisch verschlossene Modulanschlussdose in sehr flacher Ausführung [Foto: SolarWorld AG]. Doppelglasmodul Dünnschichtzellen (ASI/CdTe) Doppelglasmodul Dünnschichtzellen (CIS) Glas-Folien-Modul Dünnschichtzellen (ASI) Folienmodul Dünnschichtzellen (ASI) ASI- oder CdTe-Zelle auf nicht gehärtetem Weißglas ASI-Zellen auf nicht gehärtetem Weißglas Folie, transparent Weißglas EVA EVA CIS-Zelle auf nicht gehärtetem Glas Folie, opak EVA Glasart beliebig EVA ASI-Zellen auf Folie, opak Gießharz-Verkapselung Gießharz-Verkapselung Teflon-Verkapselung Doppelglasmodul Kristalline Solarzellen Dreifachglasmodul Dünnschichtzellen Teflon-Modul Kristalline Solarzellen Glas-Distanzstück Glas-Distanzstück Weißglas Weißglas ASI/CdTe- oder Kristalline Zellen in Gießharz Abb. 26: Angepasstes Moduldesign von GlasFolien-Modulen auf der denkmalgeschützten Kirche in Rietnordhausen (Thüringen). Dunkelgraue Rückseitenfolien, rahmenlose Module und gefärbte Frontkontakte bewirken einen sehr homogenen Flächeneindruck und passen zur Schiefereindeckung des übrigen Kirchendachs. [Quelle: Solarwatt] Abb. 27: Braas-Solardachziegel mit dunkler Tedlarfolie auf der Megawatt-Siedlung in Nieuwland bei Amersfoort in den Niederlanden [Quelle: Remu] Solarmodule können nach Standardmodulen, Spezialmodulen oder Sondermodulen unterschieden werden. Standardmodule werden „von der Stange“ in großen Stückzahlen preisgünstig für solche Photovoltaik-Anlagen hergestellt, die keine speziellen Anforderungen an die Module stellen. Sie werden mit Standard-Montagesystemen auf dem Dach oder auf Freiflächen installiert. Verschiedene Zelltechnologien, Formate und Leistungsklassen stehen zur Verfügung. Es 24 Glasart beliebig CIS-Dünnschichtzellen in Gießharz Glasart beliebig Teflon-Beschichtung Kristalline Zellen Trägermaterial beliebig (z.B. Glas, Dachziegel) Abb. 28: Verkapselungsarten von Solarmodulen (Frontseite der Module links) gibt Standardmodule mit und ohne Rahmen. Ein übliches kristallines Standardmodul hat eine Leistung von 75 bis 200 Watt bzw. eine Fläche von 0,6 bis 1,5 m2 und kann mit 8 bis 20 kg Gewicht gut gehandhabt werden. Vom optischen Eindruck her lassen sich Standardmodule durch den Einsatz von verschiedenfarbigen oder transparenten Rückseitenfolien sowie durch das Rahmendesign verändern. 25 Neue Technik für Gebäude Auf dem Weg zur Größe: Das Solarmodul Innenscheibe: Einfach oder Verbundglas (beliebige Glasarten und Dicken möglich) Edelgasfüllung (mit Argon) Dichtung Abstandshalter Abb. 29: Unterschiedliche Zellabstände bei kristallinen Glas-Glas-Modulen: a) am Bundeswirtschaftsministerium in Berlin und b) am Rathaus in Monthey [Quellen: Ralf Haselhuhn und DGS] Meist sind die Rückseitenfolien weiß, grau oder blau und die Module sind opak (lichtundurchlässig). Bei Verwendung von transparenten Rückseitenfolien kann Sonnenlicht über die Zellzwischenräume in den dahinter liegenden Raum gelangen – das Modul ist semitransparent. Das typische Schattenraster verschwimmt, wenn milchige Folien verwendet werden. Neben der bei Standardmodulen schon beschriebenen Laminierung wird auch die Teflonverkapselung oder der Gießharzverbund zur Verkapselung von Solarzellen eingesetzt (Abb. 29). Spezialmodule werden ebenfalls serienmäßig, aber für bestimmte Anwendungen hergestellt. Ein Beispiel sind Solardachziegel, die aufgrund ihrer Form und Größe wie normale Dachziegel verlegt werden können. Modul- und Dachziegelhersteller bieten eine breite Vielfalt solcher Spezialmodule an, so z. B. Bootsmodule, für Lampen, Parkscheinautomtaten etc. So gibt es Module ganz ohne Glas, in denen die Solarzellen zwischen Folien einlaminiert bzw. zwischen Acrylgläsern oder Teflonschichten eingebettet sind. Mit diesen Techniken werden auch flexible oder nicht ebene Module hergestellt. Oft werden bei Gebäudeentwürfen Module mit einem bestimmten Design, Aufbau oder Abmessungen vom Architekten oder Bauherrn gewünscht. Es werden also Sondermodule benötigt, die für das spezielle Gebäude individuell in der gewünschten Zellart, Größe, Farbe oder Lichtdurchlässigkeit angefertigt werden. Die Module werden sozusagen maßgeschneidert. Und wie auch beim Schneider ist der maßgeschneiderte Anzug individuell und schick, kostet allerdings mindestens das Doppelte wie ein Anzug von der Stange. HäuAbb. 30: Rechteckige, trapezförmige und dreieckige fig werden die Zellen anstelle von EVA auch Sondermodule an der Bayerischen Landesin Gießharz eingebettet. Beim Einsatz von bank München 26 Innenscheibe (beliebige Glasart) Zellen in Gießharz Außenscheibe (Weißglas) Abb. 31: Sondermodul mit kristallinen Solarzellen in Isolierglas [Quelle: Flabeg Solar] Abb. 32: Semitransparente Solarmodule mit kristallinen Solarzellen sowie Lamellen aus amorphen Siliziumsolarzellen in Isolierglas [Quelle: Sven Lehmann, Solon AG] Glas-Glas-Modulen lässt sich die Transparenz der Module durch die Breite des Zellzwischenraumes einstellen. Strukturiertes oder milchiges Glas lässt die Schattenkonturen der Zellen verschwimmen. Durch die Verwendung von farbigen Gläsern lassen sich überraschende Farbeffekte erzielen. Abmessung und Form können nach Bedarf angepasst werden. Weicht man allerdings weit von der rechteckigen Grundform ab, kann dies die Funktion beeinträchtigen. So sind zum Beispiel trapezförmige oder dreieckige Module in Randbereichen oft elektrisch nicht aktiv. Die Rückseite kann auch optisch gestaltet oder für bauliche Zusatzfunktionen genutzt werden. Mit einem Isolierglas auf der Rückseite wird aus dem Solarmodul eine stromerzeugende Wärmeschutzverglasung, es entstehen Solarmodule als Dreifachverglasung, die den Wärmeschutz eines Gebäudes gewährleisten (siehe Abb. 31). Ebenso ist es möglich, mit Sondermodulen eine Überkopfverglasung mit Verbundsicherheitsglas oder mit speziellem Schallschutzglas zu realisieren. Drei Funktionen werden in dem Isolierglasmodul mit amorphen Photovoltaiklamellen vereint. Neben der Stromerzeugung und der Wärmedämmung lässt sich der Lichteinfall wie bei einer Jalousie in den Raum lenken. In Abb. 32 sind zwei dieser Jalousie-Module zu sehen und in der Mitte dazwischen befindet sich ein Modul, bei dem spezielle transparente kristalline Zellen verwendet wurden. Bei diesen Zellen von der Sunways AG aus Konstanz entstehen mittels feiner Laserschnitte, um 90° versetzt auf Vorder- und Rückseite, kleine Löcher in der Zelle, die das Licht durchscheinen lassen. Die Zellen haben deswegen eine etwas geringere Leistung. Aber die schöne optische Wirkung und der Zusatznutzen entschädigen für die Leistungseinbuße der Module. 27 Neue Technik für Gebäude 2.5 Eine Erfolgsgeschichte Obwohl das Prinzip der photovoltaischen Stromerzeugung schon 1839 entdeckt wurde, konnten erst ein gutes Jahrhundert später Solarzellen hergestellt werden. 1957 gelang den Bell Laboratorien (USA) die ersten Siliziumsolarzellen zu fertigen. Diese Solarzellen hatten einen Wirkungsgrad von 5 %. Sie sollten die Energieversorgung von Satelliten sicherstellen. Zuverlässigkeit, Lebensdauer und geringes Gewicht waren die entscheidenden Argumente für diese neue Technologie. Schon 1958 startete „Vanguard 4“, der erste mit Solarzellen bestückte Satellit. Seitdem ist die solare Stromversorgung im All verbreitet. Heutzutage erreichen hoch entwickelte Weltraummodule Wirkungsgrade von 30 %. In den 1970er Jahren eroberte die Photovoltaik Märkte für autonome Kleinanwendungen (Taschenrechner, Parkscheinautomaten, Bojen etc.) und in der Stromversorgung für größere netzferne Anwendungen (Solar-Home-Systems, Berghütten, Telekommunikations- oder Wetterstationen). Damals wie heute sind diese netzunabhängigen „Inselanlagen“ wirtschaftlich und sichern eine zuverlässige Stromversorgung – selbst an sehr abgelegenen Orten. Gefördert durch Markteinführungsprogramme in Deutschland, Japan und den USA wurden dann in den 1990er Jahren immer mehr an das öffentliche Stromnetz gekoppelte Photovoltaik-Anlagen installiert. Der Durchbruch der Technologie wurde in Deutschland mit dem 100.000-Dächer-Programm und dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) erreicht. Inzwischen setzen auch Länder wie Spanien, Italien, Indien und China verstärkt auf die photovoltaische Stromerzeugung – mit dem deutschen EEG ähnelnden Regelungen. Heute dominieren netzgekoppelte Anlagen weltweit mit einem Marktanteil von über siebzig Prozent (2002). In diesem Buch werden vor allem netzgekoppelte Photovoltaik-Anlagen thematisiert. Die wirtschaftliche Dynamik lässt sich gut an der Entwicklung der weltweiten Solarzellproduktion ablesen: Die jährlichen Steigerungsraten betragen in den letzten fünf Jahren zwischen 30 und 50 % (vgl. Abb. 135). Netzgekoppelt 67% Abb. 33: Weltmarkt der Photovoltaik nach Einsatzbereichen, Stand 2002 [Grafik: Ralf Haselhuhn aus Abgleich der Datenquellen: RWE Schott Solar, Sararsin, IEA] 28 Kommunikationstechnik 7% Netzunabhängig Entwicklungsländer 7% Netzunabhängig Industrieländer 8% Solarkraftwerke > 100 kW 4% Konsumgüter 7% 3 Am Anfang steht die Planung Photovoltaik lässt sich auf Altbauten nachträglich installieren und in Neubauten integrieren. Für beide Fälle gibt es einige Besonderheiten zu beachten. Die meisten Photovoltaik-Anlagen werden auf bestehenden Gebäuden im Zuge einer Sanierung bzw. Modernisierung errichtet. Große Flächenpotenziale für die Gebäudeintegration von Solartechnik liegen im Bereich der Alltagsarchitektur. Hier können Wohnsiedlungen, aber auch Industrie- und Gewerbegebiete eine energietechnische wie auch baukulturelle Aufwertung erfahren. Beim Neubau sollte der Fachplaner der Photovoltaik-Anlage möglichst frühzeitig mit dem Architekten sprechen. So kann die Anlage sowohl architektonisch in den Gebäudeentwurf integriert als auch energetisch-technisch optimiert werden. Wird der Fachplaner zu spät hinzugezogen, werden oft suboptimale Lösungen erreicht – mit zu geringen Energieerträgen oder unnötigen Zusatzkosten für spezielle Anpassungsdetails. Es gibt für den Bauherrn, Architekten, Fachplaner oder Installateur eine Vielzahl von Rahmenbedingungen, die von allen Beteiligten möglicht frühzeitig erkannt, abgestimmt und in der Konzeption der Anlage entsprechend berücksichtigt werden sollten: Bauherr und Architekt definieren: ■ Lage und Ausrichtung des Gebäudes sowie die Dachorientierung und Neigung ■ Anlagendesign mit Zellmaterial, Modulart, Größe und Anordnung der Solarmodule (Solargenerator), Befestigung und Gebäudeintegration ■ Statik, Dachanschlüsse, Leitungsführung, evtl. Deckendurchbrüche ■ Investitionsvolumen und Wirtschaftlichkeit Fachplaner oder Installateur sind verantwortlich für: ■ Anordnung der Module ■ Lage und Zuordnung der Stränge ■ Verschaltungskonzept ■ Wechselrichterkonzept ■ Montagesystem ■ Anschlüsse ■ Leitungsführung ■ Blitz- und Überspannungsschutz ■ Materialwahl ■ Installationsort: Wechselrichter, Zählerschrank … ■ Energieertragsoptimierung 29 Module: Zertifikate, technische Daten und Garantien 7 Qualität und Performance 7.1 Module: Zertifikate, technische Daten und Garantien Was bedeuten Zertifikate? Über zwei Drittel der Investitionskosten einer Photovoltaik-Anlage stecken in den Modulen. Bei sehr großen Anlagen sind es sogar bis zu 80 %. Deshalb sind Qualität und Langlebigkeit bei den Modulen besonders wichtig. Prüfinstitute ermitteln mit diversen elekSichtprüfung trischen, thermischen, mechanischen und Ströme und Spannungen unter verschiedenen Klima-Tests die Parameter der Module und Bedingungen: bei STC, bei NOCT19 und bei einer Temperatur von erteilen darüber Zertifikate. Die Modulprü25 °C sowie einer Einstrahlung von 200 W/m2 fungen basieren auf verschiedenen NorPrüfung der Isolationsfestigkeit men. Im Forschungszentrum der Europäischen Kommission in Ispra (Italien) wurden Messung der Temperaturkoeffizienten die Prüfverfahren für die Prüfnormen entDauertest unter Freilandbedingungen wickelt. Deshalb verweisen manche ModulHot-Spot-Dauerprüfung hersteller auf das Ispra-Zertifkat Nr. 503, es Temperaturwechselprüfung und UV-Test stimmt überein mit der Norm IEC 61215 Luftfeuchte-/Frost-Prüfung „Terrestrische Photovoltaik-Module mit Feuchte-/Wärme-Prüfung kristallinen Zellen – Bauarteignung und Bauartenzulassung“ aus dem Jahr 1993 Festigkeitsprüfung der Anschlüsse (= DIN EN 61215). Prüfung der mechanischen Belastbarkeit und Verwindungstest Um die Degradation des Zellmaterials für amorphe Module zu berücksichtigen, wurde Hageltest die Prüfvorschrift erweitert um die Prüfnorm Abb. 118: Prüfverfahren nach der Norm IEC 61215: IEC 61646 „Terrestrische Dünnschicht-PhoDie Hersteller schicken acht Module aus tovoltaik-Module – Bauarteignung und Bauder Serienproduktion zu einem anerkannten Prüfinstitut. Ein Modul wird als Refeartenzulassung“ (DIN EN 61646). renz verwendet, während die anderen sieben Diese Zertifikate haben sich in Europa und Module den verschiedenen Prüfverfahren nahezu weltweit als Nachweis der Modulquaunterworfen werden. 19 Neben den in Kapitel 3.5.2 erläuterten STC-Bedingungen sind die Testbedingungen für die Bestimmung der normalen Betriebstemperatur der Module (NOCT, englisch: Nominal Operating Cell Temperature) festgelegt. Da die Bedingungen nach STC sehr selten im normalen Betrieb einer Photovoltaik-Anlage auftreten, sind die NOCTBedingungen (Einstrahlung von 800 W/m2, Umgebungstemperatur von 20 °C und Windgeschwindigkeit von 1 m/sec) eher aussagekräftig für den Normalbetrieb von Modulen. 104 lität etabliert. Die meisten Bewilligungsstellen für nationale und internationale Fördermaßnahmen fordern entsprechende Nachweise für die Modulqualität. Bei den geringen Produktionsvolumina von Spezial- und Sondermodulen ist die Zertifizierung – wegen der hohen Kosten für die Prüfungsprozedur – eher ungewöhnlich. Die Leistungsmessung von Solarmodulen nach der Norm IEC 61215 sagt nur wenig über die zu erwartenden Erträge aus. Wünschenswert wäre die Angabe von Wirkungsgraden und Erträgen unter realen Betriebsbedingungen (Freiland). Dazu wären eine Messung des Wirkungsgrades bei verschiedenen Einstrahlungen und Temperaturen und deren Gewichtung erforderlich. Denn ein Modul mit einem unter Standardtestbedingungen höheren Wirkungsgrad als ein Vergleichsmodul kann unter realen Bedingungen durchaus einen niedrigeren Energieertrag besitzen. Verschiedene Institute in der Welt arbeiten an standardisierten Verfahren zur Ermittlung des Energieertrags unter Freilandbedingungen. Neben der Leistungsfähigkeit ist auch die elektrische Sicherheit ein Qualitätsaspekt. Die meisten Standardmodule auf dem deutschen Markt besitzen die Schutzklasse II. Dieser Schutz wird bei Modulen durch eine doppelte bzw. verstärkte Isolierung gewährleistet. Technische Daten sind wichtig! Die bei der Zertifizierung ermittelten Daten werden im Datenblatt zu den Modulen von den Herstellern dokumentiert. Im Datenblatt werden üblicherweise neben den elektrischen Daten Angaben über Maße, Gewicht, Grenzwerte für thermische und mechanische Belastung und Temperaturabhängigkeit gemacht. Ein komplettes Datenblatt liefert für die Planung wichtige Kenngrößen und schafft Vertrauen bei Investoren und Planern. Leider geben nicht alle Hersteller vollständige Angaben zum Solarmodul, wie in der DIN EN 50380 „Datenblatt- und Typenschildangaben von Photovoltaik-Modulen“ vorgeschrieben – darunter sind z. B. auch die elektrischen Kennwerte bei geringerer Einstrahlung, die Temperaturkoeffizienten sowie die Rückstrombelastbarkeit. Die produktionsbedingte Leistungstoleranz der Module ist ein oft unterschätzter Aspekt. Sie wird als Plus/Minus-Toleranz angegeben. Eine hohe Toleranz von ±10 % kann bei langen Strängen zu hohen Mismatch-Verlusten führen. Durch Vermessung und Strangsortierung der Module bei der Installation können die Verluste reduziert werden, dies ist aber mit einem nicht unerheblichen Aufwand verbunden. Noch dazu lag die mittlere Modulleistung oftmals nicht beim Nennwert, sondern in der Nähe der maximalen Negativabweichung [9]. Die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. (DGS) hat beim RAL-Institut ein Güteschutzverfahren für Solartechnik initiiert, in dem u. a. ein Mittelwert von null der Leistungstoleranz bei einer geeigneten Anzahl von Modulen in einer Charge gefordert wird. Einige Hersteller garantieren neuerdings eine deutlich kleinere Leistungsstreuung für ihre Module von z. B. ±3 %. 105 Qualität und Performance Welche Garantien geben die Modulhersteller? Die Qualität eines Moduls zeigt sich auch in den Garantiefristen. Die Produktgarantie gewährleistet dem Bauherren, dass das Modul frei von Material- und Verarbeitungsfehlern ist sowie die Produkteigenschaften nach Datenblatt oder Werbung erfüllt. Die Hersteller bieten Produktgarantien zwischen 2 Jahren (gesetzlich vorgeschriebene Mindestgarantie) und 30 Jahren an [10]. Die Leistungsgarantie sichert dem Kunden eine bestimmte Modulleistung über einen längeren Zeitraum zu. Die Garantiezeiten betragen 10 bis 30 Jahre. Wichtig ist, auf welchen Leistungswert sich die Garantie bezieht: auf die untere Grenze der Modulleistungstoleranz = Mindestleistung oder auf die Nennleistung. Denn eine Garantie von 90 % auf die Mindestleistung ergibt bei einer Leistungstoleranz von 10 % eine Garantie von nur 81 % auf die Nennleistung. Ein intensives Studium des „klein Gedruckten“ in den Garantiebedingungen wird empfohlen. Die Garantieleistungen der Modulhersteller sind im Branchenvergleich sehr ambitioniert, wenn auch bislang nur sehr wenige Garantiefälle bei Standardmodulen bekannt wurden. Wie lange volle Leistung? Eine Photovoltaik-Anlage funktioniert wartungsarm, störungssicher und liefert über viele Jahre zuverlässig Energieerträge, wenn sie gut geplant und sorgfältig installiert wird und wenn hochwertige Komponenten verbaut werden. Die Solarmodule sind die beständigsten Komponenten einer Solaranlage. Einige kristalline Module sind schon über 25 Jahre lang im Einsatz und zeigen kaum Alterungserscheinungen. Über die Jahrzehnte sorgt das UV-Licht der Sonne für eine Lichtalterung und führt zu einem Ausbleichen der Zellen (Browning) und einer geringen Leistungsabnahme (Degradation). Bei der witterungsbedingten Alterung kommt es selten zu Schäden an der Kunststoffeinkapselung der Zellen und damit zu Korrosion. Untersuchungen an 25 Jahre alten Modulen ergaben allerdings, dass sogar Module mit sichtbaren Alterungserscheinungen (wie z. B. Browningeffekten und Zellkorrosion) immer noch durchschnittlich 75 % ihrer ursprünglichen Leistung erbringen [11]. An einer 18 Jahre alten netzgekoppelten Photovoltaik-Anlage am Schweizer Institut LEEE-TISO in Lugano wurde an zwei Modulen ein Leistungsabfall von ca. 8 % festgestellt, währenddessen an allen anderen Modulen kein Leistungsabfall erkennbar war [12]. Nach Recherchen und Untersuchungen des TÜV Rheinland liegt die mittlere jährliche Degradation bei unter 0,5 % [13]. Das Fraunhofer-Institut Abb. 119: Zellverfärbung (browning) an den Rändern von 25 Jahre alten Solarmodulen (die mit ISE konnte bei Langzeituntersuchungen an Pfeilen markierten Bereiche sind bräunlich einer zehn Jahre alten netzgekoppelten Phoverfärbt) 106 Wechselrichter: Qualität und Zuverlässigkeit tovoltaik-Anlage keine relevanten Modulleistungseinbußen feststellen [14]. Allerdings gibt es die so genannte Anfangsdegradation. Diese setzt ein, wenn die Module nach der Produktion erstmalig länger dem Licht ausgesetzt werden. Sie beträgt bei kristallinen Zellen bis zu 2 %, danach ist die Degradation sehr gering [9]. Solange das Laminat dicht ist, altern die Zellen kaum. Wenn das Laminat mechanisch beschädigt wird oder sich altersbedingt auflöst, dringen Luft und Feuchtigkeit in das Modul ein. Das führt dann zu einer beschleunigten Alterung des Moduls. 7.2 Wechselrichter: Qualität und Zuverlässigkeit Die meisten Wechselrichter auf dem deutschen Markt besitzen das CE-Zeichen und halten somit die Bestimmungen zur Elektrosicherheit ein. Sie erreichen zumeist hohe Wirkungsgrade und haben damit geringe Verluste. Doch bei der Angabe und Ermittlung der technischen Daten gibt es bei den Wechselrichtern ähnliche Probleme wie bei den Solarmodulen. Das betrifft insbesondere die Angabe von Wirkungsgraden im Teillastbereich. Die Angabe des Europäischen Wirkungsgrades (siehe Kapitel 3.5.7) würde hier weiterhelfen; die Berechnung dieses über verschiedene Betriebszustände gewichteten Wertes ist allerdings noch nicht genormt. Oft wird er nur bei einer (optimalen) Spannung ermittelt. Da die Wirkungsgrade des Wechselrichters aber entscheidend von der Eingangsspannung abhängig sind, sollte die Messung der Wirkungsgrade entsprechend der Norm DIN EN bzw. IEC 61683 „Photovoltaik-Systeme – Stromrichter-Verfahren zur Messung des Wirkungsgrades“ über den gesamten MPP-Bereich erfolgen. Eine entsprechende Forderung an Wechselrichter wird bei dem DGS-Güteschutzverfahren nach RAL gestellt. Ebenfalls gefordert werden komplette Datenblattangaben und technische Manuals sowie erweiterte Garantieund Serviceleistungen. Der Wechselrichter ist das anfälligste Bestandteil einer Photovoltaik-Anlage. Langzeiterfahrungen von vielen Geräten ergaben einen durchschnittlich defektfreien Betrieb von 5 bis 8 Jahren. Im Mittel steht nach zehn Betriebsjahren eine aufwändige Reparatur oder ein Komplettaustausch an [15]. Hersteller bieten inzwischen optional Garantieverlängerungen bis zu 20 Jahren an. Ein Servicevertrag mit dem Wechselrichterhersteller inklusive Austauschservice minimiert die Ertragsverluste durch Ausfall und Reparatur des Gerätes. Oft entstehen gravierende Ertragsverluste dadurch, dass eine Wechselrichterstörung durch den Anlagenbetreiber erst spät entdeckt wird. Häufig sind Störungen bedingt durch den Ausfall von Gerätesicherungen oder – bei Gewittern oder Netzschaltungen – durch defekte Varistoren (Überspannungsableiter). Eine zu geringe Leistungsdimensionierung des Wechselrichters kann zum Ausfall durch Überlastung der elektronischen Bestandteile führen. Mit einer kontinuierlichen Betriebsüberwachung und einer regelmäßigen Wartung kann der Betrieb der gesamten Anlage optimiert werden. 107 Qualität und Performance Vertrauen ist gut … 7.3 Was letztlich zählt: Energieerträge Mittelwert der Sonneneinstrahlung (bei 30° Neigung und Südausrichtung) Übers Jahr folgt der Energieertrag der Photovoltaik-Anlage naturgemäß dem monatlichen Einstrahlungsverlauf der Sonne. So erreicht eine nach Süden orientierte geneigte Anlage im Sommerhalbjahr bis zu 70 % des Jahresertrages. 160,0 120,0 (nördlich Braunschweig) 1.070 kWh/m2 803 kWh/kWp Mitteldeutschland (zwischen Braunschweig und Frankfurt) 1.100 kWh/m2 825 kWh/kWp Süddeutschland (südlich Frankfurt) 1.220 kWh/m2 915 kWh/kWp Norddeutschland Abb. 121: Langjährige Mittelwerte der Einstrahlung und die bei einer Performance Ratio von 75 % zu erwartenden Erträge von unverschatteten und optimal ausgerichteten Photovoltaik-Anlagen 180,0 140,0 Jahresertrag bei PR = 75 % Ertrag in kWh/kWp Abb. 120: Verlauf des solaren Ertrages und der Einstrahlung übers Jahr bei einer optimal ausgerichteten Photovoltaik-Anlage in München mit einem spezifischen Jahresertrag von 1.014 kWh/kWp 120,0 80,0 100,0 60,0 80,0 60,0 40,0 40,0 20,0 0,0 4% 6% 8% 10% 12% 11% 13% 12% 9% 7% 4% 3% Jan. Feb. März April Mai Juni Juli Aug. Sep. Okt. Nov. Dez. Ertrag in kWh/kWp 20,0 Globalstrahlung in kWh/m 140,0 100,0 0,0 Horizontale Einstrahlung in kWh/m Der Anlagenertrag ist zuerst einmal abhängig von der Sonneneinstrahlung am Standort. Zur Standorteinschätzung werden langjährige Mittelwerte der Sonneneinstrahlung auf die Horizontale benutzt. Der Einstrahlungsunterschied zwischen der süddeutschen Stadt Freiburg mit 1.129 kWh/m2 und dem norddeutschen Hamburg mit 949 kWh/m2 beträgt rund 17 %. Die Sonneneinstrahlung schwankt auch im Verlauf der Jahre. Diese Schwankung kann bis zu 20 % betragen. Somit kann der Ertrag eines konkreten Betriebsjahres von den Werten in der Tabelle entsprechend abweichen. Einen guten Vergleich bieten Ertragsübersichten im Internet. In der bundesweiten Ertragsübersicht von Photovoltaik-Anlagen des Solarfördervereins Aachen liegt der Zehnjahresmittelwert aller erfassten Anlagen bei 820 kWh/kWp20. Dieser Wert spiegelt vor allem den Durchschnittswert der vielen Kleinanlagen auf Ein- und Zweifamilienhäusern wider. Größere Anlagen erreichen oft höhere Erträge, dachintegrierte Photovoltaik-Anlagen oder Fassadenanlagen niedrigere Erträge. Projekte mit Dachintegrationen erreichen Erträge zwischen 600 und 800 kWh/kWp und senkrechte Fassadenanlagen zwischen 400 und 600 kWh/kWp. Der zusätzliche Nutzen dieser Anlagen wie Wetterschutz, Wärmedämmung und Sonnenschutz sowie Einsparung von Baumaterialien lässt jedoch diesen Aspekt in den Hintergrund treten. Architekten und Bauherren verstehen das Solarmodul zunehmend als interessantes Baumaterial, das obendrein Strom erzeugt. 20 Mittelwert gebildet aus den Ertragsdaten der Jahre 1993 bis 2003 der Photovoltaik-Anlagendatenbank des SFV Aachen: www.pv-ertraege.de 108 Mehrere Feldtests mit verschiedenen Dünnschichtmodulen zeigen deren Ertragspotenzial in Mitteleuropa auf. Insbesondere bei gebäudeintegrierten Anlagen oder an Standorten mit einem hohen diffusen Sonnenlichtanteil zeigen die Dünnschichtmodule höhere spezifische Erträge als kristalline Referenzanlagen [16]. 7.4 Vertrauen ist gut … Betriebsdatenerfassung und Anlagenüberwachung Eine umfassende Betriebsdatenüberwachung sorgt dafür, dass Ausfälle oder Störungen signalisiert und schnell erkannt werden. So kann der Anlagenbesitzer Maßnahmen zur Fehlerbeseitigung veranlassen und die Verluste der Einspeisevergütung minimieren. Zwar arbeiten Photovoltaik-Anlagen in der Regel störungsfrei, doch wenn es zu Störungen oder Ausfällen kommt, dann werden diese bei fehlender Betriebsüberwachung mitunter erst nach einigen Monaten erkannt. Daraus resultiert u. U. eine deutlich reduzierte Einspeisevergütung am Jahresende. Zwar lässt sich der reibungslose Betrieb am Display des Wechselrichters oder am laufenden Zähler leicht erkennen, doch erfahrungsgemäß findet eine regelmäßige Ertragskontrolle per Hand nicht über längere Zeiträume statt. Ebenso reicht das jährliche Ablesen des Einspeisezählers in den meisten Fällen nicht aus, ein möglicher Defekt würde vielleicht Monate zu spät entdeckt. Und beim flüchtigen Blick auf die Jahresabrechnung können sogar größere Mindererträge unentdeckt bleiben. Viele Wechselrichter zeichnen die wesentlichen Betriebsdaten auf und ermöglichen so eine elementare Betriebsüberwachung der Photovoltaik-Anlage. Auffällige Störungen der Anlage können damit registriert und angezeigt werden. Die Daten sind entweder an einem Display ablesbar und/oder durch einen PC auswertbar. Die Datenerfassung von Wechselrichtern umfasst meist folgende Werte: ■ Eingang (Gleichstrom): Spannung, Strom und Leistung ■ Ausgang (Wechselstrom): Spannung, Strom, Leistung und Frequenz ■ Betriebsdauer des Wechselrichters ■ Energieerträge in kWh ■ Gerätestatus und Störungen 109 Qualität und Performance Teilweise erledigt der Wechselrichter oder das Datenerfassungsgerät den Anlagencheck automatisch. Dabei werden aber nur auffällige Störungen, wie Totalausfall oder Fehlerströme, erkannt und signalisiert. Es können dann beispielsweise akustische Alarmsignale sowie Meldungen per Fax, E-Mail, SMS oder Internet gegeben werden. Oder der Anlagenbetreiber kümmert sich am heimischen Computer um die Pflege, Sicherung und Aufbereitung der Betriebsdaten mithilfe einer speziellen Software, die von den Wechselrichterherstellern und Messsystem-Anbietern bereitgestellt wird – dies ist eine durchaus aufwändige Routinetätigkeit. Ob eine Anlage optimale Erträge liefert, ist ohne ständige Messungen nicht ohne weiteres festzustellen. Je nach Wetter verändern sich Ströme, Spannungen und die Einspeiseleistung ständig. Erst durch einen Vergleich mit vor Ort gemessenen Einstrahlungsdaten können die Betriebsdaten genau geprüft werden. Ein geeichter Photovoltaik-Sensor und ein Temperatursensor werden in Modulebene angebracht und messen die Größen Einstrahlung und Temperatur. So kann der erwartete Abb. 122: Betriebsdatenanzeige der Photovoltaikmit dem tatsächlichen Ertrag verglichen und Anlage für das Wohnzimmer [Quelle: SMA] die Leistungsfähigkeit der Anlage bewertet werden. Teilweise werden über Stromwächter sogar die einzelnen Modulstränge überwacht. Bei signifikanten Abweichungen kann der Anlagenbetreiber und ggf. der Installateur automatisch informiert werden. Gerade bei größeren Photovoltaik-Anlagen ist solch eine Betriebsüberwachung unbedingt zu empfehlen. Ohne Einstrahlungssensor muss der Vergleich auf Basis von Wetterdaten benachbarter Wetterstationen oder mit den Erträgen von anderen, vergleichbaren Photovoltaik-Anlagen erfolgen. Eine einfache, grobe Überprüfung der monatlichen Betriebsergebnisse ist z. B. möglich, indem unter www.pv-ertraege.de die eigene Anlage auf Basis von Stromzählerdaten mit anderen Anlagen verglichen wird. Aber: Bei beiden Verfahren werden Mindererträge erst nach Abb. 123: Photovoltaik-Einstrahlungssensor Sesol Ablauf von mehreren Monaten bzw. nach [Quelle: IKS] einem Jahr erkannt. 110 Wartung und Instandhaltung Abb. 124: Zwei verschiedene Anzeigetafeln mit den aktuellen Betriebsdaten von Photovoltaik-Anlagen [Quelle: Skytron] Anlagenmonitoring per Internet Bei der internetbasierten Anlagenüberwachung übernimmt ein Dienstleister die Auswertung der Betriebsdaten. Im Störungsfall wird der Anlagenbetreiber automatisch informiert. Über ein Informationssystem kann der Anlagenbetreiber jederzeit die aktuellen Ertragsdaten seiner Photovoltaik-Anlage per Internet abfragen. Erfolg präsentieren Photovoltaik-Anlagen arbeiten still und sind oft unauffällig auf Dächern platziert. Immer mehr Anlagenbetreiber wollen auf die umweltfreundliche Stromerzeugung aufmerksam machen, indem sie die „Erfolgsdaten“ ihrer Anlage auf repräsentativen Displays zeigen. Zumeist werden hierbei die Momentanleistung, der tägliche Energieertrag und die aktuelle Sonneneinstrahlung angezeigt. 7.5 Wartung und Instandhaltung Welcher Wartungsaufwand besteht? Photovoltaik-Anlagen brauchen eigentlich nur wenig Wartung. Aber turnusmäßige Wartungsroutinen durch den Anlagenbetreiber oder die Installationsfirma helfen Störungen und längere Ausfallzeiten zu vermeiden. Wichtig für Wartung und Instandhaltung sind ganz einfache Dinge: eine Betriebsanleitung (insbesondere für den Wechselrichter), Wartungsempfehlungen und eine gute Anlagendokumentation. Die Störungsanzeige des Wechselrichters sollte möglichst täglich überprüft werden. Parallel dazu sollten die Betriebsergebnisse mindestens einmal im Monat abgelesen, notiert und kontrolliert werden. Systeme zur automatischen Störungs- und Betriebsdatenüberwachung mit Meldefunktion erleichtern dem Anlagenbetreiber diese Aufgabe (vgl. Kapitel 7.4). 111 Qualität und Performance ■ ■ ■ ■ ■ ■ Die Module sollten auf Verschmutzungen hin kontrolliert werden. Verschattungen durch Laub, Vogelexkremente, Luftverschmutzung oder sonstige Verschmutzungen bewirken Ertragsverluste. Bei Anlagen, die stark von Verschmutzung betroffen sind, erhöht eine regelmäßige Reinigung der Module den solaren Ertrag um bis zu 10 % [17]. Die Reinigung sollte mit viel Wasser (Gartenschlauch) und einem schonenden Reinigungsgerät (Schwamm) ohne Verwendung von Reinigungsmitteln erfolgen. Die Module sollten nicht trocken gewischt oder gefegt werden, damit die Oberfläche nicht zerkratzt wird. Eine regelmäßige Sichtkontrolle ist zu empfehlen: Sind alle Module noch korrekt befestigt, steht die Generatorfläche unter mechanischer Spannung (z. B. weil sich der Dachstuhl verzogen hat) etc. Die Strangsicherungen im Generatoranschlusskasten oder Gerätesicherungen im Wechselrichter sollten bei Verdacht überprüft werden. Einmal im Jahr wäre eine optische Kontrolle der elektrischen Installation sinnvoll. Hinweise dazu kann die Installationsfirma geben. Das Prüfen von Kabelbefestigungen und -verbindungen oder der Modulbefestigung wird oft durch einen unzugänglichen Dachstandort erschwert, sollte aber trotzdem so gut es geht erfolgen. Das Gleiche gilt auch für das Prüfen der Kabel und Leitungen auf Schmorstellen, Isolationsbruch oder sonstige Beschädigung. Bei einer Anlage mit einem oder zwei Strängen lassen sich Leitungsfehler durch Überprüfungen am Wechselrichter erkennen. Wenn Überspannungsableiter vorhanden sind, sollten diese insbesondere nach einem Gewitter überprüft werden. Die Überspannungsableiter lösen aus, wenn in der näheren Umgebung ein Blitz einschlägt. Sie sind danach noch funktionsfähig, sollten aber, wenn die thermische Überwachung es anzeigt, schnellstmöglich ersetzt werden. Generatoranschlusskästen sollten auf eventuell eingedrungene Feuchtigkeit oder Insekten kontrolliert werden. In Wechselrichtern im Außenbereich kann trotz Eignung für den Außenbereich Feuchtigkeit eindringen. Allerdings sollte hier die Kontrolle nur durch eine Fachkraft erfolgen. Eine Wiederholung der Messungen entsprechend der Inbetriebnahme sollte alle 3 bis 4 Jahre erfolgen. Diese Prüfung kann ebenfalls nur von einer Fachkraft durchgeführt werden. Fehler vermeiden oder entdecken! Totalausfälle gibt es selten. Die Anlagen funktionieren zumeist über viele Jahre, ohne kostspielige Störungen oder Reparaturen. Im Rahmen des 1.000-Dächer-Programms21 wurde das Betriebsverhalten von vielen Anlagen in Deutschland intensiv untersucht und auch die aufgetretenen Fehler und Störungen wurden analysiert. Diese Untersuchung [18] sowie eigene Erfahrungen und Analysen [19] ergaben Folgendes: 21 Bund-Länder-Breitentestprogramm für netzgekoppelte Photovoltaik-Anlagen: 1990–95 wurden mehr als 2.000 kleine netzgekoppelte Photovoltaik-Anlagen auf Dächern von Ein- und Zweifamilienhäusern errichtet und in einem begleitenden Messprogramm anschließend über mehrere Jahre untersucht. 112 Wartung und Instandhaltung Die zuverlässigste Komponente ist der Photovoltaik-Generator mit den Solarmodulen, der Gleichstromverkabelung und dem Generatoranschlusskasten. Falls hier doch Störungen auftraten, waren meist nicht die Solarmodule, sondern oft Bypass- oder Strangdioden verantwortlich, die durch Gewittereinwirkung ausgefallen waren. Strangdioden werden heute nur noch selten eingesetzt (siehe hierzu Kapitel 6.2). Teilweise waren Modulstränge inaktiv aufgrund von schlechten oder gelösten Leitungsverbindungen. In den letzten Jahren konnte jedoch die Qualität der marktüblichen Modulverbindungen deutlich zulegen (Steck- oder Klemmverbindungen). Sehr problematisch ist die Verwendung von nicht UV-beständigen Kabelbindern oder Leitungen. Jede Isolation altert im Laufe der Zeit. Und die Kabelisolation kann auch durch UV-Strahlung oder Überspannungen beschädigt werden. So ist turnusmäßig auf eine evtl. mechanische oder thermische Beschädigung der Isolation zu achten. In manchen Gegenden gibt es Hunger der besonderen Art: Marder knabbern die Isolierung der Modulleitungen an. Ein geeigneter Kabelschutz wird auf dem Markt angeboten. Ein wie auch immer verursachter Isolationsfehler auf der Gleichstromseite kann zur Entstehung von Lichtbögen führen und Brände verursachen. Deshalb ist eine automatische Isolationsüberwachung, wie sie bei vielen Wechselrichtern erfolgt, sehr sinnvoll. An manchen Anlagen kommt es zu Korrosionserscheinungen am Montagegestell. Diese beruhen auf einer falschen Materialwahl. Hier sollte auf eine Verträglichkeit der eingesetzten Metalle geachtet werden. Z. B. dürfen Messingschrauben nicht an verzinkten Montagesystemen verwendet werden. Immer noch häufig gibt es Störungen am Wechselrichter, wenn auch nicht mehr so häufig wie früher. Oft liegt das an einer fehlerhaften Auslegung und Leistungsanpassung an den Photovoltaik-Generator. Inzwischen wird dies von den meisten Installationsfirmen beherrscht und Software wie Simulationsprogramme oder Auslegungstools der Wechselrichterhersteller bieten hier Unterstützung. Weitere Fehlerquellen sind Überspannungseinwirkungen durch Gewitter oder Netzschaltungen, Alterung oder Überlastung. Und viele Ausfälle sind schlicht und einfach auf Gerätefehler zurückzuführen. Zu empfehlen sind erweiterte Garantieleistungen oder Serviceverträge, die mit dem Wechselrichterhersteller zu vereinbaren sind (vgl. Kapitel 7.2). Manchmal kommt es vor, dass Netzrückwirkungen die Einrichtung zum Netzschutz (ENS) auslösen, ohne dass ein Netzausfall oder eine durch den Wechselrichter hervorgerufene Störung vorliegt. In diesem Fall sollte der Netzbetreiber kontaktiert werden und geeignete Maßnahmen sollten abgestimmt werden (z. B. Impedanzschwelle der ENS einstellen o. a.). Als weitere Störungen traten neben dem Ausfall von Sicherungen Störungen im Zählerschrank auf, z. B. durch das Auslösen vom Leitungsschutzschalter22. Abb. 126 zeigt die verschiedenen Ursachen für Anlagenstörungen oder geschmälerte Energieerträge in einer Übersicht, geordnet nach ihrer Häufigkeit. 22 Durch den Austausch von Leitungsschutzautomaten mit üblicher B-Charakteristik durch Automaten mit D- oder K-Charakteristik wurden diese Störungen behoben. 113 Qualität und Performance Installation Komponente Ursache Planung Leistungsminderung Auswirkung Betriebsunterbrechung Das schmälert die Erträge Wartung und Instandhaltung Defekter Wechselrichter führt zu Anlagenstillstand oder erheblichen Mindererträgen Die Module sind zeitweise oder teilweise verschattet (durch Bäume, Gebäude, Dachgauben, Schornstein, Antenne etc.) Unterschiedlich orientierte Modulgruppen führen zu erhöhter Fehlanpassung (Mismatch) Wartezeit auf Austauschkomponenten Die Module sind nicht optimal orientiert (Neigung bzw. Ausrichtung) Wechselrichter erreicht nur unbefriedigende Effizienz Hohe Modultemperaturen schmälern Zellenwirkungsgrade Verschmutzte Module nutzen weniger Sonnenlicht Insbesondere Standort und Neigung Fehlersuche Zur detaillierten Fehlersuche an den Modulen oder am Photovoltaik-Generator vor Ort wurden Messgeräte entwickelt, mit denen komplette Strom-/Spannungskennlinien unter Berücksichtigung von Einstrahlung und Temperatur gemessen werden können. Damit kann die Leistungsfähigkeit der Module, eines Strangs oder des gesamten Photovoltaik-Generators beurteilt werden. Die Auswirkung von Verschattungen lässt Abb. 126: Kennlinienmessgerät, mit dem die STCLeistung am Photovoltaik-Generator mit 5 % sich ebenfalls anhand der Kennlinien ableGenauigkeit bestimmt werden kann. [Quelle: PV-engineering] sen. Teilweise ist gleichzeitig eine Isolationsmessung integriert, so dass der Installateur z. B. Beschädigungen an der Leitungsisolation oder Kontaktfehler orten kann. Die Ergebnisse werden in einem Messprotokoll dokumentiert. Eine PC-Schnittstelle und Software zur Messdatenauswertung ermöglichen eine detaillierte Fehlersuche. Vor der Beseitigung des Fehlers sollte geprüft werden, ob die Fehlerbeseitigung im Rahmen der Gewährleistungsfrist des Installateurs bzw. Planers stattfindet oder ob Garantien der Gerätehersteller berücksichtigt werden können (Produkthaftung). Falls dies nicht der Fall ist, kann ein Kostenvoranschlag für die Fehlerbeseitigung gemacht werden. Bei der Wiederinbetriebnahme sollte ein Prüfprotokoll angefertigt werden. Defekte Verkabelung auf der Gleichstromseite Defekte Schutz-, Schalt- oder Sicherheitseinrichtungen Strom-Spannungs-Charakteristik der Module streut produktionsbedingt (Mismatch) Altersbedingte Degradation der Module Einzelne Module oder Modulbereiche sind defekt Reparaturarbeiten, Wartungsarbeiten Schäden durch Unwetter (Sturm, Hagel, Blitz) oder aufgrund von Schalthandlungen im Stromnetz Abb. 125: Warum bleiben PV-Anlagen manchmal hinter den Erwartungen zurück? Eine Checkliste. Reihenfolge geordnet nach absteigender Relevanz = Häufigkeit × den Ertrag mindernder Effekt [Quelle: BINE Informationsdienst] 114 115
