GUTE UND SCHLECHTE PRAKTIKEN

F. MARTINEZ-MORENO N. TYUTYUNDZHIEV

ANLEITUNG ZUR VERBESSERUNG DER QUALITÄT UND REDUZIERUNG DER KOSTEN VON PV-ANLAGEN

PhotoVoltaic Cost r€duction, Reliability, Operational performance, Prediction and Simulation

Diese  Anleitung  wurde  möglich  dank  des  Projekts  PVCROPS  (“PhotoVoltaic  Cost  r€duction,  Reliability,  Operational  performance,  Prediction  and  Simulation”),  kofinanziert  von  der  Europäischen  Kommission  im  Rahmen von Seventh Framework Programme (Grant Agreement Nr.: 308468). Das Projekt wurde von Instituto  de  Energía  Solar  (IES‐UPM,  Universidad  Politécnica  de  Madrid,  Spanien)  vorgeschlagen  und  es  ist  ein  Konsortium, bestehend aus 12 Partnern:         Universidad Politécnica de Madrid, IES‐UPM (España, Universidad).     SunSwitch (Bélgica, Pequeña y Mediana Empresa).     Central Laboratory of Solar Energy and New Energy Sources, CLSENES (Bulgaria, Universidad).     Acciona Energía (España, Industria).     Association  pour  la  Promotion  des  Energies  Renouvelables,  APERe  (Bélgica,  Pequeña  y  Mediana  Empresa).     Ingeteam (España, Industria).     Universidade de Évora, UEVORA (Portugal, Universidad).     Universidad Pública de Navarra, UPNA (España, Universidad).     Dublin Institute of Technology, DIT (Irlanda, Universidad).     Office National de l’ Electricité ONE (Marruecos, Industria).     Rtone (France, Pequeña y Mediana Empresa).     Renewable Energy Dynamics Technology, REDT (Irlanda, Pequeña y Mediana Empresa).      Diese  Bedienungsanleitung  ist  frei  verfügbar.  Bei  der  Verwendung  bitten  wir  lediglich,  die  entnommenen  Referenzen zu zitieren sofern dieses Handbuch in einer Arbeit oder einer Publikation verwendet wird.    Das  Projektteam  PVCROPS  richtet  seinen  aufrichtigen  Dank  an  alle  einzelnen  Personen,  Unternehmen  und  Branchen, die großzügig durch die Zusendung von Illustrationen, welche in diesem Handbuch enthalten sind,  zur Gestaltung beigetragen haben. Das Projektteam PVCROPS übernimmt jedoch keine Verantwortung für die  Herkunft  der  hier  dargestellten  Illustrationen,  welche  uns  freundlicherweise  zugeschickt  wurden  um  dieses  Handbuch zu erstellen. Das Handbuch versucht die besten Praktiken darzustellen um PV‐Anlagen weltweit zu  optimieren. Für neue Beiträge zur Verbesserung dieser Bedienungsanleitung für zukünftige Versionen, stellen  Sie bitte sicher, dass die Bilder frei zur Verfügung gestellt werden dürfen.      Kommentare:  IES‐UPM, SunSwitch, CLSENES, Acciona Energía, APERe, Ingeteam      Rezension der deutsch Version:  CL SENES      Für weitere Informationen besuchen Sie:  www.pvcrops.eu     ©PVCROPS  November 2013   

    

Index     

1. EINFÜHRUNG. 

1 

2. GLIEDERUNG DER ANLEITUNG. 

5 

3. GUTE UND SCHLECHTE PRAKTIKEN. 

9 

  3.1. Bauarbeiten. 

11 

  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Machbarkeitsstudie und ursprüngliche Planung.  Allgemeine Organisation.  Dränage und Wasserschutz.  Kabel.  Schächte und Kammern.  Unterstützende Dächer. 

13  15  17  22  26  28 

   

3.2. Tragstrukturen.    ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Erdung der Strukturen.  Montage von PV‐Modulen.  Steifigkeit von Tragstrukturen.  Zusammenbau von Tragstrukturen.  Materialkompatibilität.  Resistenz gegen Außenklimabedingungen.  Schutz von Vegetation.  Sicherheit der Mitarbeiter. 

31  33  35  39  40  42  43  50  51 

   

3.3. Anschlußkästen.    ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐     

Kennzeichnung von elektrischen Bauteilen.  Wasserbeständigkeit der Anschlußkästen.  Qualität der Anschlußkästen.  Temperaturkontrolle in den Kästen.  Sicherungen und Sicherungshalter.  Kabel und Komponenten. 

3.4. Photovoltaikfeld.    ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐     

Qualität und Integrität der Module.  Trackers und Orientierung.  Platzierung der Module und Beschattung.  Staub, Sand und Schmutz.  Schutz gegen Vögel.  Erden des Rahmens der Module.  Verbindungskabel.  Schutz gegen indirekte Lichteffekte in DC‐Kabeln. 

53  55  56  60  61  62  65 

69  71  76  78  81  85  86  87  92 

3.5. Inverter.    ‐  ‐  ‐  ‐  ‐     

Unterstützung und Platzierung.  Kühlung.  Staub, Sand und Schmutz.  Klemmleisten.  Umschalten der PV Installation EIN und AUS. 

3.6. Überwachung.    ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐     

Strahlungssensor.  Strahlungs – und Zelltemperatursensoren.  Zelltemperatursensor.  Windgeschwindigkeitssensor.  Meteorologische Stationen.  Zentralisiertes Überwachungssystem. 

3.7. Andere.    ‐  Integration und Umweltauswirkungen.     

4. ALLGEMEINE LINKS FÜR PHOTOVOLTAIK.    

93  95  97  100  101  104 

105  107  109  117  118  120  121 

123  125 

127 

               1. Einführung.       

   

1. Einführung.      Netzgekoppelte  Photovoltaik  (PV)  Sonnenenergie  ist  Technologie,  die  eine  sehr  große  Rolle  in  der  Stromerzeugung und Versorgungssystemen vielen Ländern spielt. Über einen Zeitraum von nur 10 Jahren sind  ca. 100 GW von PV‐Leistung entwickelt und konstruriert und knapp 80 GW davon sind in den letzten 3 Jahren  eingerichtet.  Das  entspircht  einem  jährlichen  Zuwachs  von  fast  40%.  Aus  diesem  Grund  sind  PVsysteme  die  dritte bedeutendste erneuerbare Energiequelle hinter Wasser‐ und Windenergie hinsichtlich Kapazität. Einige  europäische  Länder  befriedigen  mehr  als  5%  ihres  jährlichen  Strombedarfs  mit  PV‐Energie  (Deutschland  und  Italien)1.    Dieses  exponentielle  Wachstum  war  offenbar  in  Europa  zu  beobachten,  wo  fast  70%  von  der  weltweiten  netzgekoppelten  Photovoltaikleistung  positioniert  ist.  Europäische  Länder  haben  die  Nutzung  von  erneuerbaren  Energien  gefördert,  um  die  Anforderungen  der  Europäischen  Union  zur  Reduzierung  der  schädlichen  Treibhausgasemissionen  aus  der  Energieerzeugung  mit  dem  Ziel  zu  erfüllen  und  die  damit  verbundenen  Auswirkungen  des  Klimawandels  zu  lindern.  Diese  Anforderungen  zur  Begrenzung  der  Emissionen, verbunden mit dem Bonus, assosiziert mit dem Einsatz von “Grüne energie”, haben diese rasante  Entwicklung begünstigt, begleitet von einer allmählichen Abnahme der Kosten der PV Geräte. Folglich in den  Süden  Europas  PV  Solarenergie  kann  sich  hinsichtlich  auf  die  Kosten  mit  traditionellen  Energiequellen  (Gas,  Kohle, Öl, Kernenergie, etc.) konkurrieren, sogar ohne zusätzliche Subventionen.    Die PV‐Branche reift und verbreitet sich schnell überall in der Welt. Beweis dafür ist, dass das letzte Jahr (2012)  das erste Jahr war, in welchem die instalierte PV‐Leistung in dem Rest der Welt fast auf demselbem Nievau wie  in Europa war. Für einen weiteren Wachstum und damit die PV‐Sonnenenergie konkurrenzfähiger zu werden,  ist  es  notwendig,  die  besten  Praktiken  für  die  PV‐Anlagen  berücksichtigt  zu  werden.  Dies  beinhaltet  die  Vermeidung  von  Fehlern,  die  in  den  früheren  Installationen  auftraten.  So,  von  Anfang  an  müssen  die  bekannten Fehler gelöst werden, neue PV‐Anlagen werden zuverlässiger, effizienter und kostengünstiger sein  und die ursprünglichen Investitionen können schnell in einer kurzen Zeit gedeckt werden.    Im  Grunde  hat  diese  Anleitung  das  Ziel,  die  guten  und  die  schlechten  Praktiken,  welche  in  bestehenden  PV‐ Anlagen  entdeckt  wurden,  zu  zeigen.  Das  stellt  ein  nützlicher  Hinweis  für  die  Zeit  dar,  wann  eine  neue  Installation  entworfen  und  eingerichtet  wird.  Die  guten  Praktiken  werden  Beispiele  für  die  Umsetzung  der  Projekte  sein,  damit  jedes  Einzelgerät  einwandfrei  funktioniert  und  damit  es  einen  vorzeitigen  Abbau  vermieden  wird.  Die  schlechten  Praktiken  werden  Beispiele  für  Fehler  sein,  die  bisher  gemacht  worden  sind  und daher vermieden werden sollten.    Die Tatsache, dass diese Anleitung schlechte Praktiken zeigt, sollte nicht als Hinweis interpretiert werden, dass  sie  oft  in  bestehenden  Anlagen  vorkommen.  Im  Gegenteil,  PV‐Anlagen  sind  in  der  Regel  gut  konstruiert  und  funktionieren effizient mit Überwiegen der guten Praktiken. Diese Anleitung versucht die festgestellten Mängel  zu  zeigen,  welche  den  Lebensdauer  der  Anlage  oder  die  resultierende  Energieerzeugung  verringern  können.  Daher führen solche Praktiken zu einem Rückgang der gesamten Leistung, wenn sie nicht gelöst sind.      Wir  können  zwischen  zwei  Arten  von  netzgekoppelten  PV‐Sonnenergiesystemen  unterscheiden:  PV‐Anlagen  und Gebäude mit integrierten PV‐Anlagen (BIPV).    PV‐Anlagen  kennzeichnen  sich  mit  großem  Installationsbereich  oder  Fußabdruck,  mit  großer  Leistung  von  einigen  hundert  Kilowatten  bis  zehn  (sogar  Hunderte)  von  Megawatten  und  mit  Modulen,  die  sorgfältig  zur  Sonne  ausgerichtet  sind  (süd‐orientiert  der  Nordhalbkugel;  nordorientiert  in  der  Südhalbkugel)  zur  Maximierung der Energieproduktion.    BIPV nutzen den Vorteil des vorhandenen Platzes, vor allem auf den Dächern der Häuser und Industriegebäude,  damit PV‐Anlagen von wenigen Kilowatten bis zu mehreren zehn Kilowatten installiert werden. Diese Systeme  können nach Hochbau hinzugefügt werden, obwohl es immer mehr üblich für diese Anlagen wird, dass sie noch  von Anfang an in den Phasen des Designes und der Konstruktion integriert werden. Da sie in einem Haus oder  Gebäude  integriert  sind,  wird  die  Orientierung  durch  die  Merkmale  des  Gebäudes  beschränkt,  so  dass  die  Orientierung und Höhe nicht optimal sein könnten. Das ist insbesondere der Fall, wenn die Anlagen nach dem  Bau des Gebäudes hinzugefügt sind.                                                                      Global  market  outlook  for photovoltaics 2013‐2017.  May  2013.  European  Photovoltaic  Industry Association  (available in www.epia.org/news/publications/)    3    1

 

1. Einführung.      Die gezeigten in dieser Anleitung Beispiele stehen in Zusammenhang mit den beiden PV‐Anlagen und BIPV. Die  meisten Situationen und hier vorgestellten Beispiele sind von PV‐Anlagen, aber es gibt oft gute und schlechte  Praktiken in beiden Anlagen. Diese Situationen, die speziell auf BIPV bezogen sind, werden im zugehörigen Text  hervorgehoben.    Wir müssen betonen, dass alle Maßnahmen, die hier empfohlen werden, sind wertlos, falls die PV‐Anlage nach  dem  Einrichten  nicht  richtig  gepflegt  wird.  Entsprechend  der  hier  vorgestellten  Empfehlungen  wird  die  gute  Leistung  aus  einer  PV‐Anlage  nicht  gewährleistet.  PV‐Anlagen  sollen  die  Vorschriften  der  nationalen  Elektroindustrie einhalten und sollten vorbeugende und korrektive Instanhaltung zur Erkennung und schnellen  Lösung  von  Störungen  und  Ausfällen,  die  während  des  normalen  Betriebs  auftreten  können,  enthalten.  Es  empfiehlt sich die Installation eines von qualifiziertem Personal bedienten Überwachungssystems, das im Fall  von  Störungen  in  der  PV‐Anlage  während  des  Betriebes  benachrichtet.  Eine  regelmäßige  Überprüfung  des  Statuses  und  des  Zustandes  der  Verkabelung,  Stecker,  Module,  Inverter  usw.  ist  sehr  wichtig.  Nur  auf  diese  Weise  wird  die  Anlage  ordnungsgemäß  funktionieren  und  es  ist  sichergestellt,  dass  sie  ihren  vollen  Design‐ Lebensdauer,  hohe  Stufe  mit  hoher  Energieerzeugung  und  damit  geringere  Kosten  für  PV‐Sonnenenergie  erreicht.                                                                                        4  

 

 

              2. Gliederung der Anleitung.   

       

2. Gliederung der Anleitung.      Kapitel  3  von  dieser  Anleitung  zeigt  die  guten  und  schlechten  Praktiken,  die  in  bestehenden  PV‐Anlagen  erkannt  wurden.  Es  ist  in  7  Abschnitten  gegliedert,  die  sich  mit  unterschiedlichen  Aspekten  von  netzgekoppelten Photovoltaik‐Anlagen beschäftigen, beide PV‐Anlagen und BIPV. Diese Abschnitte beschreiben  sowohl typische gute Praktiken in Bezug auf die PV‐Anlagen, als auch einige der Fehler, die auftreten können.  Die Präsentation ist in Form von Bildmaterial, Fotos und Diagramme, und einem kurzen Text, der die guten und  schlechten Praxis beschreibt, wo es wichtig ist.    Alle  Fotografien  sind  von  echten  Anlagen  in  verschiedenen  Teilen  Europas  und  stellen  die  gemeinsamen  Verfahren,  die  für  die  Konstruktion  von  PV‐Anlagen  eingesetzt  werden.  Vermeiden  von  schlechten  Praktiken  und Anwenden der Beispiele für eine bessere Praktik wird sicherstellen, dass die finalen PV‐Anlagen frei von  vorzeitigem Abbau und häufigen Fehlern sein werden, welche zur Senkung der Energieproduktion des Systems  und infolgedessen zur Senkung seiner Rentabilität führen.    Wie oben erwähnt ist jede Kategorie zu einer der wichtigsten Komponenten oder Teilsystemen einer PV‐Anlage  zugeordnet und ist von einem Buchstaben identifiziert, der den Aspekt zeigt, auf welchen sich die Abbildungen  beziehen:     “C” für die Bauarbeiten;   “S” für die Tragstrukturen;   “W” für Anschlußkästen und Verkabelung;   “G” für den Photovoltaik‐Bereich oder Generator;   “I” für die Inverter;   “M” für Überwachungseinrichtungen und Routinen;   “O” für diese anderen Aspekte, die nicht in den anderen Kategorien behandelt werden.      Für  schnellen  und  klaren  Akzent  der  vorgestellten  Situation  werden  die  folgenden  Symbole  mit  jeder  der  Abbildungen verknüpft:   

 

Für gute Praktiken 

Für schlechte Praktiken      Gelegentlich  wird  ein  weiteres  Symbol  in  diesen  Situationen  verwendet,  die  sich  nicht  als  gute/schlechte  Praktiken klassifiziert werden können, aber wo es einige Verbesserungen möglich sind.     

Nicht für gute/schlechte Praktiken;  Situationen, die verbessert werden können                    7  

 

     

               3. Gute und schlechte Praktiken.   

 

 

           

 

 

              3.1. Bauarbeiten.   

 

 

   

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C1 

Machbarkeitsstudie und ursprüngliche Planung  Tests  müssen  durchgeführt  werden,  um  das  Fundament  zu  Bodeneigenschaften  anzupassen.  Von grundlegender Bedeutung ist die Durchführung von einer Machtbarkeitsstudie des Grundstücks, auf dem  die PV‐Anlage installiert wird. Die Ziele einer solchen Studie wären es, die Eigenschaften des Geländes vor der  Auswahl  der  Fundamente  zu  bestimmen,  welche  Auswahl  durch  die  mechanischen  Zwänge  und  die  Bodenqualität  ermittelt  wird.  Die  Fundamente  müssen  sich  an  die  Auswirkungen  von  Gewicht  und  Wind  anpassen  (nach  den  entsprechenden  Eurocode‐Normen).  Diese  Studie  würde  auch  die  Möglichkeit  von  unnötigen Arbeiten eliminieren.    Jede  Art  von  Fundament  (Betonfundament,  Pfahl,  Minipfahl,  etc.)  ist  auf  bestimmte  Bodentypen  geeignet.  Flachfundamente,  wie  Betonfundament,  sind  für  kompakten  und  stabilen  Boden  (wie  z.B.  Steine,  Aggregate)  geeignet. Tieffundamente, wie Pfähle und Minipfähle, passen an nicht kompakten Boden an, da dieser anfällig  für  jahreszeitliche  klimatische  Schwankungen  (wie  z.B.  expansive  Tone,  Gebiete  in  der  Nähe  von  Grundwasserspiegel)  sind.  Abbildungen  1  bis  3  zeigen  einige  Situationen,  in  denen  diese  Vorstudie  durchgeführt wird.   

  Abbildung 1.    

 

 

  Abbildung 2.                

 

  Abbildung 3.    

 

      13     

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C2 

Machbarkeitsstudie und ursprüngliche Planung  Hindernisse müssen während der Anfangsplanungsphase identifiziert werden.  Eine Anfangsstudie der relativen Positionen der Tracker, Gebäude, Zäune, Wände usw. muss auch durchgeführt  werden,  um  spätere  Änderungen  an  diesen  Elementen,  was  zur  Erhöhung  der  entgültigen  Kosten  der  Bauarbeiten führt, zu vermeiden.    Die untenstehenden Abbildungen zeigen die Folgen der schlechten Anfangsstudie; auf Abbildungen 4, 5 und 6  ist  der  Schatten  des  Überwachungssystems  oder  einer  Wand  zu  sehen,  welcher  Schatten  über  dem  Modul  geworfen  ist. Andererseits  zeigen  Abbildungen  7  und 8 Trackers,  die  eingeschränkt  sind,  um  ihre horizontale  Position zu behalten. Aber sie können nicht durch den vollständigen Trackingbereich wegen der unmittelbaren  Nähe eines Gebäudes oder einer Wand gehen.     

  Abbildung 4.  

 

  Abbildung 5. 

  Abbildung 6. 

 

 

  Abbildung 7.  

  Abbildung 8.  

 

        14     

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C3 

Allgemeine Organisation  PV‐Anlage muss mit einem Zaun oder einer Wand umschlossen sein.  Dieses Element der Anlage hat zwei Ziele: die Anlage vor Diebstahl zu schützen und, noch wichtiger, als eine  Barriere  für  Schutz  gegen  Stromschlag  durch  Sicherstellung  einer  angemessenen  Distanz  zwishen  Personal  außerhalb  der  Anlage  und  der  Liveelektrischen  Ausrüstung  innerhalb  der  Anlage  zu  dienen.  Schlechte  Installation des Zauns oder Beckenendlage im Zaun werden ihn unbrauchbar machen.    Abbildung  9  zeigt  eine  gute  Zauninstallation,  die  den  Zutritt  einiger  kleinen  wilden  Tieren,  aber  nicht  von  Menschen, erlaubt (Sieh auch Abbildung 227 – Praktik O2, Seite 126). Andererseits zeigen die anderen Bilder  verschiedene Fehler in den Zaun. Der Zaun, der auf Abbildung 10 zu sehen ist, hat eine geeignete Lücke unten  auf  der  rechten  Seite,  aber  auf  der  linken  Seite  ist  diese  groß  genug,  um  den  Zutritt  eines  Menschen  zu  erlauben. Ähnliches wird in Abbildung 11 dargestellt, aber dismal befindet sich die Lücke im oberen Seite des  Zauns. Schließlich zeigt Abbildung 12 ein Loch in dem Zaun, was bedeutet, dass der Zaun seine Funktion nicht  erfüllen kann.   

 

  Abbildung 9.    

 

 

 

 

  Abbildung 11.    

  Abbildung 12.    

    15     

 

  Abbildung 10.    

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C4 

Allgemeine Organisation  Einen Plan oder eine Karte der Anlage wird benötigt, um jedes Element in der PVAnlage zu  finden.  Wenn eine Beschilderung zu den Trackern (Abbildung 14), Strukturen (Abbildung 15), Pfade (Abbildung 16) und  Gebäude hinzugefügt wird, können diese leichter gefunden werden.   

 

  Abbildung 13.   

  Abbildung 14.   

 

  Abbildung 15.   

              16     

 

  Abbildung 16.   

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C5 

Dränage und Wasserschutz  Fundamente  und  Dränagesysteme  müssen  so  entworfen  sein,  um  Überschwemmungen  unterzubringen.  Wasser  kann  zur  Erosion  und  Erdrutsche  führen,  welche  die  Betonfundamente  ohne  Bodenunterstützung  lassen  können,  was  in  Abbildungen  17  und  18  gezeigt  wird,  oder  können  auch  Bruch  verusachen,  wie  in  Abbildung 19 dargestellt wird. Der Bruch von Betonfundament kann zu einer Trennung der Strukturen führen,  was die Möglichkeit für Bruch des PV‐Moduls als Folge haben kann (Abbildung 20).     

  Abbildung 17.  

  Abbildung 18.  

 

 

 

  Abbildung 19.    

Abbildung 20.    

                    17     

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C6 

Dränage und Wasserschutz  Dränagesysteme müssen passend für Extremereignisse sein und vorschriftsmäßig gewartet  werden.  Das  Fehlen  von  richtigem  Dränagesystem  kann  Grundlagen,  Wege  und  Gebäude  in  Dämme  verwandeln  und  führt zu Überschwemmungen, wie es in Abb. 21 und 22 gezeigt ist.   

 

  Abbildung 21.    

 

  Abbildung 22. 

  Die Kanäle des Dränagesystems müssen klar sein, damit das Wasser leichter fließt (Abbildung 23). Andernfalls  könnte Anhäufung von Vegetation, Steinen, Sand usw. Die Dränagekanäle blockieren und Überschwemmungen  verursachen (Abbildung 24).   

  Abbildung 23.  

  Abbildung 24.  

 

 

 

 

  18   

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C7 

Dränage und Wasserschutz  Service‐Gebäude müssen wasserbeständig sein.  Die Service‐Gebäude, die Inverter, Transformatoren, Überwachungssysteme und andere Ausrüstung behalten,  müssen wasserbeständig sein, um elektrische Störungen und Schäden an Geräten zu vermeiden. Die Gebäude  müssen wasserdicht sein und alle Möglichkeiten für das Eindringen von Wasser müssen abgedichtet sein, um  die Integrität zu sichern (Abbildung 25). Wasser kann nicht in das Gebäude eindringen, da das Loch abgedichtet  ist und die Kabel sind trocken und sauber (schwarz) gelassen. Im Gegensatz dazu zeigen Abbildungen 26 und  27,  wie  das  Wasser  aufgrund  eines  Leckes  durch  das  Dach,  bzw.  durch  den  Boden  und  das  Fundament  ins  Gebäude  eingedringt  hat.  Abbildung  28  zeigt  Beweise  von  Überschwemmungen,  da  die  Kabel  mit  Schlamm  verschmutzt sind, was nach der Verdampfung des Wassers zu beobachten ist. Das ist darauf zurückzuführen,  dass  die  Eingänge  des  Gebäudes  nicht  abgedichtet  wurden,  was  zum  Wassereindringen  durch  die  Rohren  geführt hat. Dies wird bei der auf Abbildung 25 dargestellten Installation vermieden.     

 

  Abbildung 27.  

 

    Abbildung 28.    

  19     

 

  Abbildung 26.    

  Abbildung 25.    

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C8 

Dränage und Wasserschutz  Kabeleinführungen in Gebäuden müssen wasserbeständig sein.  In  BIPV  Installationen  müssen  Kabeleinführungen  in  Gebäuden  wasserdicht  sein,  andernfalls  kann  Wasser  eindringen.  Im  Gegensatz  zu  Abbildung  29  müssen  die  Rohreinführungen  auch  abgedichtet  sein.  Neben  der  Abdichtung  der  Rohre  oder  Schläuche  können  andere  Techniken  verwendet  werden.  Als  Vorteil  kann  das  Wassertropfen‐Prinzip für Einführungen an einer senkrechten Wand mit einer Kabelkrümmung unterhalb des  Eingangs (Abbildung 30) oder für gekrümmte Hülsen als Einführungen auf einem horizontalen Dach betrachtet  werden.   

  Abbildung 29.    

 

                                                        20     

 

  Abbildung 30.    

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C9 

Dränage und Wasserschutz  Türen der Servicegebäude müssen wasser‐ und schmutzbeständig sein.  Türen sollten die Geräte und Anlagen im Inneren des Gebäudes beschützen, sie müssen korrosionsbeständig  sein und müssen blockiert werden, wenn sie offen sind, um Schäden durch Windböe zu vermeiden. Andernfalls  können Türen vorzeitig abgebaut werden, um sie von der Erfüllung ihrer beabsichtigten Funktion zu schützen.    Abbildung 31 zeigt Türscharniere, die oxidiert werden, mit verbogenem rechtem Scharnier. Das ist Beweis für  Schäden  aufgrund  einer  Windböe,  weil  diese  Türen  kein  Blockiersystem  besitzen.  Das  kann  eventuell  zu  weiteren Schaden der Tür führen, wenn sich die Situation wiederholt.    Im Gegensatz dazu hat die Tür in Abbildung 32 ein ordnungsgemäßes Blockiersystem und ist perfekt geschützt  gegen Oxidation.     

 

  Abbildung 31.   

 

Abbildung 32.   

 

 

                        21     

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C10 

Kabel  Kabelträger müssen während der Konstruktionsphase geschützt werden.  Die  nächsten  Bilder  zeigen  den  Fall  einer  PV‐Anlage,  in  der  sich  die  Kabel  in  den  Trägern  auf  dem  Boden  (Abbildung 33) befinden. Leider sind diese Träger nah zu Dränegakanälen und während der Konstruktion der  Kanäle  wurde  es  das  Fleißen  von  Beton  in  den  Kabelträgern  (Abbildungen  34  und  35)  erlaubt.  Der  Beton  erreichte auch die Kabel, die sich in diesen Trägern befanden. Das könnte die Eigenschaften der Kabelisolierung  und  Ummantelungen  oder  andere  Abdeckung  als  Ergebnis  einer  chemischen  Reaktion  mit  dem  Zement  degradieren.  Als  Folge  senken  seine  Isolationseigenschaften  oder  sogar  sein  externer  Widerstand  gegen  Umgebungsbedingungen  (hohe  oder  niedrige  Temperaturen,  Regen,  Frost  usw.),  obwohl  diese  Kabel  für  den  externen Gebrauch entworfen wurden.           

  Abbildung 33.    

 

 

  Abbildung 34.        

  Abbildung 35.    

 

 

 

  22     

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C11 

Kabel  Kabel müssen in Kabelträgern platziert werden.  Abbildung  36  zeigt  stromführenden  Kabel  von  den  Anschlusskästen  an  den  Inventor  in  einer  bestimmten  Installation. Das ist gefährlich für die Personen, da man wegen der Art der Kabelmontage über Kabel stolpern  könnte. Damit man in der Lage ist, eine Lokalisation zu machen und bestimmte Leiterbahnen zu verfolgen und  Stolperfälle zu vermeiden, die Kabelträger sollen so verwendet werden, wie es zuvor in Abb. 33 (Praktik C10,  Seite 22) gezeigt ist.     

  Abbildung 36.    

                                23     

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C12 

Kabel  Unterirdische Kabel sollten durch starre Schläuche oder Leitungen geschützt werden.  Unterirdische Kabel profitieren vom zusätzlichen Schutz gegen mechanische Beschädigungen. Allerdings sollten  die Kabel nicht direkt in den Gräben angeordnet werden, da sie durch die Füllung im hinteren Teil beschädigt  werden können. Außerdem sind einige Kabelmänteln aus organischem Material (z. B. Pflanzenöl) hergestellt,  das von Nagetieren oder Maulwürfen gegessen oder beschädigt warden könnte. Zusätzlich ermöglichen Kanäle  oder Leitungen einfachen Austausch der Kabel bei Bedarf.    Im  dargestellten  in  Abb.  37  Fall  sind  die  Kabel  zwischen  den  Anschlusskästen  und  den  Invertern  direkt  im  Boden.  Eine  bessere  Lösung  wäre  die  Lokalisierung  der  Kabel  in  Schläuchen  oder  Röhren,  damit  sie  von  Feuchtigkeit  und  von  Landtieren  geschützt  werden,  die  Schaden  oder  vorzeitigen  Abbau  der  Kabel  und  übermäßige Leckströme oder Versagen verursachen können.   

  Abbildung 37.  

 

 

  Es ist auch die Verwendung von verschiedenen Schläuchen ratsam zum Schutz der Strom‐und Signalkabel. Auf  diese Weise wird jeder Eingriff von den Stromkabeln bis zu den Signalkabeln vermieden.                        24       

3.1. Bauarbeiten.   

 

C13 

Kabel  Unterirdische Kabel sollten sich unterhalb des Gefrierpunktstiefe befinden.  Schützengräben  zu  unterirdischen  Kabeln  sollten  tief  genug  sein,  da  die  Kabel  unter  dem  Gefrierpunktstiefe  sein  müssen.  Hohe  Temperaturdifferenzen  verursachen  Variation  in  der  Kabellänge  und  das  kann  zu  Beschädigungen der Kabel führen, wenn das Dehnen stark ist. Eine Bezugnahme ist für die Landesvorschriften  und Konstruktionsnormen für weitere Informationen über die minimale Tiefe der Kabel notwendig.    Abbildungen  38  und  39  zeigen  zwei  Schützengräben  in  der  gleichen  Anlage.  In  diesem  Bereich  ist  die  Gefrierpunktstiefe 60 Zentimeter (die Gefrierpunktstiefe ist ortsspezifisch). Die Kabel in Abb. 38 sind nicht vor  Einfrieren geschützt, weil die Grabentiefe nicht ausreichend ist. Auf der anderen Seite ist die Tiefe des Grabens  in Abb. 39 ausreichend und daher sind diese Kabel kaum zu Dehnung ausgesetzt.     

Weniger als 60 cm 

Mehr als 60 cm 

 

  Abbildung 39.    

  Abbildung 38.    

                                                25     

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C14 

Schächte und Kammern  Schächte und Kammern müssen richtig installiert werden.  Abbildungen  40  und  41  zeigen  Schäden  in  der  Installation  von  Schächten  oder  Kammern  und  damit  ist  der  Schutz durch den Schacht verloren. Das erlaubt das Eindringen von Wasser, Schmutz, Staub oder Nager in die  Schacht und von dort in den Rohren, die mit der Schacht (da diese Rohre am Boden des Schachtes platziert und  unverschlossen sind) verbunden sind.   

  Abbildung 40.    

 

  Abbildung 41.    

      Abb. 42 und 43 zeigen die richtige Konstruktion und Installation von Schächten oder Kammern. Der durch das  Manloch garantierte Schutz verhindert das Eindringen von Material oder Nagetieren. Es gibt auch einen Spalt  zwischen dem Boden des Schachts und der Eintrittsstelle der Rohre und die Rohre selbst sind abgedichtet.   

  Abbildung 42.    

  Abbildung 43.    

      26     

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C15 

Schächte und Kammern  Schächte sollten über dem Boden für zusätzlichen Schutz erhöht werden.  Manchmal  sind  Schächten  oder  Kammern  gebrochen,  weil  schwierige  Maschinen,  wie  es  in  Abb.  40  (Praktik  C14,  Seite  26)  auf  sie  gefahren  sind.  Eine  gute  Möglichkeit,  das  vermieden  zu  werden,  ist  das  Erhöhen  des  Niveaus der Schächte oder Kammern mit einigen Zentimetern vom Boden, wie es in Abb. 44 und 45 gezeigt ist.  Weitere Möglichkeit ist die Vermeidung von Installation von Schächten auf Wegen oder anderen Routen durch  schwere Maschinen, die diese Schäden verursachen können.     

  Abbildung 45.    

  Abbildung 44.    

                                                      27     

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C16 

Unterstützende Dächer  Die Tragstrukturen müssen in einem guten Zustand sein.  In  BIPV‐Anlagen  ist  sehr  wichtig  die  Prüfung  des  Zustandes  und  der  Qualität  des  Daches,  auf  welchem  der  Generator  platziert  werden  muss.  Eine  Untersuchung  des  Zustandes  des  Daches  vor  der  Installation  der  Tragstrukturen und PV‐Module ist notwendig. Solche Anlagen werden bis zu 25 Jahren auf diesem Platz sein.  Deshalb muss man sich sicherstellen, dass das Dach in dieser Zeitperiode nicht repariert oder ersetzt werden  muss.  Die  Dächer  in  Abbildungen  46  und  47  sind  passend  für  die  BIPV  Installation,  bis  die  Dächer  in  den  Abbildungen  48  und  49  repariert  werden  müssen.,  bevor  PV‐Arraystruktur  und  Module  installiert  werden  können. Stehendes Wasser auf einem Flachdach ist auch ein Problem, das vor der Installation von BIPV zu lösen  ist, weil es zusätzliches Gewicht auf dem Dach verursacht und einen Abbau bewirkt.     

  Abbildung 46.   

    Abbildung 47.   

 

 

  Abbildung 48.   

28     

 

 

  Abbildung 49.   

   

 

 

3.1. Bauarbeiten.   

 

C17 

Unterstützende Dächer  Das  Gesamtgewicht  der  PV‐Anlage  (Struktur  +  Ballast  +  Module)  muss  unterhalb  der  maximalen  durch  das  Dach  verträglichen  Belastung  (einschließlich  Sicherheitsabstände)  bleiben.    Das  Gesamtgewicht  der  Anlage  (Strukturen,  Ballast  und  Module)  muss  unterhalb  der  maximalen  durch  das  Dach tolerierten Belastung bleiben. Das muss Sicherheitsabstände enthalten,weil die bewirkte von der neuen  Installation mechanische Belastung durch die intermittierenden Belastungen wegen Schnee und Wind auf dem  Dach  erweitert  wird.  Diese  Sicherheitsabstände  (Grenzzustand  und  Gebrauchstauglichkeit,  wie  sie  in  den  Eurocode‐Normen  definiert  sind)  sollten  von  einem  spezialisierten  Ingenieurbüro  berechnet  werden.  Für  die  Installation von BIPV sollte die Dachkonstruktion verstärkt sein, falls es notwendig ist, wie in Abb. 50.     

 

  Abbildung 50.    

                                29    

 

 

 

 

 

 

              3.2. Tragstrukturen.   

 

 

       

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S1 

Erdung der Strukturen  Alle Metallteile der Strukturen müssen geerdet werden.  Die  gute  Erdung  schützt  Menschen  und  elektronische  Geräten  vor  Leckströme.  Alle  Metallteile  der  Tragstruktur,  auch  diejenigen,  bei  denen  keinen  direkten  Kontakt  hergestellt  werden  kann,  da  sie  von  nicht  leitendem  Material  voneinander  getrennt  sind,  müssen  verbunden  oder  verklebt  sein  und  dann  geerdet  werden.  Das  wird  gemacht,  um  Menschen  gegen  elektrischen  Schlag  im  Fall  von  Störungen  oder  eines  Gewitters  zu  schützen  (Abbildungen  51  und  52).  Andernfalls  können  die  nicht  geerdeten  Komponenten  gefährliche Spannungen relativ zum Boden erreichen. Dies könnte mit der Post in Abbildung 53 aufgrund der  schwarzen Isolierschicht passieren.         

  Abbildung 51. 

 

 

  Abbildung 52. 

 

       

Isolierschicht   

  Abbildung 53. 

 

        33     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S2 

 Erdung der Strukturen  Erdungsleitern müssen eindeutig identifiziert werden.  Der  geerdete Verbindungsleitung  auf Abbildung  54  ist  in der  Tragstruktur  eingeschraubt,  um den Schutz  von  Menschen  durch  elektrischen  Schlag  zu  gewährleisten.  Allerdings  ist  die  Leitung  geschnitten  und  der  Schutz  wird verloren.    Es  empfiehlt  sich  solche  Leitungen  zu  verwenden,  die  sich  deutlich  von  den  Stromkabeln  für  die  geerdeten  Strukturen unterscheiden. Der Erdleitung kann einen blanken Draht sein, wie in Abbildung 52 (Praxis S1, Seite  33) gezeigt ist oder kann eine Abdeckung aus einer anderen Farbe, in der Regel gelb oder grün, haben, wie in  Abbildung 70 (Praxis S10, Seite 42) dargestellt ist.   

  Abbildung 54.   

                          34     

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S3 

Montage von PV‐Modulen  PV‐Module  sind  in  der  Regel  mit  Klammern  an  den  Längskanten  fixiert.  Befestigung  der  PV‐Module  auf  den  kurzen  Kanten  kann  für  bestimmte  Modelle  und  unter  bestimmten  Bedingungen erlaubt werden.  PV‐Module  sind  in  der  Regel  mit  Klammern  an  den  Längskanten  (Abbildung  55)  fixiert.  Befestigung  der  PV‐ Module  auf  den  kurzen  Kanten  (Abbildung  56)  kann  für  bestimmte  Modelle  und  unter  bestimmten  Bedingungen erlaubt werden. Allerdings verringert diese Praxis die Fähigkeit, mit klimatischen Belastungen wie  Wind  und  Schnee  umzugehen.  Die  maximale  Belastung  durch  extreme  meteorologische  Bedingungen  hängt  von dem Standort der Anlage und von der unmittelbaren Umgebung ab und soll mit der zulässigen Belastung  der Module verglichen werden. In der Regel ist diese im Bereich von 2400 Pa bis 5400 Pa.     

  Abbildung 55.   

 

  Abbildung 56.   

 

        Klemmen müssen symmetrisch angeordnet werden, um großen Abstand zwischen dem Befestigungspunkt des  PV‐Moduls  und  der  Kanten  zu  vermeiden  und  eine  bessere  Befestigung  der  Module  an  der  Struktur  zu  erreichen, wie auf Abbildung 56 im Gegenteil zu Abbildung 57 gezeigt ist.   

  Abbildung 57.   

 

  Es  ist  wichtig,  die  PV‐Modulinstallationsanleitung  für  zusätzliche  Informationen  über  die  Installation  und  geeignete Befestigungspunkte zu verweisen.                  35     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S4 

Montage von PV‐Modulen  Klemmen müssen entsprechend ihrer Spezifikationen verwendet werden.  Auf  Abbildungen  58  bis  61  werden  die  PV‐Module  an  der  Tragstruktur  mit  Klemmen  fixiert,  die  zur  Unterstützung  von  PV‐Modulen  entworfen  sind.  Diese  Klemmen  vermeiden  Beschattung  sowie  elektrische  Korrosion,  aber  sie  müssen  perfekt  zu  den  PV‐Modulrahmen  passen  (d.h.  die  Dimensionen  der  Klemmen  müssen  mit  dem  PVModul  übereinstimmen)  und  sie  müssen  richtig  gespannt  sein  ,um  gute  Befestigung  zu  erreichen, wie auf Abbildungen 58 und 59 gezeigt ist. Ansonsten können sich die Module als Folge der hohen  Windlasten, wie in den Anlagen auf Abbildungen 60 und 61 dargestellt ist, ablösen.   

  Abbildung 59.   

  Abbildung 58.   

 

 

         

 

 

36     

 

  Abbildung 61.   

  Abbildung 60.   

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S5 

Montage von PV‐Modulen  Klemmen müssen mit der Größe und der Form der Module übereinstimmen.  Im  Gegensatz  zu  den  vorherigen  Bildern  zeigen  Abbildungen  62  und  63,  wie  die  Module  wirkungslos  an  der  Tragkonstruktion befestigt sind. Die verwendeten Klemmen sind nicht ausgerichtet und stimmen mit der Form  der PV‐Module nicht überein (Abbildung 62) oder sie sind in den Lücken zwischen den PV‐Modulen nicht richtig  installiert,  da  die  Scheiben  an  das  Modul  nicht  richtig  anpassen  (Abbildung  63).  Dies  kann  leicht  durch  Windlasten oder Wärmeausdehnung abgelöst werden.     

  Abbildung 62.   

 

  Abbildung 63.   

 

                          37     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S6 

Montage von PV‐Modulen  Tragstrukturen müssen zu den Modulrahmen passen.  In  Abbildung  64  ist  das  PV‐Modul  nicht  in  geeigneter  Weise  montiert,  da  die  Tragstruktur  nicht  zu  dem  PV‐ Modul passt. Es wird gebogen und von einem Gewindestahl falsch gehalten. Das PV‐Modul kann bei starkem  Wind abgelöst oder sogar irreversibel geschädigt werden. Wie es zuvor gesagt wurde, müssen die Tragstruktur  und Klemmen an die Dicke des Moduls anpassen.    Auch  ist  die  Schraubenlänge  zu  groß  und muss  eine  richtige  Länge  haben,  damit  Verletzungen  des Personals  vermieden werden.     

  Abbildung 64.   

                        38     

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S7 

Steifigkeit von Tragstrukturen  Tragstrukturen und Verbindungsstellen müssen starr sein.  Wie  in  Abbildung  65  gezeigt  wird,  müssen  die  Tragstrukturen  auf  einer  starren  Weise  befestigt  werden,  um  Verlust der Form zu vermeiden. Um zwei Strukturen zu befestigen, sind kleine Stangen verwendet, aber sie sind  nicht  stark  genug,  um  diese  gerade  zu  halten.  Abbildung  66  zeigt  den  richtigen  Weg,  um  sie  zu  befestigen,  indem ein perfekt passendes Stück die beiden Strukturen gerade hält, Stärke auf die gesamte Struktur ausübt  und eine Deformation in der Zukunft verhindert. Diese Art von Befestigung kann als thermischer Kompensator  verwendet  werden,  wenn  sie  nur  auf  einer  Seite  befestigt  ist.  Es  sollte  darauf  geachtet  werden,  dass  kein  Festigkeitsverlust der Struktur jedoch eintritt.   

 

 

Abbildung 65.   

 

Abbildung 66.   

        39     

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S8 

Zusammenbau von Tragstrukturen  Alle Teile der Struktur müssen richtig zusammengesetzt werden.  Der Abstand zwischen der Innenstruktur (Kippachse) und der externen Struktur (Orientierungsachse) ist an den  gegenüberliegenden  Seiten  auf  Abbildung  67  unterschiedlich.  Es  ist  aufgrund  einer  fehlerhaften  Verbindung  zwischen  den  Strukturen  entstanden,  da  sie  nicht  senkrecht  sind.  Als  Folge  davon  haben  die  verschiedenen  Reihen der Vordergrundstruktur auf Abbildung 68 (die rechte Reihe) nicht die gleiche Neigung. Tatsächlich hat  der Effekt dieses Fehlers (ein kleiner Fehler auf der Neigung) fast keinen Einfluss auf den Betrieb der PV‐Anlage  oder  auf  der  Produktion  von  Endenergie.  Es  hat  nur  eine  visuelle  Wirkung.  Dennoch  könnte  die  richtige  Befestigung der Strukturen die gleiche Neigung der Reihen und somit eine harmonischere Aussicht erreichen,  wie bei der PV‐Anlage in der Mitte der Abbildung 68 zu beobachten ist.                                                       

 

  Abbildung 67. 

 

 

  Abbildung 68.            40     

 

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S9 

Zusammenbau von Tragstrukturen  Alle Teile der Struktur müssen miteinander passen.  In Abbildung 69 passen die Stücke der Tracker‐Struktur nicht richtig. Als Folge davon, wenn sie befestigt sind,  muss  einer  von  ihnen,  sich  zu  verformen,  um  einen  guten  Halt  zu  bekommen.  Diese  Modifikation  der  ursprünglichen  Form  des  Stücks  kann  zu  schneller  Abbau  der  gesamten  Struktur  führen.  Dies  reduziert  die  allgemeine Stärke der Struktur.   

  Abbildung 69.   

                                41     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S10 

Materialkompatibilität  Alle Materialien, die in den Strukturen verwendet werden, müssen kompatibel sein.  Die  metallischen  Materialien  der  PV‐Modulrahmen  in  den  Tragstrukturen  wie  Schrauben,  Muttern,  Unterlegscheiben  usw.  müssen  kompatibel  sein.  Manche  Materialien  sind  nicht  kompatibel  und  sollten  nicht  ohne  die  richtige  Trennung  in  Kombination  verwendet  werden.  Andernfalls  kann  galvanische  Korrosion  auftreten, wenn unkompatible Materialien in Kontakt sind, wie Aluminium und rostfreier Stahl, was in Abb. 70  gezeigt ist.     

  Abbildung 70.   

                          42     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S11 

Resistenz gegen Außenklimabedingungen  Strukturen  müssen  gegen  Außenklimabedingungen  (Regen,  Salz,  niedrige  Temperatur,  Sonnenlicht) beständig sein.  Die  Strukturen  müssen  aus  Edelstahl  gefertigt  oder  gegen  Abbau  (hauptsächlich  Oxidation)  mit  einer  Behandlung, wie Galvanisieren oder spezielle Lackierung geschützt sein. Die Festigkeit der Strukturen konnte  mit  der  Zeit  verringert  werden,  wenn  der  Schutz  nicht  richtig  ist.  Abbilgungen  71  bis  77  zeigen  Beispiele  für  gute  und  schlechte  Praktiken.  In  Abbildungen  71  bis  75  wurde  kein  galvanisierter  oder  lackierter  Schutz  angewendet oder es wurde falsch gepflegt. Abbildungen 76 und 77 zeigen, wo der richtige Schutz angewendet  wurde. Trotzdem, obwohl sie lackiert oder kalt galvanisiert sind, müssen sie überwacht und repariert werden,  wenn es erforlerlich ist, bevor der Abbau erkennbar wird.   

 

  Abbildung 71.     

  Abbildung 72.   

 

  Abbildung 73.           

 

 

 

   

  Abbildung 74.   

  Abbildung 75.   

 

         

 

  Abbildung 76.   

 

  Abbildung 77.   

    43     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S12 

Resistenz gegen Außenklimabedingungen  Strukturen  müssen  gegen  Außenklimabedingungen  (Regen,  Salz,  niedrige  Temperatur,  Sonnenlicht) beständig sein.  Tragstrukturen  sind  nicht  immer  aus  Metallwerkstoffen  hergestellt.  Es  können  auch  andere  Materialien  wie  Holz  verwendet  werden.  Holz  muss  lackiert  sein,  um  gegen  die  Umwelteinflüssen  beständig  zu  sein.  In  Abbildung  78  ist  das  Holz  nicht  behandelt  worden  und  es  wird  leicht  degradieren,  ausfallen  und  die  Anlage  beschädigen.   

  Abbildung 78.   

                                                44     

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S13 

Resistenz gegen Außenklimabedingungen  Befestigungssysteme  müssen  die  thermische  Ausdehnung  aller  Systemkomponenten  ermöglichen.  Die  Befestigungssysteme  müssen  die  thermische  Ausdehnung  aller  Systemkomponenten  (Längs‐und  Quer‐ Erweiterung) ermöglichen. PV‐Module oder Verbindungselemente wie Schrauben und Muttern, zum Beispiel,  können versagen, falls das Montagesystem diese Erweiterung nicht ermöglicht.    Im  Falle  der  longitudinalen  thermischen  Ausdehnung,  ist  typisch  die  Verwendung  von  Kompensatoren  mit  einem maximalen Abstand von 6 bis 10 Metern zwischen zwei aufeinanderfolgenden Gelenken (Abbildung 79).  Sie  sollten  so platziert  werden,  dass  sich die  Struktur  ohne  zusätzliche  mechanische  Belastung  (z.  B.  Gelenke  sollten sich nicht in einem starrem Dreieck befinde, wie in Abbildung 80) erweitern könnte.      Der maximale Abstand  zwischen zwei  Dehnungsfugen ist ca. 6m  Dehnungsfuge

 

  Abbildung 79.    Der Winkel kann  belastet werden.

 

 

Dehnungsfuge

  Abbildung 80.       Im Falle der transversalen Dehnung beinhaltet eine typische Lösung das Einfügen von Zwischenräumen alle 10  bis 15 m, wie es in Abbildung 81 gezeigt ist.           

 

Abbildung 81.        45     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S14 

Resistenz gegen Außenklimabedingungen  PV‐Anlagen  auf  Flachdächern  sollen  zusammen  gruppiert  oder  blockiert  durch  Stopper  sein.Falls  das  nicht  der  Fall  ist,  sie  können  sich  in  Richtung  der  Neigung  dank  der  aufeinanderfolgenden thermischen Ausdehnungen bewegen.  Im Falle der BIPV Anlagen können einige Tragstrukturen nicht starr auf dem Dach fixiert werden, da es Gefahr  von  Beschädigung  der  wasserdichten  Schicht  besteht.  Daher  müssen  sie  durch  Gruppieren  benachbarter  Strukturen  blockiert  werden,  welche  auf  entgegengesetzten  Hängen  platziert  sind,  wie  es  in  Abbildung  82  gezeigt ist durch Hinzufügen von Stoppern, z. B. an Brüstungen.     

  Abbildung 82.   

                    46     

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S15 

Resistenz gegen Außenklimabedingungen  Platzierte  PV‐Bereiche  auf  Flachdächern  müssen  die  thermische  Ausdehnung  der  Tragstruktur ermöglichen.  In  BIPV‐Anlagen  muss  die  ursprüngliche  Dichtung  des  Daches  geschützt  werden.  Es  muss  eine  Schnittstelle  zwischen  dem  Dach  und  den  Tragstrukturen  und  dem  Ballast  installiert  werden.  Diese  Schnittstelle  muss  flexibel sein, weil die thermische Ausdehnung von Aluminiumtragstrukturen deutlich höher als die Ausdehnung  des typischen eingesetzten bei Flachdächern wasserdichten Abdeckungsmaterials ist. Auf diese Weise wird die  Scherspannung  zwischen  der  Struktur  und  dem  Dach  reduziert.  Weitere  Merkmale,  die  diese  flexible  Schnittstelle  für  die  Lebensdauer  der  Anlage  erreichen  müssen,  sind:  beständig  gegenüber  UV‐Licht  und  Wetter, chemische Neutralität für das Dach und die Struktur, hoher Reibungskoeffizient für die Gewährleistung  der Stabilität der Tragstruktur auf dem Dach (s. auch Abbildung 84 – Praktik S16, Seite 48).     

  Abbildung 83.     

                                    47     

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S16 

Resistenz gegen Außenklimabedingungen  Platzierte  auf  Flachdächern  ohne  starre  Fixiersysteme  Tragstrukturen  müssen  aufgrund  mechanischer Belastung durch Wind auf der PV‐Module ballansiert werden.  Als  Folge  der  Schwierigkeiten  bei  den  fixen  Tragstrukturen,  die  fest  an  Dächern  sind,  müssen  zusätzliche  Gewichte (oder Ballast) zu Vorbeugung der Verschiebung und Beschädigungen der PV‐Module durch Wind (das  Segel‐Effekt)  verwendet  werden.  Der  erforderliche  Ballast  muss  gemäß  der  Eurocode‐Normen  berechnet  werden.     

  Abbildung 84.   

                              48     

 

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S17 

Resistenz gegen Außenklimabedingungen  PV‐Anlagen  auf  Dächern  müssen  schnelle  Wasserableitung  bei  starkem  Regen  ermöglichen.  Schlecht konstruierte PV Tragstrukturen könnten als kleine Dämmen bei starkem Regen betrachtet werden. Es  ist  so,  da  es  sich  eine  bedeutende  Menge  von  Regenwasser  und/oder  Schmutz  auf  dem  Dach  sammelt.  Das  Wasser  ist  zusätzliches  Gewicht,  das  nicht  vorhersehbar  die  Struktur  beschädigen  kann.  Die  Tragstrukturen  sollten  schnelle  Entwässerung  im  Fall  von  starkem  Schauern  ermöglichen,  wie  es  in  Abbildungen  85  und  86  gezeigt ist.   

  Abbildung 85. 

  Abbildung 86. 

                                            49     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S18 

Schutz von Vegetation  PV‐Module müssen von Vegetation geschützt sein.  Die Strukturen der Abbildungen 87 bis 89 sind auf so einer Höhe, dass niedrige Vegetation die niedrigsten PV‐ Module gelangen kann. Als Ergebnis davon wirft die Vegetation Schatten über den Panels, was die Produktion  der  Anlage  sinkt  und,  schlimmstenfalls,  kann  den  Abbau  der  PV‐Module,  verursachend  Hot  Spots  (s.  Abbildungen  141  bis  143  –  Praktik  G10,  Seite  80),  beschleunigen.  Eine  Anordnung  der  Struktur  in  einer  größeren  Höhe  würde  diese  Situation  vermeiden.  Bei  entsprechender  Überwachung  der  Anlage  könnte  die  Vegetation  geschnitten  sein,  bevor  sie  zu  den  Modulen  gelangt.  Diese  Option  ist  in  Abbildung  90  gezeigt.  Es  muss auf die richtige Pflege geachtet werden, damit man sicher ist, dass der Bodeninstandhaltung, Ausrüstung  mit rotierenden Klingen oder String nicht in der Lage ist, die Projektion von kleinen Steinen zu verursachen, was  die PV‐Module beeinträchtigen könnte. 

  Abbildung 87.   

 

  Abbildung 88.   

 

 

  Abbildung 89.   

  Abbildung 90.   

   

 

50     

 

3.2. Tragstrukturen.   

 

S19 

Sicherheit der Mitarbeiter  Alle Strukturelemente sollten eindeutig identifiziert werden.  Die Liegeplätze und Spanner der Tracker sollten entsprechend unterzeichnet sein. Andernfalls könnten sie nicht  sichtbar  sein und das  Instandhaltungspersonal  könnte  beim  Laufen  rund  um die  PV‐Anlage  versehentlich  mit  denen kollidieren.   

  Abbildung 91.     

                   51    

 

 

    

 

 

               3.3. Anschlußkästen.     

     

3.3. Anschlußkästen.   

 

W1 

Kennzeichnung von elektrischen Bauteilen  Alle  aktiven  elektrischen  Komponenten  müssen  mit  angepassten  Aufklebern  identifiziert  werden.  Die  Kästen  in  den  Abbildungen  92  bis  94  haben  feste  Aufkleber  mit  Warnung  für  Risiko  von  elektrischem  Schlag. Das ist wichtige Information, welche die Leute alarmiert, dass es Live‐Steckverbinder, Stromschienen,  Sicherungen  und  andere  elektrische  Komponenten  in  den  Boxen  platziert  sind.Das  alarmiert  das  technische  und  Instandhaltungspersonal,  dass  vor  dem  Öffen  des  Kästens  vorbeugende  Maßnahmen  getroffen  werden  müssen.   

 

  Abbildung 93.    

 

 

 

  Abbildung 92.  

Abbildung 94.  

 

 

                              55   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W2 

Wasserbeständigkeit der Anschlußkästen  Anschlußkästen sollten der ordnungsgemäßen Ingress Protection Bewertung (Schutzart) je  nach den Umgebungsbedingungen einhalten.    Abbildungen  95  bis  101  zeigen  Beispiele  für  Anschlußkästen,  die  die  ursprüngliche  Schutzart  (IP  Grad)  oben  IP43  (IPXY:  "X"  wird  in  Bezug  auf  den  Schutz  gegen  das  Eindringen  von  festen  Fremdkörpern  verwendet,  "Y"  wird in Bezug auf den Schutz gegen das Eindringen von Wasser verwendet) haben. Obwohl die Originalkästen  diesen  Vorschriften  entsprechen,  kann  eine  nicht  kompetente  Installation  den  Grad  des  Schutzes  drastisch  reduzieren.    Wie es in Abb. 95 gezeigt ist, ist der Anschlussboxen gebohrt worden, um einen Zugang für das Kabel geliefert  werden  zu  können.  Jedoch  wurde  der  überschüssige  Raum  nicht  richtig  abgedichtet  und  so  können  Schmutz  oder Wasser in den Kasten reindringen. Das führt zum Verlust der ursprünglichen IP Grad.    Abbildung 96 zeigt, dass der Kastendeckel verformt ist und der Kasten nicht geschlossen werden kann. Daher  ist  der  IP  Grad  verloren.  Das  ist  Folge  dieses  Fehlers  und  Fremdkörper  oder  Wasser  können  in  den  Kasten  reindringen.   

 

 

Abbildung 96. 

Abbildung 95.   

                     

 

   

 

 

56   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W3 

Wasserbeständigkeit der Anschlußkästen  Anschlußkästen sollten der ordnungsgemäßen Ingress Protection Bewertung (Schutzart) je  nach den Umgebungsbedingungen einhalten.  In Abbildung 97 ist das Rohr, das das Kabel führt, nicht fest fixiert zu der Dichtbuchse und Wasser oder andere  Werkstoffe,  die  ins  Rohr  reinkommen  können  und  vorzeitig  das  Kabel  und  die  Verbindungen  im  Kasten  beeinträchtigen können. Abbildung 98 zeigt die richtige Weise für die Füllung der Rohre und der Stopfbuchsen.    Abbildungen von 99 bis 101 zeigen einen Kasten mit einem befestigten Aufkleber von der Außenseite, welcher  besagt,  dass  die  IP‐Grad‐Schutz  IP65  ist.  Das  heißt,  totaler  Schutz  gegen  Staub  und  gegen  Wasser  mit  einer  Düse aus allen Richtungen. Jedoch sind Stopfbuchsen nicht installiert und daher können Staub oder Wasser von  dem Unterboden in den Kasten eindringen.   

 

 

 

 

Abbildung 97. 

Abbildung 98. 

 

 

 

 

 

 

  Abbildung 99.     

 

  Abbildung 100.   

Abbildung 101.     

  57   

 

 

3.3. Anschlußkästen.   

 

W4 

Wasserbeständigkeit der Anschlußkästen  Kabel, die in den Anschlußkästen reinkommen, müssen richtig installiert und abgedichtet  werden.  Kabel, die in Anschlußkästen oder in einer Anschlussdose reinkommen, müssen sich durch eine Stopfbuchse in  die  richtige  Querschnittsfläche  bewegen,  das  Eindringen  von  Feuchtigkeit  oder  Wasser  in  den  Kasten  verhindert. Wenn Stopfbuchsen so installiert sind, dass die Kabel von der Oberseite in den Kasten reinkommen,  ist  die  Wahrscheinlichkeit  für  Eindringen  von  Wasser  oder  Feuchtigkeit  höher.  Deshalb  muss  die  Gummidichtung  in  einem  einwandfreien  Zustand  sein  und  die  Mutterdichtungen  müssen  ausreichend  festgezogen  werden.  Andernfalls  könnte  Wasser  oder  Feuchtigkeit  in  den  Kasten  reindringen,  wie  es  in  Abbildung 102 gezeigt ist. In dieser Abbildung sind die metallischen Bahnen oxidiert und die Abdeckung weiß,  was beweist, dass Wasser in Kasten eingedrungen ist    Die beste Möglichkeit ist, um die Kabelverschraubungen an den Seiten oder der Boden der Box zu installieren,  um das Risiko der Eintritt von Wasser oder anderen Partikeln zu reduzieren (Abb. 103).      Oberseite    des Moduls    Oberseite des Moduls 

Oberseite des Moduls Anschlussbuchse  Anschlussbuchse 

Oberseite des Moduls 

Anschlussbuchse 

 

    Abbildung 103. 

Abbildung 102.   

 

                       

 

 

58   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W5 

Wasserbeständigkeit der Anschlußkästen  Türen und Abdeckungen müssen gegen Chemikalien (Fett und andere) beständig sein und  wenn  sie  offen  sind,  müssen  sie  blockiert  werden,  um  Schäden  durch  Windböen  vermieden zu werden.  Die Türen und Abdeckungen der Anschlusskästen müssen das Eindringen von Wasser oder Boden verhindern  und Kabel und elektronische Geräte schützen. Sie müssen beständig oder geschützt von Abbau durch Wasser  oder Fett sein. Abbildung 104 zeigt Kästen, die von Reaktion zwischen Fett und dem Kastenbestandswerkstoff  beschädigt sind. Die Türen oder die Abdeckungen müssen blockiert werden, wenn sie offen sind, um Schäden  durch Windböen (Abbildung 105) vermieden zu werden. Andernfalls können die Kästen vorzeitig degradieren,  sich verschlechtern und ihren Inhalt ungeschützt lassen (Abbildung 106).     

 

    Abbildung 104.   

    Abbildung 106. 

Abbildung 105.   

 

 

 

  59   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W6 

Qualität der Verbindungen  Alle  Steckverbinder  müssen  korrekt  gekräuselt  und  befestigt  sein,  um  eine  Überhitzung  vermieden zu werden.  Andere  Situation,  bei  deren  Schalter  oder  Kabel  überhitzen  oder  verbrennen  können,  ist,  wenn  die  Leitung  nicht  richtig  mit  dem  Verbindungsstecker  durch  die  Befestigungsschraube  (oder  wenn  die  Leitung  schlecht  gekräuselt an den Klemmen sind) endverbunden sind. Die thermografische Bilder zeigen zwei unterschiedliche  Situationen. In Abbildung 107 ist das Kabel nicht richtig mit der Befestigungsschraube endverbunden und der  elektrische Kontakt ist schlecht. Diese schlechte Verbindung kann auch einen internen Lichtbogen verursachen.  Als Folge davon ist die Temperatur höher als erwartet (in diesem Fall mehr als 30°C höher als die benachbarten  Kabel).  Das  erhöht  Verkabelungsverluste  und  das  Risiko  von  Feuer.  Wenn  es  ein  gutter  Kontakt  gemacht  ist,  haben alle Leitungen (mit dem gleichen Querschnitt und Strom) die gleiche Temperatur, wie in Abbildung 108.  Eine  gute  Praktik,  um  sicherzustellen,  dass  die  Bolzen  /  Schrauben  ordnungsgemäß  befestigt  sind,  ist  ihre  Versiegelung  wie  in  Abbildung  109  (gelber  Siegel).  Nur  eine  Sichtprüfung  ist  notwendig,  um  eine  lose  Befestigung identifiziert zu werden (s. auch Abb. 189 –Praktik I8, Seite 102 ‐ und Abb. 190 Praktik I9, Seite 103).  Diese  Verifizierung  muss  jedes  Jahr  während  der  regulären  Instandhaltung  durchgeführt  werden,  da  Temperaturschwankungen Lösen der Bolzen oder Schrauben verursachen können.     

 

  Abbildung 107. 

Abbildung 108. 

 

 

 

   

 

 

 

  Abbildung 109. 

60   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W7 

Tempraturkontrolle in den Kästen  Kästen  müssen  gekühlt  und  /  oder  beheizt  werden,  wenn  sie  temperaturempfindliche  elektronische Komponenten enthalten.  Wenn  ein  Kasten  elektronische  Geräte  und  thermische  Schalter  enthält,  ist  es  wichtig  zu  prüfen,  ob  Kühlen  oder  Erwärmen  des  Kastens  erforderlich  ist,  wie  die  Praktik  mit  Computerausrüstungen  ist.  Manche  Geräte  werden  nicht  richtig  bei  sehr  niedrigen  oder  hohen  Temperaturen  funktionieren  oder  werden  einfach  abgeschaltet,  wenn  ein  Schwellenwert  erreicht  ist.  Um  das  vermieden  zu  werden,  können  Temperatursensoren, Heizungen und Lüfter installiert werden, wie es in Abbildung 110 gezeigt wird.     

  Abbildung 110.   

                              61   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W8 

Sicherungen und Sicherungshalter  Sicherungen  müssen  ordnungsgemäß  überdimensioniert  werden,  um  eine  Überhitzung  und vorzeitiger Abbau vermieden zu werden.  Die  verwendeten  in  dieser  PV‐Anlage  Sicherungen  sind  für  bis  zu  12  amps  entwickelt,  wie  es  in  Abb.  111  zu  sehen ist, während die PV‐Anlage unter Standard‐ Testbedingungen (STC der globalen Bestrahlungsstärke von  1000  W/m2  und  Zelltemperatur  von  25°C)  liefert.  Aktuelle  Werte  von  über  12  Ampere  können  an  sonnigen  Tagen  mit  einigen  Wolken,  die  als  kleine  Lichtkonzentratoren  wirken,  errreicht  werden.  Unter  diesen  Bedingungen  würden  einige  Sicherungen  die  Schaltung  recht  häufig  trennen.  Auch  können  Sicherungen  die  Sicherungshalter  überhitzen,  die  schnell  in  den  ersten  Jahren  nach  der  Installation  degradieren  können.  Abbildung  111  zeigt  einen  Sicherungshalter,  der  nur  nach  2  Jahren  gelb  geworden  ist.  Die  Installation  von  höhen  bewerteten  Sicherungen  vermeidet  diesen  vorzeitigen  Abbau  und  pflegt  die  Halter  in  der  Nähe  ihres  ursprünglichen  Zustands  (Abbildung  112).  Darüber  hinaus  kann  diese  Verschlechterung  der  Sicherungshalter  aufgrund  der  hohen  Temperatur  von  Sicherungen  einen  Kurzschluss  zu  seinen  benachbarten  Halter  verursachen und möglicherweise zu einem Brand führen, wie es im Kasten in Abbildung 113 geschehen ist. Eine  bessere  Praktik  ist  die  Nutzung  von  Sicherungen  nahe  dem  doppelten  Strom,  den  sie  unter  STC  durchführen  müssen, um unerwünschte und häufige Betätigung zu vermeiden.      

 

 

 

  Abbildung 112. 

Abbildung 111.   

 

 

 

 

  Abbildung 113.   

62   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W9 

Sicherungen und Sicherungshalter  Jeder einzelne String muss wenigstens durch eine Sicherung geschützt sein.  Der  Anschlusskasten  in  Abbildung  114  hat  Sicherungshalter  für  jede  einzelne  Leitung.  Das  ist  die  richtige  Methode  der  Installation.  Diese  Methode  ermöglicht,  dass  die  Verbindungen  von  den  Stromschienen  zu  den  parallelen Arrays völlig von Verbindungskabeln isoliert und sicher gehandelt werden. Sicherungen sind nur in  dem  positiven  Pol  des  Sicherungshalters  enthalten;  der  negative  Pol  enthält  eine  zylindrische  Leitung  ("Dummy"‐Sicherung).  Auf  diese  Weise  wird  jeder  String  bei  hohen  Strömen  geschützt  und  die  Anzahl  der  Sicherungen,  die  erforderlich  ist,  ist  doppelt  reduziert.  Somit  ist  Ortung  von  defekter/durchgebrannter  Sicherung und die Kosten für den Anschlusskästen sind reduziert.    Hinweis: Wenn die Sicherungshalter mit dem "Dummy" (oder real) Sicherungen nicht enthalten sind und durch  überbrückende  Leitungen  ersetzt  sind,  kann  die  zugehörige  Schiene  nicht  von  diesem  Pol  des  PV‐Generators  isoliert werden.   

 

  Abbildung 114.     

                    63   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W10 

Sicherungen und Sicherungshalter  DC‐Komponenten  wie  Sicherungshalter  müssen  nicht  geöffnet  sein,  wenn  DCStromkreise  eingeschaltet sind.  Eine  sehr  schlechte  Praktik  beinhaltet  die  Eröffnung  eines  Sicherungshalters  unter  Belastung.  Das  schafft  ein  ernstes Risiko von Stromschlägen und Zerstörung von Ausrüstung. DC‐Stromkreise müssen stromlos sein, bevor  jeder  Eingriff  vorgenommen  wird.  Abbildung  115  zeigt  die  Folge  der  Eröffnung  einer  Sicherung  mit  dem  Gleichstrom von etwa 40 Amperen. Ein elektrischer Lichtbogen zwischen den Seiten der Sicherung verursacht  Feuer im Kasten, was zur Zerstörung des Anschlusskastens führt. Sicherungen sind eine Form von Protektion,  die  nicht  unter  Belastung  geöffnet  werden  können  und  deshalb  sind  spezielle  belastungsunterbrechende  Schalter verwendet, die entworfen sind, Schaltung unter Last zu öffnen (siehe nächste Seiten).   

 

  Abbildung 115.     

                      64   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W11 

Kabel und Komponenten  Kabel in Anschlusskästen sollten korrekt angeordnet und nicht zu lang sein.  Die Kabel sollten ordentlich in Anschlusskasten angeordnet sein und die Länge der Kabel sollte etwas länger als  die benötigte Länge zur Erleichterung von Reparaturen, die erforderlich werden könnten. Die Bediener sollten  in  der  Lage  sein,  schnell  jedes  Kabel  im  Falle  eines  Fehlers  zu  identifizieren.  Abbildung  116  zeigt  einen  Anschlusskasten  in  dem  unzureichende  Sorgfalt  bei  der  Verkabelung  getroffen  wurde  und  wo  die  Kabel  ungeordnet  und  mit  übermäßiger  Länge  sind.  Daher  ist  es  schwierig,  einen  Kabelsatz  zu  finden.  Diese  Anordnung erhöht auch die Verkabelungsverluste und die endgültigen Kosten für die Installation.   

 

  Abbildung 116.   

 

                                65   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W12 

Kabel und Komponenten  Kabel  und  Stromschienen  verschiedener  Pole  sollten  ordnungsgemäß  weit  voneinander  entfernt sein.  Abbildung  117  zeigt,  dass  die  aktive  Kabel  von  den  positiven  und  negative  Anschlüssen  der  Module  in  den  Anschlusskasten durch die rechten und linken Seiten undeutlich reingehen. Als Ergebnis passieren Kabel hinter  den  positiven  und  negative  Schienen.  Aufgrund  von  Vibrationen  und  Temperaturschwankungen  kann  kontinuierlicher  Kontakt  zwischen  Kabelleitungen  und  Kupferschienen  im  Laufe  der  Zeit  die  Kabelisolierung/‐ mäntel  beschädigen  und  Kurzschlüsse  verursachen.  Eine  bessere  Lösung  wäre  gewesen,  alle  Kabel  von  den  positiven Anschlüssen durch eine Seite des Anschlusskastens und die negativen durch die gegenüberliegende  Seite  zu  verbinden.  Das  ist  ein  sicheres  Design,  weil  es  in  positiven  und  negativen  Kabeln  resultiert  und  Stromschienend  adäquat  getrennt  sind.  Das  ist  vergleichbar  mit  den  roten  und  blauen  Kabeln,  die  durch  die  Grundplatte des Anschlusskastens in Abbildung 120 (Praktik W14, Seite 68) reingehen.   

Pluspol Kabel fast in  Kontakt  mit  dem  Minuspol  Bus  (und  umgekehrt) 

 

  Abbildung 117.   

                    66   

3.3. Anschlußkästen.   

 

W13 

Kabel und Komponenten  Anschlusskästen müssen alle notwendigen Elemente enthalten.  Abbildungen  118  und  119  zeigen  die  primären  und  sekundären  Anschlusskästen  jeweils  einer  PV‐Anlage.  Sie  sind  ordnungsgemäß  beschriftet,  um  die  Gefahr  eines  elektrischen  Schlags  zu  warnen.  Die  Kabel  sind  ordnungsgemäß  in  den  Kästen  angeordnet  und  jedes  einzelne  Kabel  ist  auch  mit  einem  einzelnen  Etikett  identifiziert. Wenn alle elektrischen Komponenten ordnungsgemäß mit Etiketten gekennzeichnet sind, sind die  Möglichkeit  für  falsche  Verbindungen  erheblich  reduziert.  Sicherungshalter  sind  in  beiden  aktiven  Pole  für  jedes  Kabel  sowie  Überspannungsleitungen,  die  erforderlich  sind,  um  elektronische  Geräte  zu  schützen,  installiert.  Positive  und  negative  Stromschienen  sind  mit  Etiketten  gekennzeichnet  und  adäquat  mit  einem  methacrylite Blatt getrennt, um direkten Kontakt zu vermeiden. Es gibt auch Etikettenwarnung vor der Risiko  eines elektrischen Schlages.    Dennoch  können  drei  Verbesserungen  vorgenommen  werden  (siehe  Abbildung  120  ‐  Praktik  W14,  Seite  68).  Erstens,  es  gibt  kein  Datenblatt  zum  Detail  von  der  Lage  von  Modulen  und  Strings,  die  in  diesem  Kasten  verbundene Dienstleistungen zu erbringen. Zweitens, in dem primären Kasten sind die positiven und negativen  Leitungen  von  Modulen  mit  zu  unzureichender  Trennung  nahe  Kurzschlüsse  zu  vermeiden  und  es  gibt  Risiko  von  direktem  Kontakt  bei  einem  Fehler  des  Sicherungshalters  oder  Kabelbewegung.  Drittens,  in  dem  sekundären  Kasten  gibt  es  keinen  belastungsunterbrechenden  Schalter,  was  erforderlich  für  die  Trennung  unter Last ist. Trotz dieser möglichen Verbesserungen sind diese Kästen sehr nah zu der optimalen Anordnung.   

 

 

Abbildung 119. 

Abbildung 118. 

 

 

 

 

 

              67   

 

3.3. Anschlußkästen.   

 

W14 

Kabel und Komponenten  Anschlusskästen müssen alle notwendigen Elemente enthalten.  Der  gezeigte  in  Abb.  120  Kasten  entspricht  den  oben  beschriebenen  Verbesserungen.  Es  gibt  eine  Karte,  die  eindeutig  die  Orten  der  mit  dem  Kasten  verbundenen  PVModule  zeigt.  Positive  und  negative  Kabel  werden  einfach  durch  Farbe  identifiziert  und  werden  angemessen  voneinander  getrennt,  um  Kurzschlüsse  oder  Störungen  zu  vermeiden  und  eine  sichere  Einstellung  zu  ermöglichen.  Schließlich  gibt  es  belastungsunterbrechenden Schalter (das grau/weiße Gerät auf der rechten Seite des Kastens), der die Öffnung  der  Schaltung  unter  Belastung  erlaubt.  Die  einzige  Verbesserung,  die  zu  diesem  Kasten  gemacht  werden  könnte,  ist  das  Einschließen  der  Sicherungshalter  auch  in  den  negativen  Kabel,  was  zum  Ermöglichen  der  Isolierung der einzelnen Strings an beiden Polen (siehe Abbildung 114‐Praktik‐W9, Seite 63 – und Abbildungen  118 und 119 ‐ Praktik W13, Seite 67) führt.     

  Abbildung 120.   

                                68   

 

              3.4. Photovoltaikfeld.   

     

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G1 

Qualität und Integrität der Module  Die  Effekt  der  Lichtinduzierten  Degradation  (LID)  muss  in  den  Produktionsprognosen  berücksichtigt werden. 

Effizienz [%] 

Defekte in Solarzellen und PV‐Modulen während des Herstellungsprozesses können zu anschließenden Abbau  der PV‐Panelleistung führen. Nach ein paar Jahren (oder sogar Monaten oder Wochen) von PV‐Modul‐Betrieb,  können versteckte Mängel in Solarzellen erscheinen. Einer dieser Mängel ist Lichtinduzierte Degradation (LID).  Es  geht  um  eine  Reaktion  zwischen  Sauerstoffatome  (vorliegend  als  Rest  im  Siliziumkristallgitter)  und  Boratomen (aus Silizium Dotierung), die eine Reduktion in der Nennleistung von typischerweise zwischen 1%  bis 4% verursacht. Das kann nach den ersten Stunden der Exposition der PV‐Module zur Sonneneinstrahlung  auftreten. Dieser Effekt ist typisch für p‐Typ‐Zellen, die mit Bor dotiert sind und kann nicht vermieden werden  (n‐Typ‐Zellen  sind  nicht  durch  den  Deckel  berührt).  Daher  muss  dieser  Abbau  bei  der  Vorhersage  der  Panelleistung berücksichtigt werden, wie es in Abb. 121 gezeigt ist.      LID‐Effekt  THEORETISCHE EFFIZIENZKURVEN

Die Praxis ist, die reduzierte  Leistungskurve (blau) für die  Produktionsprognose zu  berücksichtigen 

Zeit [Jahre]   Abbildung 121.                                  71   

 

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G2 

Qualität und Integrität der Module  Herstellergarantie sollte die durch PID auf PV‐Module verursachten Schäden einschließen.  Ein  weiterer  Mangel  ist  Potential  Induced  Degradation  (PID).  Je  nach  Zelltyptechnologie  und  Verkapselungsmaterial kann die Migration von Na+ von der Glasoberfläche Reduzierung der Leistung PV‐Modul  verursachen. Hersteller von PV‐Modulen sollten Alterungsprüfungen in einem Testlabor durchführen, um die  Empfindlichkeit ihrer Produkte zu bestimmen. Die Garantie des PID‐Moduls sollte die durch PID verursachten  potenziellen Schäden einschließen. Abbildung 122 zeigt das Elektrolumineszenzbild eines Moduls, der stark von  PID bewirkt ist. Die komplett schwarzen Zellen sind die durch PID überbrückten Zellen. Dieses Phänomen kann  in  installiert  PV‐Module  bei  Erdung  des  Minuspoles  des  Inverters  mit  galvanisch  getrennten  Invertern  verhindert  werden  (falls  betroffene  Module  traditionelle  Siliziummodule  sind,  andere  Arten  von  Modulen  könnten Erdung des Pluspoles brauchen). Externe Systeme können die Auswirkungen der PID reduzieren, aber  ihre  Effizienz  muss  noch  bestätigt  werden.  Die  Implementierung  einer  solchen  Korrekturlösung  sollte  durch  einen spezialisierten Ingenieurbüro validiert werden.   

 

  Abbildung 122.    

                          72   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G3 

Qualität und Integrität der Module  PV‐Module  müssen  vor  Stößen  und  Erschütterungen  geschützt  werden,  um  Mikrorisse  vermieden zu werden.  Die  PV‐Module  müssen  frei  von  Mikro‐  oder  Makrorisse  sein.  Mikrorisse  werden  durch  Vibrationen  und  Erschütterungen erstellt und können die Leistung der PV‐Module im Laufe der Zeit verringern. Sie sind in der  Regel mit bloßem Auge unsichtbar und erfordern Elektrolumineszenztests, um nachgewiesen zu werden. Diese  sind durch die dunklen Bereiche in Abbildung 123 angezeigt. Schlechte Handhabung oder Transport nach der  Herstellung der Module können diese Mikrorisse auf ursprünglich mangelfreien Module verursachen.             

 

 

  Abbildung 123.   

  Diese Mikrorisse können anfänglich möglicherweise keinen direkten Einfluss auf die Energieerzeugung haben.  Aber  sie  können  Hot  Spots  innerhalb  der  Module  entwickeln,  die  unerwartete  hohe  Temperaturen  (möglich  über  100ºC)  in  den  ersten  Monaten  des  Betriebs  erreichen  könnten.  Diese  hohen  Temperaturen  können  Zerbrechen der Glasabdeckung als Folge von Stress durch thermische Ausdehnung verschiedener Materialien  (Abb. 124) verursachen.   

 

  Abbildung 124.   

  73   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G4 

Qualität und Integrität der Module  PV‐Module müssen zum Vermeiden von Rissen und Schäden an den Modulen transportiert  und installiert werden.  Macro‐Risse  treten  normalerweise  auf,  bevor  die  PV‐Panele  auf  Tragstrukturen  beim  Bau  montiert  sind.  Oft  treten diese Brüche auf, wenn PV‐Module aus ihren Schutzverpackungen genommen und unvorsichtig gelagert  werden, so wie es in Abb. 125 und 126 gezeigt ist. Um das Risiko von Makrorissen zu begrenzen, empfiehlt es  sich, dass die Module in ihrer Verpackung gelagert werden, bis sie an der Tragstrukturen befestigt sind.   

 

 

Abbildung 126. 

Abbildung 125.   

   

                                                      74   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G5 

Qualität und Integrität der Module  PV‐Module müssen regelmäßig um mögliche Schäden überprüft werden.  Andere Mängel, die in PV‐Modulen in den ersten Monaten oder Jahren des Betriebs gefunden werden können,  sind  Gelbfärbung  (Abb.  127)  und  Schneckespuren  (Abb.  128).  Manchmal  (aber  nicht  immer  wie  die  tatsächlichen  Auswirkungen  noch  nicht  quantifizieren)  reduzieren  diese  Mängel  die  Leistung  der  PV‐Module  und  die  Energieproduktion.  Es  müssen  regelmäßige  Inspektionen  vor  Ort  zum  Überprüfen  der  PV‐Module  durchgeführt  werden.  Die  regelmäßigen  Inspektionen  suchen  Ersatz  für  diejenigen,  die  nicht  den  Qualitätsstandard vom Hersteller entsprechen.                Abbildung 127.     

 

 

          Abbildung 128.     

 

 

                          75   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G6 

Trackers und Orientierung  Trackers müssen richtig orientiert sein.  Eine  alternative  Möglichkeit  für  Maximierung  der  Ausgabe  von  Energie  aus  einer  PVAnlage  ist  durch  die  Montage von PV‐Modulen auf Trackern. Die Panels sind standing orientiert in der optimalen Richtung in Bezug  auf  die  Sonne.  Demzufolge  erhalten  sie  mehr  Sonnenstrahlung  als  statische  PV‐Modulen.  Um  die  Energieproduktion zu maximieren, müssen die Tracker entsprechend zu der Sonne orientiert sein. Andernfalls  stellen sie nicht das Beste aus der Tracking‐Einrichtung dar.    In  Abbildung  129  (mit  blauem  Himmel)  scheint  es,  dass  jeder  einzelne  Tracker  unterschiedliche  Orientierung  hat. Deshalb kann nur ein Teil korrekt orientiert zu der Sonne sein. Das bedeutet, dass eine Anzahl der Trackern  zusätzliche  Leistungsverluste  aufgrund  der  Tatsache,  dass  die  Platten  nicht  senkrecht  zur  Sonne  sind,  hat.  In  Abbildung 130 sind nur drei Strukturen nicht richtig orientiert, aber dieser Fehler verursacht auch zusätzliche  Verluste  durch  Schatten  über  den  Hintentrackers.  In  beiden  Situationen  muss  die  Tracking‐Routine  überarbeitet  werden,  um  diese  zusätzlichen  Verluste  vermieden  zu  werden  und  die  Synchronisation  aller  Trackern sichergestellt zu werden.   

 

 

  Abbildung 129. 

 

Abbildung 130.   

      Die  Abbildungen  131  und  132  zeigen  Trackern,  die  entsprechend  orientiert  zu  der  Sonne  sind.  Es  gibt  kleine  oder keine Abweichungen zwischen Trackern und damit funktionieren die Tracking‐Routinen ordnungsgemäß.   

 

 

  Abbildung 131. 

Abbildung 132.   

    76   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G7 

Trackers und Orientierung  Für die Orientierung der Trackers können einfache Werkzeuge verwendet werden.  Es reicht ein einfacher Blick auf die relative Position der Tracker, um fehlerhafte Tracking zu erkennen (wie es in  den  vorigen  Abbildungen  gezeigt  ist).  Eine  genauere  Methode  ist  die  Verwendung  eines  einfachen  selbstgemachten  Gerät,  wie  die  Abbildungen  133  bis  135  zeigen.  Wenn  es  auf  einem  PV‐Modul  von  einem  Tracker  platziert  ist,  zeigt  der  Schatten  durch  die  Schraube  auf  den  Tisch,  ob  der  Tracker  richtig  funktioniert  oder nicht. Je kleiner der Schatten, desto besser ist die Trackingroutine.   

 

 

 

Abbildung 134. 

Abbildung 133. 

 

   

             

   

  Abbildung 135.                 

77   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G8 

Platzierung der Module und Beschattung  Entfernung  zwischen  PV‐Modulen  muss  groß  genug  sein,  um  Schattierung  zwischen  den  Reihen vermieden zu werden.  Schattierung ist ein Phänomen, das nicht nur in tracking PV‐Anlagen, sondern auch in statischen Installationen  vor  Konstruktionsbeginn  berücksichtigt  werden  muss.  Der  Abstand  zwischen  den  Reihen  muss  so  groß  sein,  dass  die  Schattierung  zwischen  den  PV  Reihen  minimalen  Einfluss  auf  die  Leistung  in  Bezug  auf  die  Energieerzeugung hat. Die Leistung kann reduziert werden, falls die Zeiletrennung und die Zeileneigung nicht  korrekt berechnet sind. Abbildung 136 zeigt, dass im Winter mittags (die kritische Zeit für die Beschattung in  statischen Installationen wenn die Sonne tiefer am Himmel ist) die vorderen Strukturen einen Schatten auf den  Platten  hinter  ihnen  werfen  können,  falls  der  Abstand  zwischen  den  Reihen  unzureichend  ist.  Die  Abbildung  137  zeigt  eine  Anlage,  wo  es  richtige  Abstände  zwischen  den  Reihen  gibt  und  wo  es  als  Ergebnis  keine  Schattierung zwischen aufeinander folgenden Zeilen gibt.   

 

  Abbildung 136.   

Abbildung 137.   

        Offensichtlich  gibt  es  einen  Zusammenhang  zwischen  Zeiletrennung,  Flächennutzung  und  Produktivität.  Je  größer der Abstand, desto größer ist die erforderliche Fläche für eine bestimmten PV‐Anlage, aber zur gleichen  Zeit  wird  es  weniger  Schattierung  und  höhere  Produktivität  geben.  Entsprechende  Simulationswerkzeuge  helfen bei der optimalen Gestaltung.                                  78   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G9 

Platzierung der Module und Beschattung  BIPV Anlagen müssen für die Vermeidung der Beschattung von Umgebung korrekt platziert  werden.  BIPV  Anlagen  sind  anfälliger  für  Beschattung  als  PV‐Anlagen.  Sie  benötigen  eine  genauere  und  detaillierte  Studie  nicht  nur  Schatten  zwischen  den  Reihen  von  PVModulen,  aber  auch  Schatten  aus  der  Umgebung,  Gebäude,  Bäume,  Fassadenelemente,  etc.  zu  berücksichtigen.  Falls  Schattenanalyse  richtig  vor  Baubeginn  durchgeführt  ist,  wird  die  Leistung  der  PV‐Anlage  nicht  beeinträchtigt  werden.  Abbildung  138  zeigt  eine  PV‐ Anlage, die auf dem Dach installiert ist. Der Effekt der oberen Installation ist nicht berücksichtigt worden, da es  während  der  Mittagsstunden  im  Sommer  Schatten  über  mehreren  Modulen  in  der  letzten  Reihe  auf  dem  unteren  Gebäude  gab.  Demzufolge  wird  die  Leistung  dieser  PV‐Anlage  reduziert,  wie  es  in  Abbildung  139  gezeigt  ist.  Dieser  Graph  zeigt  die  Wirkung  der  Teilverschattung.  Neben  der  Abnahme  der  Energieerzeugung  könnte der Inverter der falsche Maximum Power Point (MPP) finden, der weiter die Produktivität reduzieren  würde.  Um  diese  Situation  vermieden  zu  werden,  sollte  ein  Inverter  ausgewählt  werden,  der  den  gesamten  Arbeitsbereich scannen kann, um die besten MPP zu finden.    Andererseits bezieht sich die Grafik in Abbildung 140 zu einem der vorderen Strings, der frei von Schatten ist.   

 

  Abbildung 138.   

Falscher MPP 

 

 

 

Abbildung 139.   

Abbildung 140.   

        79   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G10 

Platzierung der Module und Beschattung  PV‐Module müssen sauber von Pflanzen bleiben.  Kleine Pflanzen, die auf der Unterseite der PV‐Module wachsen, reduzieren nicht nur leicht die Produktivität,  sondern auch können den Abbau der abgeschalteten Module beschleunigen. Abbildung 141 zeigt ein Beispiel  eines  Moduls,  das  von  einer  Pflanze  im  Schatten  liegt.  Demzufolge  wird  die  schattierte  Zelle  heißer  als  die  verbleibenden Zellen des Moduls (bis etwa 20 ° C aus der Thermografie in Abbildung 142). Wenn die Situation  nicht  korrigiert  wird  (durch  Schneiden  oder  Entfernen  der  Pflanze,  zum  Beispiel),  wird  diese  Zelle  schnell  abgebaut und könnte höhere Temperaturunterschiede erreichen, auch über 100 ° C. Dies würde sicherlich das  Glas auf dem Panel zerbrechen. Wenn die Pflanze geschnitten wird (Thermografie in Abbildung 143), kommt  die Zelle zurück zu seiner normalen Betriebstemperatur nach einigen Minuten (die Pflanzen oder Vegetation,  die  sich  in  der  Thermografie  Bild  erscheinen,  projizieren  keinen  Schatten  auf  dem  Modul,  da  sie  in  ihrer  Rückseite sind und sie als Referenz für eine bessere Identifizierung des Moduls sind).    Hinweis: s. auch Kommentare der Abbildungen 87 bis 90, Praktik S18, Seite 50.               Abbildung 141. 

 

 

   

 

 

Abbildung 143. 

Abbildung 142. 

 

   

             

 

 

 

 

80   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G11 

Staub, Sand und Schmutz  Reinigung der PV‐Module sollte geplant werden, um die Produktion optimiert zu werden.  Verschmutzung der PV‐Module muss berücksichtigt werden, vor allem, wenn sich eine PV‐Anlage in der Nähe  einer  Quelle  von  Staub  befindet,  wie  eine  Fabrik  oder  in  der  Nähe  von  einem  Strand  oder  in  der  Wüste.  Abhängigkeit  von  der  Umgebung  könnte  Regen  nicht  für  die  Sauberkeit  der  Oberflächen  genügend  sein.  Die  Verluste wegen Staub können bis zu 20% oder mehr reichen, wie es in Abb. 144 gezeigt ist. Diese Anlage liegt in  der  Nähe  zum  Strand.  In  diesen  Fällen  muss  eine  Reinigung  der  Module  nach  der  Ansammlung  von  Staub  geplant werden, da der Staub signifikant die Energieerzeugung reduziert. Abbildung 144 zeigt Menschen, die  die  Module  (im  Hintergrund)  reinigen.  Doch  diese  Reinigung  sollte  früher  durchgeführt  werden,  um  die  Auswirkungen  der  Verschmutzung  reduziert  zu  werden.  Chemische  Mittel  sollten  nicht  für  die  Reinigung  der  Module  verwendet  werden,  da  sie  mit  PV  Glasbeschichtungen  interagieren  können  und  sie  dauerhaft  beschädigen können.    Abbildung 145 zeigt einen weiteren Fall der Verschmutzung für eine Installation, die in der Nähe einer Reihe  von Fabriken ist.   

  Abbildung 144.             

 

 

  Abbildung 145.                 

81   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G12 

Staub, Sand und Schmutz  Reinigung der PV‐Module sollte geplant werden, um die Produktion optimiert zu werden.  Unbefestigter  oder  Feldwegen  in  der  PV‐Anlage  Installation  sind  eine  häufige  Quelle  von  Verschmutzungen.  Wenn  Autos  oder  Lastwagen  auf  diesen  Straßen  bei  hohen  Geschwindigkeiten  reisen,  heben  sie  Staub  oder  Spritzer Schlamm auf die Module. Diese Situation erhöht die Verluste wegen Verschmutzung. Deshalb sollte die  Geschwindigkeit der Fahrzeuge in der Anlage begrenzt sein. Wenn die unbefestigten Straßen in der Nähe der  Anlage  sind,  aber  nicht  ein  Teil  davon,  einen  Weg,  um  die  Verschmutzung  durch  Staub  zu  reduzieren,  ist,  Bäume oder andere Vegetation an der Grenze von der PV‐Anlage zu pflanzen.   

 

  Abbildung 146.   

 

  Abbildung 147.     

        82   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G13 

Staub, Sand und Schmutz  Die  Module  sollten  von  der  Fabrik  in  einem  sauberen  Zustand,  frei  von  Partikeln  oder  Rückstände auf der Glasoberfläche kommen.  Abbildung 148 zeigt PV‐Module, die gleichzeitig noch mit einer Silikon‐Rückstände auf der Glasplatte (Erstellen  einer  leicht  klebrigen  Oberfläche)  aus  dem  Herstellungsprozess  installiert  wurden.  Diese  Silikonschicht  ermöglicht das Haften von Staub auf der Glasoberfläche des Moduls, Erhöhung der Verschmutzung und damit  Verringerung  der  Menge  des  Lichtes,  das  die  PV‐Zellen  erreicht.  Die  Module  sollten  von  der  Fabrik  in  einem  sauberen Zustand, frei von Partikeln oder Rückstände auf der Glasoberfläche, kommen. Wenn das nicht der Fall  ist  nd  die  Module  installiert  sind,  müssen  sie  sofort  gereinigt  werden,  um  Verschmutzungensverluste  vermieden zu werden. Das Problem muss auch beim Hersteller angehoben werden, so dass das Problem gelöst  ist und ein Wiederauftreten verhindert wird.   

 

  Abbildung 148.   

                            83   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G14 

Staub, Sand und Schmutz  PV‐Anlagen  mit  einem  geringen  Neigungswinkel  müssen  häufiger  gereinigt  werden,  um  Staubablagerungen durch Verdunstung von Wasser vermieden zu werden.  PV‐Anlagen  auf  Dächern  haben  manchmal  einen  geringen  Neigungswinkel.  Das  kann  die  Ansammlung  von  Staub dort bewirken, wo sich Regen oder Wasser auf den Platten sammelt und später verdunstet. Unter diesen  Umständen setzt sich Staub auf der Oberfläche der PV‐Module in einem kleinen Bereich und einige Zellen sind  teilweise  verdeckt  (siehe  Abbildung  149  und  Abbildung  150  vergrößert).  Neben  der  damit  verbundenen  Energieverlusten,  gibt  es  die  Möglichkeit  der  vorzeitigen  Abbau  der  schattierten  Zellen  als  Ergebnis  der  Entwicklung von Hot‐Spots im Laufe der Zeit (siehe Abbildung 142‐Praktik G10, Seite 80). Dieses Problem kann  minimiert werden, wenn so installiert sind, dass die Seite mit dem breitesten Abstand zwischen den Zellen und  dem  Rahmen  an  der  Unterseite  ist.  Es  hilft  selbstverständlich  auch,  wenn  die  Platten  regelmäßig  gereinigt  werden. In jedem Fall sind Mindestneigungswinkel von mindestens 15° empfohlen.   

  Abbildung 149.   

  Abbildung 150.   

    84   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G15 

Schutz gegen Vögel  Es  sollten  Geräte  „Gegen  Vögel“  auf  der  Oberseite  der  oberen  PV‐Module  installiert  werden.  Das Installieren von Geräten „Gegen Vögel“ auf der Oberseite der oberen PV‐Module der Anlage ist eine gute  Praktik zum Erschrecken der Vögel und zum Vermeiden von Verschmutzung mit ihrem Kot. Dieses Vorgehen ist  besonders nützlich auf Tracker, wo die oberen Module so hoch sind, dass sie schwer zu reinigen sind und kann  auch in Anlagen, in denen BIPV‐Module besonders schwierig für die Reinigung sind. Die Abbildungen 151 und  152 zeigen zwei verschiedene Designs von "Gegen Vögel" Maßnahmen.               

   

    Abbildung 151.   

       

 

 

  Abbildung 152.          85   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G16 

Erden des Rahmens der Module  Jeder Modulrahmen muss selbstständig mit der Erde verbunden werden.  Um eine ordnungsgemäße Erdung erreicht zu werden, müssen die Rahmen der Module miteinander verbunden  werden  oder  mit  Erdungskabeln  entbeint,  die  durch  Schrauben  und  Muttern  auf  die  vorbereiteten  Erdungslöcher  an  den  Rahmen  befestigt  sind.  Andernfalls  könnten  die  Beschichtungen  auf  den  Rahmen  direkten  elektrischen  Kontakt  verhindern.  Einfacher  körperlicher  Kontakt  zwischen  Modulrahmen  und  der  Tragstruktur reicht nicht, um eine gute Erdung zu gewährleisten.   

 

 

 

 

Abbildung 153. 

Abbildung 154. 

 

 

 

             

 

 

  Abbildung 155.       

86   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G17 

Verbindungskabel  Stecker müssen vom gleichen Modell sein, um gute Verbindungen zu gewährleisten.  PV‐Module sind miteindaner durch Stecker verbunden, die gecrimpt als Teil des Herstellungsprozesses sind. Die  Stecker  müssen  vom  gleichen  Modell  vom  gleichen  Hersteller  sein,  um  gute  Verbindungen  zu gewährleisten.  Obwohl verschiedene Modelle Stecker anscheinend passen könnten, können sie schlechte Verbindungen intern  machen  und  auch  Lichtbögen  so  bewirken,  dass  die  Stecker  brennen  anzufangen.  Das  ist  der  Fall  in  Abbildungen 156 und 157. Die Module haben Stecker vom gleichen Hersteller. Allerdings hat ein Modul runde  Stecker  und  das  andere  Modul  hat  Clip‐Art  Stecker.  Obwohl  diese  Stecker  nicht  vollständig  miteinander  kompatibel  sind,  sind  sie  für  die  Zusammenschaltung  von  Platten  verwendet,  was  das  Risiko  von  internen  Lichtbögen erhöht (s. nächste Seite).                    Abbildung 156.       

 

 

              Abbildung 157.   

 

 

      87   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G18 

Verbindungskabel  Steckverbinder und Stecker müssen korrekt gecrimpt sein.  Es  ist  auch  wichtig,  dass  man  sich  sicherstellt  dass  die  Stecker  und  Kabel  richtig  so  gecrimpt  mit  dem  entsprechenden Werkzeug, dass stromführende Leitungen innerhalb des Steckers verbunden sind. Die Größe  der  Stecker  muss  der  Größe  der  Kabel  passen,  damit  das  Eindringen  von  Wasser  oder  Staub,  welche  die  stromführenden Leitungen und Stecker erreichen können, vermieden werden.Ansonsten, wie DCSpannungen  bis  zu  1000  V  sein  können,  wird  der  angebotene  von  den  Abdeckungen  Schutz  verloren  und  das  Risiko  von  intermittierenden  Leistungsverluste,  Leckströme  oder  Stromschlag  wird  erhöht.  Abbildung  158  zeigt  einen  falsch gecrimpten Stecker, wo die stromführende Leitung ausgesetzt ist. Die übrigen Bilder zeigen Beispiele für  schlecht  gecrimpte  Stecker.  Abbildung  159  zeigt  einen  verkohlten  Stecker  aufgrund  einer  schlechten  Verbindung. Das ist auch sehr wahrscheinlich das Ergebnis für die Stecker in Abbildungen 160 und 161, wenn  der Fehler nicht behoben ist. Das Bild und die Thermografie sind einem schlecht gecrimpten Stecker bezogen,  der  einen  schlechten  Kontakt  verursacht  hat  und,  als  Ergebnis,  eine  Überhitzung  des  Kabels  und  der  Stecker  über 100°C. Das verursacht einen Abbau des Steckers und stellt ein echtes Brandrisiko dar.   

 

  Abbildung 158. 

Abbildung 159. 

 

 

 

  Abbildung 160.   

 

  Abbildung 161.   

 

      88   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G19 

Verbindungskabel  Kabel  sollten  nicht  zu  lang  oder  zu  kurz  sein  und  sollten  nicht  ihres  eigenes  Gewicht  unterstützen.  Kabel  sollten  weder  zu  kurz  noch  zu  lang  sein,  um  guten  Betrieb  der  PV‐Anlage  zu  gewährleisten.  Kurze  Leitungen stehen unter Spannung und Stecker können beschädigt werden, wenn Kabel wegen Kontraktion bei  niedrigen  Temperaturen  gestreckt  werden  (Abb.  162).  Das  könnte  die  gleiche  Wirkung  wie  falsch  rimped  Steckverbinder verursachen, wie es in den vorherigen Abbildungen gezeigt ist.    Abbildung 162. 

Gefahr der Trennung  durch die Kontraktion 

    Auf  der  anderen  Seite,  wenn  die  Kabel  zu  lang  sind  (Abbildung  163),  können  sie  ihr  eigenes  Gewicht  nicht  unterstützen  und  sie  müssen  mit  einer  festen  Struktur  befestigt  werden  (siehe  folgende  Abbildungen).  Andernfalls  können  sich  lose  Kabel  wegen  Windböen  gegen  Gegenstände  wie  Dachziegel  oder  scharfe  Strukturen reiben, was ihre Isolation beschädigen könnte. Steckverbinder können auch infolge von Müdigkeit  wegen kontinuierlichen Schwingen und Vibrationen von Kabeln in den Wind beschädigt werden.      Abbildung 163.           

 

 

                89   

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G20 

Verbindungskabel  Kabel  sollten  nicht  zu  lang  oder  zu  kurz  sein  und  sollten  nicht  ihres  eigenes  Gewicht  unterstützen.  Um die oben beschriebenen Probleme gelöst zu werden, müssen Kabel an Unterstützungsleitungen (Abb. 164)  angehängt  werden  oder  in  Trays  (Abb.  165).  platziert.  Auf  diese  Weise  kann  eine  Beschädigung  des  äußeren  Schutzes  von  Kabeln  vermieden  werden.  Dies  gilt  auch  für  Fälle,  wo  Kabel  durch  scharfe  Strukturen  komprimiert sind, (Abb. 166), wo Kabel ihren Außenhüllenschutz (Bild 167) verloren haben oder wo Kabel so  gebogen sind, dass sie überhitzen oder brechen kann (Abbildung 168).   

  Abbildung 166.    

  Abbildung 164.  

 

 

 

Abbildung 167. 

 

  Abbildung 165. 

    90   

  Abbildung 168. 

 

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G21 

Verbindungskabel  Kabelquerschnitt  sollte  an  den  YSteckverbinders angepasst werden. 

maximalen 

Stromwerte 

stromabwärts 

des 

Die  Verwendung  von  "Y"‐Anschlüsse  kann  dazu  beitragen,  dass  die  Anzahl  der  DCAnschlusskästen  und  die  damit  verbundenen  Kosten  sinken.  Allerdings  erhöht  eine  große  Anzahl  dieser  "Y"‐Anschlüsse  das  Risiko  von  schlechten Verbindungen. Darüber hinaus sollten die endgültigen Kabel eine größere Querschnittsfläche als die  Modulleitungsverlegung  haben,  um  angemessen  bewertet  zu  werden,  damit  sie  en  gesamten  Strom  zum  Inverter tragen.   

 

  Abbildung 169. 

 

   

 

Abbildung 170.   

                                    91   

 

3.4. Photovoltaikfeld.   

 

G22 

Schutz gegen indirekte Lichteffekte in DC‐Kabeln  Kabel der beiden Phasen sollen so viel wie möglich angeschlossen sein, um die Größe der  Schleifen jedes Strings zu reduzieren.  Positive und negative DC‐Leitungen von einem PV sollten so eingebaut werden, um so weit wie möglich den  Bereich von der Schleife der Reiheverdrahtung zu reduzieren, wie in Abbildung 171 gezeigt ist. Es liegt daran,  dass  die  induzierte  Spannung  durch  die  Änderungsrate  der  magnetischen  Flussdichte  durch  die  Schleife  eingeschlossen  und  proportional  zu  ihrer  Fläche  ist.  Es  ist  möglich,  Schutzgeräte  gegen  diese  induzierte  Spannung, wie Überspannungsleitungen, verwendet zu werden. Allerdings ist es am besten, die beiliegende der  Schleife zu reduzieren, um diese induzierten Spannungen zu minimieren.   

Schlecht

Besser

 

 

 

  Abbildung 172. 

Abbildung 171.   

 

 

 

                                   92   

 

 

               3.5. Inverter.   

 

3.5. Inverter   

 

I1 

Unterstützung und Platzierung  Inverterunterstützung  muss  in  resistenten  und  nicht  brennbaren  Materialien  gebaut  werden.  Der  Inverter  muss  auf  tragenden  Wänden  platziert  werden,  die  angemessen  sind,  das  Gewicht  des  Inverters  über  ihre  gesamte  Lebensdauer  (Abbildung  173)  zu  tragen.  Das  Gewicht  des  Inverters  ist  bei  dieser  Bestimmung zu berücksichtigen, aber auch das Gewicht der On‐Board‐Transformator (wenn erforderlich) muss  beachtet  werden.  Die  Effekte  der  resultierenden  Schwingungen  müssen  auch  berücksichtigt  werden.  Diese  Geräte können erhebliche mechanische Belastungen an der tragenden Struktur verhängen. Die Träger müssen  aus nicht brennbaren Materialien gebaut werden, um Risiken von Verbrennung wegen der freigegebenen Hitze  durch  den  Inverter  zu  vermeiden.  Zum  Beispiel,  wie  in  Abbildung  174  gezeigt  ist,  wurde  der  Träger  aus  Holz  gebaut und somit wird die Brandgefahr erheblich höher.   

 

  Abbildung 173.    

 

  Abbildung 174.    

   

                                          95   

3.5. Inverter   

 

I2 

Unterstützung und Platzierung  Durch  natürliche  Konvektion  abgekühlter  Inverter  muss  senkrecht  in  gut  gelüfteten  Bereichen und mit einem Abstand von Wänden und Hindernisse platziert werden.  Beim  Betrieb  steigt  die  Temperatur  des  Inverters  deutlich.  Wenn  die  Inverter  durch  natürliche  Konvektion  gekühlt werden, müssen sie in gut belüfteten Räumen mit minimalen Abstand zu Wänden, anderen Objekten  und anderen Invertern, wie von den Herstellern abgegeben ist, aufgestellt werden (Abbildung 175). Auf diese  Weise  wird  eine  ausreichende  Luftzirkulation  zur  Abkühlung  des  Geräts  gewährleistet,  so  dass  es  richtig  funktioniert.  Die  Missachtung  dieser  Richtlinien  kann  zu  Überhitzung,  reduzierter  Effizienz  und  reduzierter  Lebenserwartung der Inverter (Abbildung 176 und Abbildung 177) führen.   

 

 

 

  Abbildung 176.      

HORIZONTALE KEIN ABSTAND 

 

Abbildung 175.    

 

  Abbildung 177.      

                        96   

3.5. Inverter   

 

I3 

Kühlung  Inverter sollen nicht ohne Genehmigung des Herstellers geändert werden.  Abbildung  178  zeigt  die  Folgen  unzureichender  Belüftung  eines  Inverters,  der  sich  in  einem  Raum  mit  begrenzter Luftzirkulation befand. Um die Belüftung zu verbessern, beschlossen die PV‐Anlagenbetreiber das  Gitter aus der Oberseite des Inverters zu entfernen. Dies verbessert die Belüftung des Inverters und somit seine  Effizienz. Jedoch ist die Wahrscheinlichkeit von Schäden an den Inverter deutlich erhöht. Der Schutz, den das  Gitter bietet dem Inverter, wurde entfernt und das Eindringen von Staub wird erhöht.    Eine bessere Lösung wäre gewesen, zum Beispiel, in dem Inverterzimmer ein Luft‐ Kreislauf‐System, bestehend  aus Fans, zu installieren.   

  Abbildung 178.    

                                  97   

 

3.5. Inverter   

 

I4 

Kühlung  Inverter  in  speziellen  Gebäuden  müssen  ordnungsgemäß  abgekühlt  werden.  Lüfter  und  Luftkanäle sollten bei Bedarf installiert werden.  Gebäude, denen Hausinverter in der Regel bei erhöhter Temperatur funktionieren, müssen aus diesem Grund  mit  eigenem  Luftzirkulationssystem  ausgestattet  sein.  Jedoch  kann  der  Luftstrom  nicht  zu  den  internen  Bereichen  des  Inverters  gelangen.  Daher  kann  die  Temperatur  im  Inneren  des  Inverters  höher  als  die  empfohlenen Werte sein, was zu einer Verringerung der Effizienz führen kann. Darüber hinaus können diese  hohen  Temperaturen  die  Aktivierung  eines  Übertemperaturalarms  und  auchso  Abschaltung  des  Inverters  verursachen.Eine  gute  Praktik  ist  das  Hinzufügen  von  Lüftern  oder  Luftzirkulationssystemen,  die  auch  die  inneren Bereiche der Inverter kühlen.    In Abb. 179 wurden Luftkanäle zu dem Invertergebäude hinzugefügt, um die erzeugte innerhalb des Gebäudes  heiße  Luft  auszustoßen.  Intern  (Abb.  180)  ist  es  zu  erkennen,  dass  diese  Luftkanäle  direkt  mit  dem  Inverter  verbunden  sind,  so  dass  die  erzeugte  im  Inneren  des  Inverters  heiße  Luft  nach  außen  übertragen  wird.  So  reduziert  sich  die  Betriebstemperatur  so  viel  wie  möglich  und  damit  werden  höhere  Leistungsfähigkeiten  erzielt.   

  Abbildung 179.      

  Abbildung 180.  

 

   

                            98   

3.5. Inverter   

 

I5 

Kühlung  Inverter müssen vor direkter Sonneneinstrahlung geschützt bleiben, um eine Überhitzung  zu vermeiden.  Wenn  die  Inverter  im  Freien  installiert  sind,  funktionieren  sie  bei  einer  höheren  Temperatur  und  somit  sinkt  ihre Effizienz, falls sie direkter Sonneneinstrahlung ausgesetzt (Abb. 181 und 182) sind. Falls Inverter nicht in  gekühlten Gebäuden untergebracht werden können und sie im Freien sein müssen, ist es empfehlenswert, dass  sie  durch  Hinzufügen  von  Dächern  geschützt  werden,  damit  sie  Überhitzung  wegen  Sonneneinstrahlung  vermeiden, wie es in Abb. 183 gezeigt ist. Idealerweise sollte der Inverter in Richtung North2 ausgerichtet sein,  um  direkte  Sonneneinstrahlung  zu  vermeiden.  Dies  gewährleistet,  dass  die  Erzeugung  von  Elektrizität  nicht  abnimmt.  Natürlich,  wenn  Inverter  im  Freien  untergebracht  werden,  muss  ihre  IP‐Bewertung  gegen  Wasser  und Staub ausreichend sein.   

 

 

 

  Abbildung 182.  

Abbildung 181.    

   

 

  Abbildung 183.    

                                                                    In der nördlichen Hemisphäre (ausgerichtet nach Süden in der südlichen Hemisphäre).

2

99  

3.5. Inverter   

 

I6 

Staub, Sand und Schmutz  Die Kühllüfter der Inverter müssen sauber und frei von Staub sein.  Manche  Inverter  besitzen  eingebaute  Lüfter  zum  Verbessern  ihres  Kühlens  und  somit  erreichen  sie  höhere  Wirkungsgrade. Allerdings bringen diese Maßnahmen nichts, wenn sie nicht richtig gepflegt werden, wie es in  der Abbildung 184 gezeigt ist. Der Raum ist voll mit Staub und die Filter des Inverterkühlers sind verstopft. Aus  diesem Grund sind die Kühlungsleistung des Inverters und die Effizienz reduziert.   

  Abbildung 184.    

                                      100   

3.5. Inverter   

 

I7 

Klemmleisten  Klemmleisten  in  Anschlusskästen  sollten  ordnungsgemäß  platziert  werden,  um  lose  Verschraubungen  zu  vermeiden.  Die  Querschnittsfläche  des  Erdungskabels  muss  mindestens 6 mm2.  Die  AC‐Kabel  in  Abbildung  185  sind  steif  und  sie  wurden  nicht  richtig  im  Inneren  der  Struktur  des  Inverters  fixiert. Da die Kabel unterschiedliche Längen haben, und einige von ihnen zu kurz sind, sind die Klemmleisten  falsch ausgerichtet und die Kabel liegen nicht gerade. Das kann eine Überhitzung durch lose Verschraubungen  (s.  Abbildung  107‐W6  Praktik,  Seite  60)  oder  sogar  Feuer  im  Inneren  des  Inverters  wegen  Lichtbögen  verursachen,  die  die  Klemmleisten  zünden  (s.  Abbildung  113‐Praktik‐W8,  Seite  62  ‐,  Abbildung  115‐Praktik  W10, Seite 64 ‐ und 159‐Abbildung Praktik G18, Seite 88).    Die Erdungskabel des Überspannungsschutzes (Überspannungsleitung) scheinen zu klein zu sein. Generell gilt,  dass  die  Querschnittsfläche  des  Erdungskabels  die  gleiche  wie  die  des  Erdungskabels  auf  der  DC‐Seite  oder  minimal 6 mm2 sein muss.   

 

  Abbildung 185.    

                                101  

3.5. Inverter   

 

I8 

Klemmleisten  Kabel und Klemmleisten müssen kompatiblen Durchmesser haben und korrekt angezogen  werden.  Abb. 186 zeigt, dass das Kabel, das in den Klemmleiste des Inverters reinkommt, eine Querschnittsfläche hat,  die  eine  größere  Terminierung  verpflichtet,  die  nicht  richtig  passt  und  nicht  durch  die  Mutter  angezogen  werden kann.    Sowohl die Klemmleisten des Inverters, als auch die Kabelanschlüsse müssen kompatibel und mit der gleichen  Größe  sein,  um  richtig  zu  passen.  Ansonsten  kann  die  Verbindung  mangelhaft  sein,  was  zu  einer  Verschlechterung, Überhitzung, Abladen und sogar zu Feuer innerhalb des Inverters führen kann.    Abbildungen  von  187  bis  189  zeigen  Verbindungsanordnungen,  wo  Kabel  und  Klemmleisten  kompatibel  sind  und richtig angezogen werden. Abbildung 188 zeigt auch eine Methacrylatplatte, die vor direktem Kontakt mit  den  aktiven  Leisten  schützt.  Die  Schrauben  werden  markiert,  um  zu  überprüfen,  ob  sich  irgendwelche  Anschlüsse nach Betriebs für einiger Zeit (s. Abbildung 109‐W6 Praktik, Seite 60) gelöst haben.   

 

 

 

 

Abbildung 186.  

Abbildung 187.  

 

 

 

 

 

 

Abbildung 189.  

Abbildung 188.    

 

       

 

 

 

 

102  

3.5. Inverter   

 

I9 

Klemmleisten  Klemmleisten  von  Invertern  sollten  Ringkernwandlersstromsensor  auf  DC‐Seite  für  Überprüfungs‐ und Leistungstests einschließen.  Abbildung  190  zeigt  einen  Inverter,  der  einen  Ringkernwandlersstromsensor  einschließt,  um  den  DC‐ Eingangsstrom  zu  messen.  Das  Ausgangssignal  vom  Sensor  wird  zur  Überwachung  des  Inverters  verwendet,  aber es kann auch zum Testen der Inverters verwendet werden. Die Verfügbarkeit und Zugänglichkeit ist eine  gute  Praktik,  weil  es  die  Überprüfung  des  Inverters  ermöglicht  und  einfach  ihre  Leistung  durch  ein  unabhängiges Labor testet.   

  Abbildung 190.  

                              103  

3.5. Inverter   

 

I10 

Umschalten der PV Installation EIN und AUS  Das Umschalten zwischen AC‐und DC‐Seite der PV‐Anlage muss in einer guten Auftragslage  erfolgen.  Wo  möglich  ist,  sollte  die  AC‐Seite  bevor  der  DC‐Seite  ausgeschaltet  werden.  Es  ist  so  wegen  Gefahr  der  Entstehung eines Lichtbogens. Der DC‐Schalter des Inverters ist in der Regel normal so entworfen, dass er die  Anwender schützt, aber er muss mit Vorsicht und nur im Falle eines tatsächlichen Notfalles verwendet werden.  Für  größere  Installationen  (und  vor  allem  mit  Niederspannung  /  Mittelspannung  Transformatoren),  müssen  spezielle operative Verfahren für die Betreiber entwickelt werden und sie müssen strikt eingehalten werden.  Normalerweise ist beim Einschalten die Reihenfolge DC‐Seite zuerst AC‐Seite am letzten. Beim Ausschalten ist  die Reihenfolge AC Seite zuerst und DC‐Seite am letzten.    Ausschalten der PV‐Anlage

 

    Abbildung 191.    

                          104  

 

              3.6. Überwachung.   

     

3.6. Überwachung.   

 

M1 

Strahlungssensor  Strahlungssensoren  müssen  in  der  gleichen  Ebene  wie  die  PV‐Module  und  ohne  Beschattung installiert werden.  Der Strahlungssensor muss in der gleichen Ebene wie die PV‐Module befestigt werden, um korrekt beleuchtet  zu werden. Es ist jeden Schatten zu vermeiden, so dass die Sonnenstrahlung in der Ebene des PV‐Generators  richtig überwacht ist.    Abbildung 192 zeigt die korrekte Installation von einem Strahlungssensor, der frei von Schatten ist. Abbildung  193  zeigt  den  umgekehrten  Fall,  wo  der  Sensor  unterhalb  der  Ebene  des  PV‐Moduls  installiert  wurde.  Infolgedessen  sind  die  Schatten  von  den  Modulen  über  den  Sensor  während  des  Nachmittags  und  die  gemessenen Werte der Strahlungsintensität falsch sind und nicht dem Erreichen der tatsächlichen Strahlung zu  den PV‐Modulen entsprechen.   

             

 

 

  Abbildung 192.    

             

 

 

  Abbildung 193.  

              107   

3.6. Überwachung.   

 

M2 

Strahlungssensor  Einige  Strahlungssensoren  können  entlang  der  PV‐Struktur  für  fortgeschrittene  Studien  gelegt werden.  Eine gute Praktik bei der Installation eines Strahlungssensors ist die Ortung oben auf der Struktur. So wird es  sichergestellt,  dass  Schatten  nur  den  Strahlungssensor  bewirken  können,  wenn  die  ganze  PV‐Umgebung  beschattet ist. Weitere Möglichkeit ist Ortung von mehreren Strahlungssensoren über die Höhe der Struktur.  Dadurch  ist  Analysierung  des  Unterschiedes  zwischen  Bestrahlungsstärken  auf  verschiedenen  Ebenen  der  Umgebung möglich, wie es im Tracker in Abbildung 194 gezeigt ist.   

 

 

  Abbildung 194.    

                            108   

3.6. Überwachung.   

 

M3 

Strahlungs– und Zelltemperatursensoren  Für eine bessere Genauigkeit sollten vollständige PV‐Module der gleichen Technologie wie  die PV‐Anlage als Strahlungs– und Zelltemperatursensoren verwendet werden.  Es ist üblich, dass der Strahlungssensor eine einzelne Zellen von der gleichen Technologie wie die PV‐Module  (Abbildung 195) ist. Allerdings ist für eine bessere Genauigkeit die Verwendung kalibrierter PV‐Module besser.  Der  Grund  ist  sehr  einfach:  die  thermische,  spektrale  und  räumliche  Reaktion  des  Feldes  ist  näher  an  der  Reaktion  eines  Moduls  als  der  einer  Zelle.  Die  Abbildung  196  zeigt  zwei  PV‐Module, die  als  Strahlung  (oben)  und Zelltemperatursensoren (unten) wirken.   

 

 

Abbildung 196.    

Abbildung 195.    

                                             

 

 

 

 

109   

3.6. Überwachung.   

 

M4 

Strahlungs– und Zelltemperatursensoren  Für eine bessere Genauigkeit sollten vollständige PV‐Module der gleichen Technologie wie  die PV‐Anlage als Strahlungs– und Zelltemperatursensoren verwendet werden.  Ein  PV‐Modul  ist  als  ein  Strahlungssensor  weniger  anfällig  für  lokale  Verschmutzung  als  eine  PV‐Zelle  (von  Vogelkot,  zum  Beispiel,  wie  es  in  Abbildung  196  gezeigt  ist).  Wenn  der  Sensor  eine  einzelne  Zelle  ist,  ist  der  gemessene  Wert  kleiner  als  der  tatsächliche  Wert.  Andererseits,  wenn  der  Strahlungssensor  ein  PV‐Modul  (bestehend  aus  mehreren  PV‐Zellen)  ist,  ist  der  gemessene  Wert  (bezogen  auf  den  Isc)  der  Tatsächliche.  Abbildung  197  zeigt  die  I‐V  ‐Kurve  eines  PV‐Moduls  ohne  Verschmutzung  (rechts),  mit  homogenen  Verschmutzungen (Mitte) und mit homogenen und lokalisierten Verschmutzungen (links, mit Vogelkot). Wie es  zu sehen ist, ist der Wert des Isc IV‐Kurve für das Modul mit homogener Verschmutzung etwas niedriger als der  Modul,  der  sauber  ist;  und  dieser  Wert  ändert  sich  nicht  mit  lokalisierten  Verschmutzungen.  Wie  bereits  erwähnt ist ein PV‐Modul als einer Strahlungssensor weniger empfindlich auf lokale Verschmutzungen.    In jedem Fall sollte Strahlungssensor frei von Verschmutzungen sein und muss regelmäßig (jedes Jahr oder alle  2 Jahre) neu kalibriert werden, damit man sicher ist, dass die Genauigkeit der Messwerte stimmt.   

9 8 7

I (A)

6 5 4 3 Limpio Sauber 

2

 

Suciedad Homogener Schmutz  homogénea

1

 

Suciedad homogénea y puntual Homogen und Einzelschmutz

0 0

5

10

15

20

25

V (V)

35

 

  Abbildung 197.      

 

  110   

30

3.6. Überwachung.   

 

M5 

Strahlungs– und Zelltemperatursensoren  Für eine bessere Genauigkeit sollten vollständige PV‐Module der gleichen Technologie wie  die PV‐Anlage als Strahlungs– und Zelltemperatursensoren verwendet werden.  Die  Abbildungen  198  und  199  zeigen  eine  statische  Installation  und  eine  Trackinginstallation,  bzw.  in  denen  zwei PV‐Module als Strahlungs– und Zelltemperatursensoren installiert wurden.    Im statischen Fall (Abbildung 198) sind die PV‐Module in einem leeren Raum innerhalb der Struktur installiert.  Das  vermeidet  Schatten  über  den  PV‐Modulen,  wodurch  es  sichergestellt  wird,  dass  die  gemessenen  Werte  richtig  sind.  Das  PV‐Modul  auf  der  linken  Seite  ist  kurzgeschlossen  mit  einem  Shunt‐Widerstand,  um  Bestrahlungsstärke  zu  messen,  während  das  PV‐Modul  auf  der  rechten  Seite  offen  war  –  geschlossen,  zu  Zellentemperatur zu messen.    Bei der Installation mit Trackern (Abbildung 199) wurden zwei weitere Strukturen, ähnlich zu denen, die in den  Trackern  verwendet  wurden,  installiert,  um  die  PV‐Module  in  der  gleichen  Ausrichtung  und  Neigung  wie  die  anderen PV‐Module des Trackers zu halten    In beiden Fällen befinden sich alle Kabel und ein Shunt‐Widerstand (einen kalibrierten Widerstand mit einem  sehr  geringen  Widerstand  Wert)  in  einem  Karton,  wie  es  in  Abbildung  200  gezeigt  ist,  die  die  richtige  IP‐ Bewertung (d.h. frei von Feuchtigkeit und Fremdkörpern) hat.   

 

  Abbildung 198.  

Abbildung 199.  

   

 

     

 

 

  Abbildung 200.  

        111   

3.6. Überwachung.   

 

M6 

Strahlungs– und Zelltemperatursensoren  Strahlungs– und Zelltemperatursensoren müssen außerhalb Schattens bleiben.  Die für die Montage der Module ausgewählte Position sollte in der gleichen Ebene des PV sein, um Schatten zu  vermeiden. Andernfalls sind die Messwerte fehlerhaft, wenn es Schatten über dem Sensor gibt, wie es in Abb.  201 gezeigt ist, wo zwei Module wie Strahlungs– und Zelltemperatursensoren installiert sind. Der obere Modul  wurde  durch  einen  Shunt‐Widerstand  zur  Messung  der  Bestrahlungsstärke  kurzgeschlossen,  während  der  untere wurde geöffnet und leerlaufend, um die Zelltemperatur zu messen. Der ausgewählte Ort ist nicht ideal,  weil es am Nachmittag einen Schatten über den PV‐Modulen von einem Turm in der Umgebung (und sogar aus  der roten Röhre) gibt. Diese Elemente wurden nicht berücksichtigt und beeinflussen die Messwerte (siehe auch  Abbildung 4 bis 6‐Praktik‐C2, Seite 14 Bild ‐ und Abbildung 193‐Praktik M1, Seite 107).                 

 

 

  Abbildung 201.                             112   

3.6. Überwachung.   

 

M7 

Strahlungs– und Zelltemperatursensoren  Verwendete  als  Sensoren  PV‐Module  müssen  auf  die  gleiche  Weise  wie  die  PVAnlagen  befestigt werden.  PV‐Module,  die  als  Strahlungs–  und  Zelltemperatursensoren  hinzugefügt  wurden,  müssen  richtig  an  der  Stützstruktur  in  der  gleichen  Weise  wie  die  Module  des  Feldes  befestigt  werden.  In  diesem  Fall  ist  das  Fixierungsverfahren nicht geeignet, da Klemmen verwendet wurden, damit das Modul an der Struktur statt der  üblichen  Klammern  befestigt  zu  werden.  Die  Glasabdeckung  des  kalibrierten  PV‐Moduls  wurde  aufgrund  des  hohen  Drucks  durch  die  Klammern  (Abb.  202)  gebrochen.  Standardsklammern,  die  die  PV‐Module  ohne  zusätzlichen  Druck  halten,  sollten  verwendet  werden,  um  dieses  Problem  zu  vermeiden,  wie  Abbildung  203  zeigt (s. auch Abbildung 55 bis 63‐Praktiken S3 bis S5, Seiten 35 bis 37 Abbildung).         

 

 

  Abbildung 202.    

       

   

  Abbildung 203.         113   

 

3.6. Überwachung.   

 

M8 

Strahlungs– und Zelltemperatursensoren  Ein einzelner PV‐Modul kann als Strahlungs‐ und Zelltemperatursensor verwendet werden.  Eine  weitere  gute  Möglichkeit  ist  die  Verwendung  von  einzelnem  PV‐Modul,  der  modifiziert  als  glechzeitiger  Strahlungs– und Zelltemperatursensoren ist. Unter Ausnutzung des Bypass‐Dioden wurde in Teil der PV‐Modul  mit einem Shunt‐Widerstand zur Messung der Bestrahlungsstärke kurzgeschlossen, der restliche Modul wurde  leergelaufen, um die Zelltemperatur zu messen, wie es in Abb. 204 gezeigt wird (Kreise repräsentieren Zellen).    Abbildung 205 zeigt ein Beispiel eines Moduls, das in der Mitte eines Trägers installiert ist. Diese Option ist gut,  wenn es schwierig ist, zwei Module in der Struktur hinzufügen. Alle Kabel und Kalibrierungswiderstand (Shunt)  wird in einem Karton mit der erforderlichen IP‐Schutz (Abb. 206) vorgestellt.      +

-

150 mV / 10 A V  G

V TC

  Abbildung 204.                               Abbildung 205.          

 

 

  Abbildung 206.         114   

3.6. Überwachung.   

 

M9 

Strahlungs– und Zelltemperatursensoren  Verwendete als Sensoren PV‐Module müssen in der gleichen Ebene wie die Array‐Module  sein.  Abbildungen 207 und 208 zeigen einen PV‐Modul, der zu einem Tracker hinzugefügt wurde und als Strahlungs–  und Zelltemperatursensoren fungiert. Es kann festgestellt werden, dass die Stützstruktur für den hinzugefügten  PV‐Modul nicht sicher ist und dass sich der PV‐Modul in der gleichen Ebene wie derjenige des Feldes befindet.  Ihre  Orientierung  ist  falsch  und  damit  unterscheidet  sich  die  gemessene  durch  diese  Vorrichtung  Bestrahlungsstärke  von  der  tatsächlichen  Bestrahlungsstärke,  die  die  Module  des  Feldes  erreicht.  Man  muss  sicherstellen, dass der Strahlungssensor die gleiche Orientierung und Neigung wie die PV‐Module der Anlage  hat, um die Genauigkeit der Messungen (s. vorherige Abbildungen) zu gewährleisten.   

     

  Abbildung 207.    

Abbildung 208.    

                                      115   

3.6. Überwachung.   

 

M10 

Strahlungs– und Zelltemperatursensoren  Elektronische Geräte, die PV‐Module als Strahlungssensoren verwenden müssen, müssen  innerhalb des Kästens mit der richtigen IP‐Bewertung geschützt werden.  Wenn  ein  PV‐Modul  als  Strahlungssensor  verwendet  wird,  muss  er  kurzgeschlossen  werden  und  der  resultierende  Strom  muss  überwacht  werden.  Am  Einfachsten  ist  die  Verwendung  von  einem  Shunt‐ Widerstand,  der  von  der  Umgebung  geschützt  warden  muss,  um  richtig  zu  funktionieren  (s.  vorherige  Abbildungen). Abbildung 209 zeigt einen Fall, in dem der Shunt‐Widerstand und die Kabel Kurzschluss des PV‐ Moduls  als  einer  Strahlungssensor  verwendet  werden  und  sie  sich  nicht  im  Kasten  mit  der  richtigen  IPBewertung zum Schutz des Inhaltes vor Nässe und Verschmutzung befinden. Das verschlechtert schnell die  Steckverbinder und den Shunt‐Widerstand.                                       

 

 

 

  Abbildung 209.                 116   

3.6. Überwachung.   

 

M11 

Zelltemperatursensor  Thermoelementssensoren,  die  die  Temperatur  des  Moduls  überwachen,  müssen  ordnungsgemäß installiert und regelmäßig überprüft werden.  Die Temperatur des Moduls kann mit PT100, PT1000 oder Thermoelementssensoren überwacht werden. Wenn  diese  Geräte  verwendet  werden,  müssen  sie  richtig  an  der  Rückseite  eines  PV‐Moduls  durch  geeignete  Fixierung auf einer Zelle ohne Hot Spots oder Übertemperatur (es ist Thermografieuntersuchung erforderlich)  installiert und regelmäßig überprüft werden (wenn sich die Klebefläche dieser Geräte abnutzt, könnten sie eine  fehlerhafte Temperatur registrieren).   

  Abbildung 210.    

                              117   

3.6. Überwachung.   

 

M12 

Windgeschwindigkeitssensor  Windgeschwindigkeitssensoren  sollten  nicht  nur  an  der  Spitze  eines  Trackers  installiert  werden.  Die  Schwelle  des  Windschutzes  muss  sorgfältig  bestimmt  werden,  damit  Produktionsverluste  (Schwelle  zu  niedrig)  und  materielle  Zerstörung  (Schwelle  zu  hoch)  vermieden werden.  Ein weiterer wichtiger Sensor in einer PV‐Anlage, vor allem in nachgeführten PVAnlagen, die die Module in die  horizontale  Position  bewegen  können,  ist  ein  Windgeschwindigkeitssensor.  Wenn  die  überwachte  Geschwindigkeit oberhalb einer Sicherheitsschwelle ist, wird ein Alarm ausgelöst und die Tracker bewegen sich  in  die  horizontale  Position  um  ihre  körperliche  Sicherheit  gegen  hohe  Windböen  zu  garantieren.  Es  ist  sehr  wichtig,  eine  geeignete  Schwelle  geschafft  zu  werden,  damit  Fehlalarme  vermieden  werden,  die  die  Endenergieerzeugung reduzieren.    Dieser Sensor muss über dem Boden angehoben werden. Aber wenn er an der Spitze eines Trackers installiert  ist,  ist  die  Windgeschwindigkeit  gemessen  höher  als  die  tatsächliche  Geschwindigkeit  wegen  der  heißen  Luft  aus  der  PV‐Module  (Abbildung  211).  Das  kann  eine  fehlerhafte  Aktivierung  der  Windgeschwindigkeitsalarm  bewirken  und  damit  Tracker  können  sich  in  horozontale  Position  bewegen,  was  zu  einem  Verlust  bei  der  Energieerzeugung  führt,  wie  es  in  Abb.  212  gezeigt  ist.  Eine  gute  Alternative  ist  das  Installieren  des  Windgeschwindigkeitssensors auf einem separaten Turm (Abbildung 213).   

    Abbildung 211.    

 

 

  Abbildung 212.    

     

    Abbildung 213.     118   

3.6. Überwachung.   

 

M13 

Windgeschwindigkeitssensor  Türme,  die  die  Windgeschwindigkeitssensoren  unterstützen,  müssen  fest  im  Boden  verankert werden.  In  der  Situation,  die  in  Abbildung  214  gezeigt  ist,  sind  Anker  oder  Verankerungen  in  der  Turm  nicht  richtig  installiert.  Zum  Vermeiden  eines  Zusammenbrechens  des  Turmes  müssen  die  3  Ankerpunkte  120 Grad  (Abb.  215)  getrennt  sein.  Wenn  sie  um  90  Grad  getrennt  sind,  wie  es  in  Abb.  216  ist,  ist  ein  weiterer  Befestigungspunkt benötigt.   

               

 

 

  Abbildung 214.      

         

           

   

  Abbildung 215.  

Abbildung 216.    

   

 

 

 

      119   

3.6. Überwachung.   

 

M14 

Meteorologische Stationen  Eine  vollständige  Wetterstation  kann  nützlich  sein,  um  die  geschätzten  Werte  der  Energieproduktion verbessert zu werden.  Eine  vollständige  Wetterstation  (Abbildung  217)  mit  einem  Pyranometer  auf  der  gleichen  Neigung  wie  die  Stützstruktur  zu  Globalstrahlung  auf  der  Strukturebene,  ein  Pyrheliometer  zur  Messung  der  Bestrahlungsstärke, ein horizontaler Pyranometer mit einer Schattierungsring diffuse Einstrahlung und weitere  horizontale Pyranometer frei von Schatten zur Messung von globaler horizontalen Bestrahlungsstärke können  sehr nützlich sein, um im Detail die erwartete Energieproduktion eines Arrays und Vergleichen des Ergebnisses  mit  dem  Ergebnis  der  typischen  Simulationsstudien,  die  meist  nur  auf  den  globalen  horizontalen  Strahlung  basiert sind, zu studieren. Um genauere Messungen zu erreichen, müssen diese Geräte häufig instandgehalten,  gereinigt und überprüft, ob die Verfolgung des pyrheliometer und die Bewegung des Streifens korrekt sind. Das  beinhaltet  auch  die  Überprüfung,  ob  die  Feuchtigkeitssensoren  in  Betrieb  sind  und  dass  die  Silica‐Gel  ist  in  einem guten Zustand ist, wie es in Abb. 218 und 219 gezeigt ist. Es ist auch wichtig, dass die Kalibrierungswerte  periodisch überpüft werden, damit Fehlern in den Messungen vermieden werden.             

 

  Abbildung 217.    

 

  Abbildung 218.    

         

 

  Abbildung 219.    

 

 

120  

3.6. Überwachung.   

 

M15 

Zentralisiertes Überwachungssystem  Zentralisierte  Überwachungssysteme  sollten  in  PV‐Anlagen  eingesetzt  werden,  um  über  Fehler zu berichten und ihre Energieverluste zu minimieren.  Das Überwachungssystem einer PV‐Anlage muss sofort dem Bediener über Mängel melden, so dass sie sofort  repariert  werden  können  und  Energieverluste  minimiert  werden  können.  Das  Anzeigen  aller  überwachten  Informationen auf einem Bildschirm ist eine bessere Option, wie es in Abb. 220 gezeigt ist. Diese Anordnung  meldet den Zustand der Anlage und kann leicht mit einer einzigen Anzeige geprüft werden.   

 

  Abbildung 220.    

                                  121   

     

               3.7. Andere   

   

3.7. Andere   

 

O1 

Integration und Umweltauswirkungen  PV‐Anlagen  sollten  so  gestaltet  sein,  dass  sie  ihre  Auswirkungen  auf  die  Umwelt  minimieren.  Eine PV‐Anlage muss empfindlich gegenüber der Umgebung, in der sie sich befindet, sein. Mehr und mehr wird  eine gute Integration einer PV‐Anlage in seiner Lage benötigt und mehr geschätzt. Abbildungen von 221 bis 229  zeigen PV‐Anlagen, die entworfen wurden, um die Auswirkungen auf die Umwelt zu minimieren.    Abbildung 221 zeigt einen Traktor, der für typische Vegetation der Region in der Nähe einer PV‐Anlage säet. Die  ersten Pflanzen dieser Vegetation sind in Abbildung 222 gezeigt.   

 

 

 

  Abbildung 222.  

Abbildung 221.  

 

    Abbildungen  223  und  224  zeigen,  wie  der  natürliche  Lebensraum  rund  um  PV‐Anlagen  erhalten  bleibt.  Die  Tracker sind so installiert, dass Schatten vermieden werden.   

 

 

 

Abbildung 223.  

Abbildung 224.  

 

 

 

              125

 

3.7. Andere   

 

O2 

Integration und Umweltauswirkungen  Es sollten besondere Anstrengungen unternommen werden, damit die PV‐Anlagen richtig  in ihrer Umgebung und Ökosystem integriert werden.  Abbildung  225  zeigt  Schafe,  die  in  einer  PV‐Anlage  weiden.  Co‐Existenz  zwischen  Weidetieren  und  der  PV‐ Anlage  ist  gut,  weil  die  Tiere  die  kleine Vegetation  essen  und  das  Erreichen  zu  der unteren Module  und  den  Schatten  auf  die  Module  verhindern.  Die  Module  bieten  Beschattung  der  Vieh  an  heißen  Sommertagen.  Fig.  226  zeigt  eine  Tränke  für  Vieh  im  Bereich  der  PV‐Anlage.  Abbildung  227  zeigt  eine  Überströmkanal,  die  mit  einem Zaun, aber mit genügend Abstand geschlossen ist, damit die Tiere die Installation überqueren. So ist die  PV‐Anlage keine unnatürliche Barriere für ihre Bewegung.   

 

 

 

 

Abbildung 225.  

Abbildung 226.    

 

  Abbildung 227.    

    Abbildung 228  zeigt  einen  alten  Brunnen, der  restauriert  und  bewahrt wurde  und  Abbildung 229  zeigt  einen  kleinen See, in dem Enten in der Nähe von Trackern einer PV‐Anlage schwimmen gelassen werden 3.   

 

 

  Abbildung 228.  

Abbildung 229.  

      Diese  Bilder  sind  sehr  gute  Beispiele,  wie  eine  PV‐Anlage  auch  in  seiner  Umgebung  integriert  werden  kann,  ohne den natürlichen Lebensraum zu stören.   

                                                                          3  Diese beiden Bilder, die mit einer Installation mit 1 Achse azimutale Tracking korrespondieren und sind unter  blauem Himmel in den ersten Stunden am Morgen aufgenommen. Das ist der Grund, warum es Schatten über  den Modulen gibt (die Schatten verschwinden ein paar Minuten später).  126  

               4. Allgemeine Links für  Photovoltaik.       

   

4. Allgemeine Links für Photovoltaik.        www.pvcrops.eu      www.epia.org      www.pvgrid.eu      www.pvsunrise.eu      www.eupvplatform.org      www.iea‐pvps.org      www.ises.org      www.eurobser‐er.org      www.seia.org      www.setis.ec.europa.eu      www.solarweb.net      www.bdpr.fr                                                

 

 

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