PV-Glossar2018-10-29T17:56:39+00:00

Photovoltaik-Glossar

Das green­tech PV Glossar bietet eine Liste von Begriff­lich­kei­ten mit bei­gefüg­ten Erklä­run­gen oder Über­set­zun­gen.

PV-Spezialist

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PHOTOVOLTAIK-GLOSSAR

Infor­mie­ren Sie sich über Fach­be­grif­fe rund um Pho­to­vol­ta­ik und PV-Betriebsführung

Alter­na­ting Current (AC)

Air Mass

Air Mass (engl.: Luft­mas­se) ist der Begriff für den Weg durch die Atmo­sphä­re, welche die Solar­einstrah­lung zurück­le­gen muss, bevor sie auf der Erde auf­trifft. Bei senk­rech­tem Son­nen­stand nimmt das Son­nen­licht den kür­zes­ten Weg durch die Atmo­sphä­re (AM=1), je nied­ri­ger der Son­nen­stand aller­dings ist, desto länger wird der Weg durch die Atmo­sphä­re. Dies bewirkt eine größere Streuung der Solar­strah­lung und deren spek­tra­le Zusam­men­set­zung.

Aufdach-Anlage (Pho­to­vol­ta­ik)

Bei dieser Montage von Solarstrom-Generatoren werden die Module im Abstand von ca. 5-15 cm über dem Dach mittels Stahl-/ Aluminium-/ Edelstahl-Vorrichtungen befes­tigt. Diese Variante findet oftmals im privaten Bereich Anwen­dung. Hal­len­dä­cher, Scheu­nen­dä­cher und Dächer von Gewer­be­ge­bäu­den eignen sich aber eben­falls für die Instal­la­ti­on von Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen.

Aus­rich­tung (Azimuth)

Die hori­zon­ta­le Aus­rich­tung der Pho­to­vol­ta­ik­mo­du­le spielt eine wichtige Rolle hin­sicht­lich des Ein­spei­se­er­trags. Auf der Nord­halb­ku­gel erreicht dieser seinen höchsten Wert bei einer Aus­rich­tung nach Süden. Bei gering­fü­gi­ger Abwei­chung gegen­über dem Opti­mal­win­kel ist die Höhe der Ener­gie­aus­beu­te aller­dings nicht stark beein­träch­tigt.

Betriebs­füh­rung von PV Anlagen

siehe Kauf­män­ni­sche bzw. Tech­ni­sche Betriebs­füh­rung von PV Anlagen

Bilanz­kreis

In der Ener­gie­wirt­schaft – sprich auf dem Strom­markt – fasst man Strom­kun­den und Strom­lie­fe­ran­ten in soge­nann­ten Bilanz­krei­sen zusammen. Der­ar­ti­ge Grup­pie­run­gen sind vir­tu­el­le Ener­gie­men­gen­kon­ten, aus denen für End­kun­den bzw. all­ge­mein für Bilanz­ver­ant­wort­li­che alle Strom­ein­spei­sun­gen in das Netz inner­halb eines Gebietes ablesbar sind. Geführt werden diese Konten von Über­tra­gungs­netz­be­trei­bern (ÜNB).

BoS-Komponenten

BoS“ steht für die eng­li­schen Begriffe „Balance of Systems“. Gemeint sind damit alle sekun­dä­ren Kom­po­nen­ten für eine lauf­fä­hi­ge Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge, bis auf die Solar­mo­du­le und die Wech­sel­rich­ter. Zu den BoS zählen vor allem die Unter­kon­struk­ti­on, Strom­ka­bel und sonstige not­wen­di­ge Klein­tei­le für die Instal­la­ti­on einer Aufdach- oder Freiland-Solaranlage.

Bypass Diode

Schad­haf­te, ver­schmutz­te oder ver­schat­te­te Zellen/ Module werden über­brückt. Der Strom fließt daran vorbei, die Leistung der Anlage wird nur um Leistung der gebrück­ten Zellen/ Module ver­min­dert.

Daten­log­ger

Der Daten­log­ger ist ein sta­tio­nä­rer Daten­spei­cher, der die Wech­sel­rich­ter­da­ten archi­viert und eine stetige Betriebs­kon­trol­le der Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge auch über längere Zeit­räu­me gewähr­leis­tet.

Degra­da­ti­on

Durch Alterung ver­schlech­tert sich der Wir­kungs­grad der Solar­mo­du­le mit der Zeit. Eine übliche Annahme sind etwa 0,5% Leis­tungs­min­de­rung pro Jahr.

DGUV V3

Die Unfall­ver­hü­tungs­vor­schrift „Elek­tri­sche Anlagen und Betriebs­mit­tel“ DGUV V3 schreibt die regel­mä­ßi­ge Über­prü­fung elek­tri­scher Arbeits­mit­tel auf deren ord­nungs­ge­mä­ßen Zustand vor. Die Prüfung gehört zur vor­beu­gen­den Instand­hal­tung und muss auch in PV-Anlagen regel­mä­ßig durch­ge­führt werden.

Diffuse Ein­strah­lung

Son­nen­strah­lung, die nicht direkt auf die PV-Module trifft, sondern durch Refle­xi­on, Streuung oder Ähn­li­ches erzeugt wird, bezeich­net man als Dif­fus­strah­lung. Auch sie kann zur Pro­duk­ti­on von Solar­ener­gie genutzt werden, vor allem im Winter trägt sie einen großen Teil zur Ener­gie­pro­duk­ti­on von PV-Anlagen bei.

Direct Current (DC)

Direkte Ein­strah­lung

Die direkte Strah­lung ist der Anteil der Son­nen­ein­strah­lung, der direkt auf der Erd­ober­flä­che ankommt. Der Anteil direkter Strah­lung an der gesamten Ein­strah­lung wird vor allem durch Streuung, Refle­xio­nen oder Absorp­ti­on von Teilen der direkten Strah­lung ver­min­dert. Ein häufig auf­tre­ten­der Grund für die Min­de­rung von Direkt­strah­lung ist eine Wol­ken­de­cke.

Direkt­ver­mark­tung von Solar­strom

Die Direkt­ver­mark­tung ist der Verkauf von Strom – gewonnen aus erneu­er­ba­ren Energien – an der Strom­bör­se oder an End­kun­den (z.B. große Netz­be­trei­ber). Gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wird der „grüne Strom“ an der Börse gleich­be­rech­tigt mit dem klas­sisch erzeug­ten Strom gehan­delt und wird somit auch zum selben Markt­preis ange­bo­ten. Der Gesetz­ge­ber hat mit dem Markt­prä­mi­en­mo­dell eine För­de­rung der Direkt­ver­mark­tung ein­ge­führt.

Due Dili­gence

Due Dili­gence bezeich­net eine „mit Sorgfalt“ durch­ge­führ­te Risi­ko­prü­fung. Die Due-Diligence-Prüfung unter­stützt dabei, Stärken und Schwä­chen von Objekten wie zum Beispiel PV-Anlagen zu ana­ly­sie­ren und das Objekt zu bewerten.

Dünnschicht-Solarzellen

Neben kris­tal­li­nen Solar­zel­len sind Dünnschicht-Solarzellen der am wei­tes­ten ver­brei­te­te Modultyp. Auf einem Trä­ger­ma­te­ri­al (z.B. Edel­stahl­fo­lie oder Glas) bildet sich eine dünne Schicht durch die Auf­brin­gung von pho­to­ak­ti­ven Halb­lei­tern. Als positive Aspekte dieses Beschich­tungs­ver­fah­rens gelten die relativ nied­ri­gen Her­stel­lungs­kos­ten, eine hohe Fle­xi­bi­li­tät der Form und bei einer Ver­schat­tung sind der­ar­ti­ge Solar­zel­len weniger anfällig. Aller­dings ist der Wir­kungs­grad im Ver­gleich mit Sili­zi­um­zel­len, welche in kris­tal­li­nen Solar­zel­len ver­wen­det werden, geringer.

EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz)

Das „Gesetz für den Vorrang Erneu­er­ba­rer Energien“ ist ein Bestand­teil des umfas­sen­den Richt­li­ni­en­pa­kets, um die Ziele des Kli­ma­schut­zes zu errei­chen. Darunter befindet sich u.a. die 21-prozentige CO2-Senkung bis 2012 und die Abhän­gig­keit von fossilen und atomaren Ener­gie­trä­gern ein­zu­schrän­ken. Das EEG bietet mit seinen festen Ver­gü­tungs­sät­zen (siehe auch Ein­spei­se­ver­gü­tung) für die unter­schied­li­chen Erneuerbare-Energien-Technologien ein hohes Maß an Inves­ti­ti­ons­si­cher­heit. Weltweit wurde das EEG von mehr als 50 Ländern und Regionen kopiert.

Ein­spei­se­ma­nage­ment

Ein­spei­se­ver­gü­tung

Durch die im Erneuerbare-Energien-Gesetz fest­ge­schrie­be­ne Ein­spei­se­ver­gü­tung wird die Nutzung von erneu­er­ba­ren Energien geför­dert. Die Höhe der Ver­gü­tung ist abhängig von der ein­ge­setz­ten Tech­no­lo­gie und Ska­lie­rung. So ist z.B. die Ein­spei­se­ver­gü­tung für eine kleinere PV-Aufdachanlage höher als für ein großes PV-Kraftwerk. Die Ein­spei­se­ver­gü­tung wird für 20 Jahre nach Inbe­trieb­nah­me fixiert, was zu einer hohen Inves­ti­ti­ons­si­cher­heit führt. Erfasst wird der zu ver­gü­ten­de Betrag durch einen Ein­spei­se­zäh­ler, die Rechnung wird an den zustän­di­gen Netz­be­trei­ber gestellt, oder direkt vom Netz­be­trei­ber per Gut­schrift abge­rech­net.

Ein­spei­se­zäh­ler

Seit der Ein­füh­rung des EEG ist es in Deutsch­land Pflicht, netz­ge­kop­pel­te Solar­an­la­gen mit einem Ein­spei­se­zäh­ler aus­zu­rüs­ten. Dieser zusätz­lich zu dem üblichen Ver­brauchs­zäh­ler mon­tier­te Zähler misst die Energie die in das öffent­li­che Netz ein­ge­speist wurde.

Elek­tri­sches Poten­ti­al

Das elek­tri­sche Poten­ti­al eines Punktes ist der Quotient aus der poten­ti­el­len Energie dieses Punktes und der Ladung des Körpers. Die Poten­ti­al­dif­fe­renz zwischen zwei belie­bi­gen Punkten eines elek­tri­schen Feldes bestimmt die Spannung zwischen diesen beiden Punkten.

Elek­tro­lu­mi­nes­zenz Ver­fah­ren

Beim Elektrolumineszenz-Verfahren werden mit einer spe­zi­el­len Kamera Auf­nah­men der PV-Module gemacht. Dazu werden die Module bei Dun­kel­heit rück­wärts bestromt, wodurch die Module anfangen, Licht im Infra­rot­be­reich zu erzeugen. Hier­durch können Schäden, z.B. Zell­brü­che schnell und zuver­läs­sig iden­ti­fi­ziert werden. Auch andere Fehler, wie etwa kurz­ge­schlos­se­ne Solar­zel­len oder feinste Haar­ris­se, können auf­ge­zeigt werden. Zudem werden Solar­zel­len mit schlech­tem Wir­kungs­grad, z.B. durch poten­zi­al­in­du­zier­te Degra­da­ti­on ver­ur­sacht, deutlich sichtbar.

Fern­wirk­an­la­ge

Die Fern­wirk­an­la­ge hat als Teil des NSM eine ähnliche Funktion wie der Rund­steu­er­emp­fän­ger. Im Unter­schied zum Rund­steu­er­emp­fän­ger erlaubt die Fern­wirk­an­la­ge noch eine Über­tra­gung von Netz­in­for­ma­tio­nen zwischen den Schalt­an­la­gen der Solar­an­la­ge und einer Netz­leit­stel­le.

Freiflächen-Anlage

Eine (Photovoltaik-) Frei­flä­chen­an­la­ge (mit PVF abge­kürzt) ist auf einer ebenen, freien Fläche „montiert“. Es handelt sich um ein fest instal­lier­tes System, bei dem durch eine Unter­kon­struk­ti­on ermög­licht wird, die Pho­to­vol­ta­ik­mo­du­le in einem geeig­ne­ten Winkel (Azi­mut­win­kel genannt) zur Sonne aus­zu­rich­ten. Eine andere Variante bilden die soge­nann­ten Tracker-Systeme, welche im Stande sind, der Sonne zu „folgen“.

Giga­watt­stun­de (GWh)

1.000.000 x Kilo­watt­stun­de (kWh) oder 1000 x Mega­watt­stun­de (MWh)

Gleich­strom (DC)

Bei Gleich­strom handelt es sich um Strom, der ständig in dieselbe Richtung fließt. Darin unter­schei­det er sich vom Wech­sel­strom, der seine Richtung in gleich­mä­ßi­gen Zeit­ab­stän­den wechselt. Da PV-Module Gleich­strom pro­du­zie­ren, im Strom­netz aller­dings Wech­sel­strom fließt, muss der erzeugte Strom erst in einem Wech­sel­rich­ter in Wech­sel­strom umge­wan­delt werden.

Glo­bal­strah­lung

Die Glo­bal­strah­lung bezeich­net die gesamte auf eine hori­zon­ta­le Fläche auf­tref­fen­de Strah­lung. Sie setzt sich aus der Direkt­strah­lung und der diffusen Ein­strah­lung zusammen und wird in W/m² ange­ge­ben.

Grün­schnitt

Durch das regel­mä­ßi­ge Mähen des Grases (und anderen Bewuch­ses wie z.B. Sträu­cher) sowohl zwischen den Solar­mo­du­len als auch im Rest des Park­ge­län­des werden Ver­schat­tun­gen der Module ver­mie­den und Leis­tungs­ver­lus­ten vor­ge­beugt. Die Mahd kann dabei mit Mäh­ma­schi­nen oder einer pro­fes­sio­nel­len Schaf­be­wei­dung durch­ge­führt werden.

Hot Spot

Ein Hot Spot (deutsch: „heißer Fleck“) entsteht durch eine lokale Über­hit­zung eines Solar­mo­duls an ein­zel­nen Stellen. Durch die Über­hit­zung kommt es zu einer Beschä­di­gung des Zell­ma­te­ri­als, im schlimms­ten Fall kann dabei das kom­plet­te Modul zerstört werden. Eine lokale Über­hit­zung kann bei­spiels­wei­se durch Ver­schat­tung ent­ste­hen.

Kauf­män­ni­sche Betriebs­füh­rung

Die kauf­män­ni­sche Betriebs­füh­rung eines Solar­parks umfasst die kauf­män­ni­sche Ver­wal­tung des Geschäfts­be­triebs einer Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge. Zu den ein­zel­nen Leis­tun­gen der kauf­män­ni­schen Betriebs­füh­rung zählen u.a. das Con­trol­ling, das Rech­nungs­we­sen, die Finanz­buch­hal­tung, Performance- und Ver­trags­mo­ni­to­ring, das Claim Manage­ment sowie die all­ge­mei­ne Koor­di­na­ti­on der Pro­jekt­be­tei­lig­ten. Als „Kümmerer“ über­nimmt die kauf­män­ni­sche Betriebs­füh­rung für einen Investor das ope­ra­ti­ve Geschäft der PV-Projektgesellschaft.

Kenn­li­ni­en­mes­sung

Die Kenn­li­ni­en­mes­sung dient dazu, wichtige Kenn­wer­te eines PV-Moduls zu ermit­teln und hilft so, bei bestehen­den Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen Modul­min­der­leis­tun­gen zu loka­li­sie­ren. Mit einem spe­zi­el­len Kenn­li­ni­en­mess­ge­rät wird die Kenn­li­nie eines PV-Moduls auf­ge­zeich­net. Die wich­tigs­ten Kenn­wer­te, wie zum Beispiel der Maximum-Power-Point, zeigen, ob ein Modul ord­nungs­ge­mäß arbeitet oder auf Grund von Degra­da­ti­on, Hot-Spots oder sons­ti­ger Schäden nur einen man­gel­haf­ten Ertrag erzielt.

Kilo­watt­stun­de (kWh)

In der Ener­gie­bran­che wird diese phy­si­ka­li­sche Einheit für die erzeugte elek­tri­sche Energie eines Kraft­werks (in diesem Fall einer Solar­an­la­ge) ver­wen­det. Wird eine Leistung von 1000W während einer Stunde gelie­fert, wurde eine Kilo­watt­stun­de erzeugt. Weitere in der Ener­gie­wirt­schaft gebräuch­li­che Ener­gie­ein­hei­ten sind die Mega­watt­stun­de (MWh) sowie die Giga­watt­stun­de (GWh).

Kilo­watt­peak (kWp)

In der Ener­gie­bran­che wird die Leistung von Solar­kraft­wer­ken in Kilo­watt­peak oder Mega­watt­peak ange­ge­ben. Das ange­häng­te „p“ kommt aus dem Eng­li­schen und bedeutet Peak (deutsch Spitze). Im Fall von Pho­to­vol­ta­ik­mo­du­len und -anlagen bezieht sich der Wert auf die Nenn­leis­tung, sprich eine unter stan­dar­di­sier­ten Test­be­din­gun­gen (Ein­strah­lung von 1.000 W/m², 25° C Modul­tem­pe­ra­tur und AM 1,5 ) gemes­se­ne Leistung. Bei höherer Ein­strah­lung und nied­ri­ge­ren Tem­pe­ra­tu­ren kann die Leistung aller­dings auch ent­spre­chend höher sein.

Kris­tal­li­ne Solar­zel­len

Kris­tal­li­ne Solar­zel­len bestehen aus sehr reinem Silizium auf Kris­tall­ba­sis. Man unter­schei­det zwischen mono- und multi- (poly-) kris­tal­li­nen Zellen. Bei dem Her­stel­lungs­pro­zess wird das Silizium in dünne Scheiben (Wafer) zersägt. Je nach der kris­tal­li­nen Struktur handelt es sich entweder um mono- oder poly­kris­tal­li­ne Solar­zel­len. Im Ver­gleich zu Dünnschicht-Solarzellen sind kris­tal­li­ne Solar­zel­len teurer, errei­chen aber auch einen deutlich höheren Wir­kungs­grad.

Leistung

Leistung beschreibt die pro Zeit­ein­heit umge­setz­te elek­tri­sche Energie und wir in der Einheit Watt (W) ange­ge­ben. All­ge­mein berech­net wird die elek­tri­sche Leistung durch die Mul­ti­pli­ka­ti­on von Spannung und Strom.

Maximum-Power-Point

Der Maximum-Power-Point (MPP) gibt den Punkt an, an dem eine Solar­zel­le ihre maximale Leistung erbringt. Diese wird berech­net aus der anlie­gen­den Spannung mul­ti­pli­ziert mit dem Strom und ver­än­dert sich, wenn sich Umge­bungs­pa­ra­me­ter wie z.B. die Ein­strah­lung ändern.

Moni­to­ring

Die Anla­gen­über­wa­chung, das soge­nann­te „Moni­to­ring“, und die nach­fol­gen­de Bear­bei­tung und Behebung von Stö­run­gen bei PV-Anlagen, ist einer der Grund­stei­ne der tech­ni­schen Betriebs­füh­rung. Es dient dazu, kurz­fris­ti­ge Ertrags­aus­fäl­le zu erfassen und zu beheben und schlei­chen­den Effekten, wie der Min­der­leis­tung einer Anlage etwa durch fort­schrei­ten­de Ver­schmut­zung oder Degra­da­ti­on, ent­ge­gen­zu­wir­ken. Hier­durch kann auf lange Sicht eine gute Per­for­mance der PV-Anlage gewähr­leis­tet werden.

Modul­rei­ni­gung

Schmutz- und Emis­si­ons­ab­la­ge­run­gen können die Leistung einer PV-Anlage deutlich ver­rin­gern. Der Ertrags­ver­lust wird durch einen ähn­li­chen Effekt wie bei der Ver­schat­tung her­vor­ge­ru­fen. Die Per­for­mance der PV-Module kann durch regel­mä­ßi­ge Rei­ni­gun­gen erhalten werden.

Mega­watt­peak (MWp)

1.000 x Kilo­watt­peak (kWp)

Mega­watt­stun­de (MWh)

1.000 x Kilo­watt­stun­de (kWh)

Nei­gungs­win­kel

Der Winkel zwischen der hori­zon­ta­len Ebene und den Solar­mo­du­len wird als Nei­gungs­win­kel bezeich­net. Durch den Nei­gungs­win­kel wird versucht, mög­lichst viel Son­nen­ein­strah­lung auf das PV-Modul zu erhalten um einen größt­mög­li­chen Ertrag zu erzielen. Hierbei wird ein Winkel von 30° als optimal ange­se­hen.

(Strom-) Netz­be­trei­ber

Im deut­schen Strom­netz sind die Über­tra­gungs­netz­be­trei­ber (ÜNB) für den Trans­port des Stroms im Höchst­span­nungs­netz ver­ant­wort­lich. In Deutsch­land gibt es vier Über­tra­gungs­netz­be­trei­ber: Amprion, EnBW, Tennet und 50Hertz, die jeweils für ein regio­na­les Netz ver­ant­wort­lich sind. Ver­teil­netz­be­trei­ber (VNB) ver­ant­wor­ten den ope­ra­ti­ven Betrieb der Netze zur End­kun­den­ver­sor­gung, über­wie­gend im Mittel- und Nie­der­span­nungs­be­reich. Solar­an­la­gen speisen ihren erzeug­ten Strom meist auf Ver­teil­netz­ebe­ne ein. Der Ver­gü­tungs­an­spruch für die Ein­spei­se­ver­gü­tung entsteht dann gegen­über dem Ver­teil­netz­be­trei­ber.

Nenn­leis­tung

Die Nenn­leis­tung beschreibt die maximal mögliche Leis­tungs­ab­ga­be von Solar­mo­du­len oder PV-Anlagen unter Stan­dard­test­be­din­gun­gen (STC) und wird in Watt peak (Wp) ange­ge­ben.

Netz­ein­spei­sung

Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen sind in Deutsch­land über­wie­gend an das öffent­li­che Netz ange­bun­den und speisen den erzeug­ten Strom meist in das Ver­teil­netz ein. Der in den PV-Modulen erzeugte Gleich­strom, wird durch Wech­sel­rich­ter in Wech­sel­strom umge­wan­delt, damit er in das Wech­sel­strom­netz ein­ge­speist werden kann.

Netz­si­cher­heits­ma­nage­ment (NSM)

Beschreibt die zeit­wei­li­ge Redu­zie­rung der Strom­ein­spei­sung der Solar­an­la­ge. Der Vorgang wird u.a. not­wen­dig, wenn eine Über­las­tung der Netz­ka­pa­zi­tät im jewei­li­gen regio­na­len Bereich droht. Größere PV-Anlagen ab 100 kWp nehmen seit dem 1.7.2012 am NSM teil und lassen sich – je nach Situa­ti­on – auf 60 %, 30 % oder 0 % ihrer Nenn­leis­tung drosseln. Durch dieses NSM-Verfahren wird eine optimale Netz­nut­zung gewähr­leis­tet und zudem Not­ab­schal­tun­gen ver­hin­dert. Die Steue­rung der Anlagen wird meist vom Ver­teil­netz­be­trei­ber über Fern­wirk­an­la­gen bzw. Rund­steu­er­emp­fän­ger durch­ge­führt.

Per­for­mance Ratio (PR)

Die Per­for­mance Ratio ist ein wich­ti­ger Para­me­ter für die Bewer­tung der tat­säch­li­chen Leis­tungs­fä­hig­keit einer Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge und für den Ver­gleich ver­schie­de­ner Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen. Die Per­for­mance Ratio gibt das Ver­hält­nis aus tat­säch­lich ein­ge­speis­ter Energie und die durch die in der Anlage gemes­se­ne Ein­strah­lung theo­re­tisch erzeug­ba­re Energie. Für die Bestim­mung der Per­for­mance Ratio sind lokale Ein­strah­lungs­wer­te erfor­der­lich, die z.B. über Ein­strah­lungs­sen­so­ren, Pyr­a­no­me­ter oder auch Satel­li­ten­da­ten erhoben werden können.

Pho­to­vol­ta­ik­mo­dul (PV-Modul)

Ein Pho­to­vol­ta­ik­mo­dul besteht aus mehreren hin­ter­ein­an­der ver­schal­te­ter (Rei­hen­schal­tung) Solar­zel­len, die ein­ge­schlos­sen von zwei Kunst­stoff­schei­ben oder Glas­schei­ben vor schäd­li­chen Umwelt­ein­flüs­sen geschützt sind. Sie bilden als Gene­ra­tor den Kern einer PV-Anlage, da in ihnen der Strom erzeugt wird. (siehe auch Pho­to­vol­ta­ik)

Pho­to­vol­ta­ik (PV)

Der Begriff Pho­to­vol­ta­ik beschreibt die Umwand­lung von Son­nen­strah­lung in elek­tri­sche Energie. Alle Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen basieren auf dem Prinzip des Pho­to­ef­fekts, bei dem durch Licht­zu­fuhr eine Gleich­span­nung erzeugt wird.
Die Leistung wird hierbei durch die Inten­si­tät der Son­nen­strah­lung, die Aus­rich­tung der Module, den Bedarf sowie einer Reihe weiterer Faktoren bestimmt.

Pho­to­vol­ta­i­scher Effekt

Der pho­to­vol­ta­i­sche Effekt beschreibt den Vorgang, dass bei Licht­ein­fall auf einen Halb­lei­ter eine Poten­zi­al­dif­fe­renz zwischen den Elek­tro­den erzeugt wird. Bei einer Solar­zel­le bestehen diese Elek­tro­den aus mit Bor bzw. Phosphor ver­setz­tem Silizium. Durch die Photonen des Son­nen­lichts lösen sich die Bin­dun­gen zwischen den Atomen, es ent­ste­hen freie Elek­tro­nen die sich Richtung Pluspol bewegen und somit eine elek­tri­sche Spannung erzeugen.

Pyr­a­no­me­ter

Pyr­a­no­me­ter dienen der Messung der Global- und Dif­fus­strah­lung. Eine geschwärz­te Ther­mo­säu­le, die aus hin­ter­ein­an­der geschal­te­ten Ther­mo­ele­men­ten besteht, wird dabei als Mess­füh­ler ver­wen­det. Die Mess­un­si­cher­heit liegt bei Pyr­a­no­me­tern bei weniger als 3%.

Pot­ent­zi­al­in­du­zier­te Degra­da­ti­on (PID)

Die auch als High-Voltage-Stress (HVS) bezeich­ne­te Art der Degra­da­ti­on kann erheb­li­che Ertrags­min­de­run­gen ver­ur­sa­chen. Haupt­säch­lichst kann sie an kris­tal­li­nen Modulen auf­tre­ten, aller­dings wurde sie auch bereits an Dünn­schicht­mo­du­len nach­ge­wie­sen. Sowohl durch Elektrolumineszenz- als auch Ther­mo­gra­fie­prü­fun­gen kann PID nach­ge­wie­sen werden. PID entsteht durch die hohen Sys­tem­span­nun­gen und sich hier­durch bildende Leck­strö­me zwischen den Solar­zel­len, dem Ein­bet­tungs­ma­te­ri­al, dem Glas und dem geer­de­ten Alu­mi­ni­um­rah­men eines PV-Moduls. Die Ladungs­trä­ger sammeln sich auf der Anti­re­fle­xi­ons­schicht auf der Zelle an, die betrof­fe­nen Zellen werden elek­trisch inaktiv und tragen somit nicht mehr zur Ener­gie­er­zeu­gung bei. Grund­sätz­lich ist PID rever­si­bel.

Rund­steu­er­emp­fän­ger

Die Funk­rund­steu­er­tech­nik wird zur Fern­steue­rung von Solar­an­la­gen ver­wen­det. Der Über­tra­gungs­weg wird hierbei jedoch nicht vom Ener­gie­ver­sor­gungs­netz gebildet, sondern es wird ein Lang­wel­len­funk­ka­nal ver­wen­det. Ins­be­son­de­re im Ein­spei­se­ma­nage­ment (bzw. NSM) kommt diese Technik zum Einsatz.

Rei­hen­ver­schat­tung

In PV-Freiflächenanlagen kann es ins­be­son­de­re in den Win­ter­mo­na­ten zur Ver­schat­tung einer Modul­rei­he durch die davor instal­lier­te Modul­rei­he kommen. Dies kann sogar noch beim höchsten Stand der Sonne auf­tre­ten. Die dadurch ein­tre­ten­den Min­der­erträ­ge sind in der Planung berück­sich­tigt und werden durch den im Sommer ent­spre­chend höheren Ertrag über­kom­pen­siert. Die Anlage ist sozu­sa­gen auf die wesent­lich ertrags­rei­che­ren Som­mer­mo­na­te hin opti­miert. Durch die in den Win­ter­mo­na­ten vor­herr­schen­de diffuse Strah­lung ist der negative Effekt der Rei­hen­ver­schat­tung fast ver­nach­läs­sig­bar.

Refe­renz­zel­len

Refe­renz­zel­len dienen haupt­säch­lich der Kali­brie­rung von Solar­zel­len und damit der Pro­duk­ti­on von PV-Modulen. Sie bestehen in der Regel aus dem gleichen Material wie Solar­zel­len. Neben Pyr­a­no­me­tern werden Refe­renz­zel­len in PV-Anlagen häufig zur Messung der Ein­strah­lung ver­wen­det. Die Mess­un­si­cher­heit ist höher als bei Pyr­a­no­me­tern.

Snail­trails

Snail­trails beschreibt die optische Ver­än­de­rung von auf Solar­mo­du­len auf­ge­druck­ten Lei­ter­bah­nen bei kris­tal­li­nen Solar­zel­len. Es handelt sich hierbei um Kor­ro­si­ons­er­schei­nun­gen an den Sil­ber­kon­tak­ten der Module, die auf­tre­ten, wenn an der Zelle ein Mikro­haar­riss vorliegt. Snail­trails sehen wie Schne­cken­spu­ren aus, woher auch der Name kommt, und sind bei der Sicht­prü­fung der PV-Module gut erkenn­bar.

Solar­ka­tas­ter

Das Solar­ka­tas­ter zeigt als Kar­ten­dar­stel­lung das Solar­ener­gie­po­ten­zi­al der Dach­flä­chen an. Als Bewer­tungs­grund­la­ge dienen Aus­rich­tung, Neigung und Ver­schat­tung der Dach­flä­che.

Spannung

Die elek­tri­sche Spannung gibt an, wie viel Energie benötigt wird, um eine elek­tri­sche Ladung inner­halb eines elek­tri­schen Feldes zu bewegen. Spannung ist also das spe­zi­fi­sche Arbeits­ver­mö­gen des Feldes an einer Ladung und wird in der Einheit Volt (V) ange­ge­ben.

Standard Test Con­di­ti­ons (STC)

Als Standard Test Con­di­ti­ons (STC) werden die Bedin­gun­gen bezeich­net, bei denen die elek­tri­schen Merkmale eines PV-Moduls gemessen werden. Diese sind 1000 W/m² Ein­strah­lung, 25°C Zell­tem­pe­ra­tur und ein Air Mass von 1,5.

Strom

Elek­tri­scher Strom ist die gerich­te­te Bewegung freier Ladungs­trä­ger zwischen zwei unter­schied­li­chen elek­tri­schen Poten­tia­len und wird in der Einheit Ampere (A) ange­ge­ben.

Trans­for­ma­tor

Ein Trans­for­ma­tor dient dazu, den von den Wech­sel­rich­tern in der Solar­an­la­ge pro­du­zier­ten Strom auf die Span­nungs­ebe­ne, die zur Ein­spei­sung in das Strom­netz benötigt wird, anzu­pas­sen. Ver­ein­facht dar­ge­stellt besteht ein Trans­for­ma­tor aus zwei Spulen aus Kup­fer­draht, die sich auf einem gemein­sa­men Eisen­kern befinden. Das Ver­hält­nis der Ein­gangs­wech­sel­span­nung, welche an einer Spule anliegt, und der Aus­gangs­wech­sel­span­nung, welche an der anderen Spule abge­grif­fen wird, wird durch das Ver­hält­nis der Win­dungs­zah­len beider Spulen bestimmt.

Tech­ni­sche Betriebs­füh­rung

Die tech­ni­sche Betriebs­füh­rung umfasst all­ge­mein die Instand­hal­tung (siehe auch Wartung) und Instand­set­zung aller tech­ni­schen Kom­po­nen­ten eines Solar­parks wie z.B. Solar­mo­du­le, Wech­sel­rich­ter, Daten­log­ger usw. Weitere Leis­tun­gen der tech­ni­schen Betriebs­füh­rung sind ggfs. die Anla­gen­über­wa­chung (Moni­to­ring), Grün­schnitt, Modul­rei­ni­gung sowie das Erstel­len von tech­ni­schen Berich­ten.

Ther­mo­gra­fie

Mit Hilfe von Wär­me­bild­ka­me­ras können Solar­mo­du­le effi­zi­ent und im lau­fen­den Betrieb der Anlage einer Qua­li­täts­kon­trol­le unter­zo­gen werden. So können Feh­ler­stel­len, wie etwa Hotspots, mit geringen Zeit­auf­wand iden­ti­fi­ziert werden – und das ohne Ertrags­aus­fall.

Vola­ti­li­tät

In der Ener­gie­wirt­schaft werden Solar- und Wind­kraft als volatile Ener­gie­trä­ger bezeich­net, da sie Energie je nach Tages­zeit und Wetter liefern und Erträge nicht einfach planbar sind, wie zum Beispiel bei fossilen Kraft­wer­ken.

Ver­schat­tung

Ver­schat­tung kann den Ertrag von Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen erheb­lich redu­zie­ren. Daher ist die Ver­schat­tung auch ein wich­ti­ges Kri­te­ri­um bei der Anla­gen­pla­nung. Hierbei wird eine Ver­schat­tungs­ana­ly­se durch­ge­führt und auf Themen wie Rei­hen­ver­schat­tung geachtet.

Wartung von PV Anlagen

Die regel­mä­ßi­ge Wartung einer PV-Anlage ist erfor­der­lich um die Per­for­mance der Anlage konstant hoch zu halten. Unter anderem können im Rahmen einer Wartung die fol­gen­den Prü­fun­gen und Maß­nah­men durch­ge­führt werden: Sicht­prü­fung der Module und Rahmen, Prüfung der Funktion der Wech­sel­rich­ter und Aus­tausch von Ver­schleiß­ma­te­ria­li­en (z.B. Fil­ter­mat­ten), Messung der Strom-/Spannungskennlinien mit pro­fes­sio­nel­ler Mess­tech­nik, Prüfung der Steck­ver­bin­der, Klemm­stel­len, Schalt­schrän­ke. (siehe dazu tech­ni­sche Betriebs­füh­rung)

Wir­kungs­grad

Der Wir­kungs­grad stellt das Ver­hält­nis zwischen der erzeug­ten elek­tri­schen Leistung eines PV-Moduls und der auf dieses PV-Modul ein­tref­fen­den Leistung der Son­nen­ein­strah­lung dar. Der Wir­kungs­grad von PV-Modulen liegt je nach Tech­no­lo­gie zwischen 10 und 25%. Ein ver­schlech­ter­ter Wir­kungs­grad kann unter­schied­li­che Gründe haben (z.B. Ver­schmut­zung, Modul­schä­den). Die Ursachen für einen ver­schlech­ter­ten Wir­kungs­grad werden im Rahmen der tech­ni­schen Betriebs­füh­rung näher unter­sucht.

Wech­sel­strom (AC)

Im Gegen­satz zum Gleich­strom (DC) ändert Wech­sel­strom seine Richtung in regel­mä­ßi­ger Wie­der­ho­lung. Die öffent­li­che Strom­ver­sor­gungs­net­ze sind Wech­sel­strom­net­ze.

Wech­sel­rich­ter

Der von den Solar­zel­len erzeugte Gleich­strom wird vom Wech­sel­rich­ter in netz­kon­for­men Wech­sel­strom umge­wan­delt. Damit ist er das Bin­de­glied zwischen den Solar­mo­du­len und dem Strom­netz.