Unnötiges Risiko durch Mängel

Rund 600 Teilnehmer trafen sich im Kloster Banz zum diesjährigen PV-Symposium. Zum Saisonauftakt Anfang März hatte der verantwortliche OTTI e. V. hochkarätige Referenten geladen.

Eines der Themen ist die Brandgefahr. Bei 12.000 Bränden an oder in Wohngebäuden bildete Elektrizität die Hauptursache. Das haben die Versicherer über Jahre ermittelt. Jeder dritte Brand wurde durch Strom verursacht, dafür war meist ein Elektrogerät verantwortlich. Heraus ragen Wäschetrockner, gefolgt von Fernsehern, Kühlgeräten und Geschirrspülern. „Durch zwei von einer Million Wäschetrocknern entsteht jährlich ein Brand“, zitiert Georg Bopp vom Fraunhofer ISE die Schadensstatistik.

Das Risiko durch Photovoltaikanlagen sei größer als durch Wäschetrockner, nämlich drei Schadensfälle pro 100.000 Anlagen. Trotzdem hält er das Risiko für gering, angesichts der vielen Komponenten und Verbindungsstellen in Photovoltaiksystemen und der schwierigen Installationsbedingungen auf Dächern. Aber: „Die Hälfte der Fälle sind auf Installationsmängel zurückzuführen und damit vermeidbar“, sagt Florian Reil vom TÜV Rheinland. Weitere Ursachen sind mangelhafte DC-Stecker und DC-Schalter.

Mehr Brände im Wechselstromkreis

Überraschend häufig findet sich die Brandursache jedoch auf der Wechselstromseite, vor allem in Form von falscher Klemmung von Aluminiumkabeln sowie überhitzten Klemmen und Sicherungen. Überraschend ist auch, dass die meisten Brände bereits im ersten Jahr nach der Inbetriebnahme entstehen. Eine sorgfältige Prüfung bei Inbetriebnahme würde viele Probleme vermeiden, meint Georg Bopp. Auch eine bessere Schulung der Installateure wäre nützlich.

Dagegen bieten Feuerwehrschalter keine ausgereifte Lösung, auch weil es noch keine Norm für diese Produkte gebe. Ein Teilnehmer berichtet, dass diese in der Praxis oft nicht funktionieren. Georg Bopp vom ISE empfiehlt: „Besser keinen Feuerwehrschalter als einen, der nicht zuverlässig ist.“

Das Brandrisiko bei dachintegrierten Anlagen ist laut Bopp 20-mal höher, weil die Kabel und Module dabei brennbaren Materialien näher rücken. Hier sei eine besonders sorgfältige Ausführung und getrennte Verlegung von Plus- und Minusleitungen hilfreich.

Generell müssen laut Ralf Haselhuhn von der DGS Berlin die Hersteller bestätigen, dass Solarmodule gemäß den Bauvorschriften „normal entflammbar“ seien: „Planer und Bauherr sollten diese Übereinstimmungserklärung verlangen.“ In die Gebäudehülle integrierte Module müssten sogar „schwer entflammbar“ sein, was durch ein Prüfzertifikat nachzuweisen sei.

Bei den Solarmodulen ist die potenzialinduzierte Degradation (PID) derzeit ein heikles Thema. Forscher vom ZSW Stuttgart konnten das Problem vom Feld ins Labor holen, um die Heilungschancen für Solarparks zu untersuchen. Denn PID ist noch immer nicht ganz verstanden.

Maßnahmen bei PID

Die Moduleigenschaften, das Konzept der Wechselrichter und eine bestimmte Witterung führen bei manchen Anlagen zu erheblichem Leistungseinbruch um bis zu 80 Prozent. Bei manchen Modulen kann der Effekt durch Erdung eines Pols auf der Gleichstromseite oder durch nächtliches Anlegen einer Spannung rückgängig gemacht werden. Peter Lechner vom ZSW hat im Feld untersucht, unter welchen Bedingungen PID auftritt und wie sie abläuft. Im Labor lässt sich herausfinden, wie stark ein Modul betroffen ist. Untersucht wird auch, mit welchen Maßnahmen ein Solarpark saniert werden kann und wie gut bei welchen Modulen die Maßnahmen wirken.

Ob eine Anlage von PID oder anderen Fehlern betroffen ist, lässt sich gut mit Elektrolumineszenz (EL) sichtbar machen. Bisher mussten Module demontiert werden, um diese Methode mit sehr teuren Spezialkameras in Labors oder Messwagen durchzuführen. Konrad Mertens von der Fachhochschule Münster zeigte, wie man eine Spiegelreflexkamera umbaut, um Anlagen vor Ort zu untersuchen. „Das EL-Bild ist etwas unscharf, aber Fehler sind deutlich zu sehen.“

Risse in den Zellen

Bei den Fehlern handelt es sich beispielsweise um Risse in den Solarzellen, die zu Leistungseinbußen führen. Defekte Bypassdioden lassen sich sogar genau lokalisieren, genauso wie Hotspots. „Bei einer Dachanlage konnte trotz Ertragseinbußen auf herkömmlichem Wege keine Fehlerursache ermittelt werden“, nannte Mertens ein Beispiel. „Mit unserer EL-Kamera fanden wir fehlerhafte Zellverbinder.“

Die Hochschule bietet den Umbau handelsüblicher Kameras für 300 Euro an. Er sieht diese Methode als künftigen Standard für Vor-Ort-Anlagenchecks, neben der Kennlinienmessung und Thermografie.

Ein konkretes Anwendungsbeispiel für EL-Kameras könnte die Diagnose von Solaranlagen nach Hagelschlag werden. Marc Köntges vom ISFH in Emmerthal hat mit dem TÜV Rheinland und weiteren Partnern herausgefunden, dass Hagelkörner mit drei bis vier Zentimetern Durchmesser die Frontscheibe zwar unbeschädigt lassen, in den Solarzellen aber Risse verursachen.

Sofortdiagnose nach Hagelschlag

Gutachter täten sich bisher schwer, diese Fehler zu finden. Bei mehr als jedem zweiten Hagelereignis schlagen Körner dieser Größe auf. „Der direkte Leistungsverlust von einem bis drei Prozent lässt sich an der Anlage nicht messen, aufgrund der Messfehler“, sagte Köntges. Auf den Ertrag wirkt er sich dennoch aus. Labortests zeigen, dass Doppelglasmodule mit zwei 3,2 Millimeter dicken Scheiben den besten Schutz bieten. Bei Glas-Folie-Modulen seien Vier-Millimeter-Frontgläser besser als die 3,2-Millimeter-Scheiben.

Installationsmängel und Ausfälle von Anlagen bescheren Gutachtern und Wartungsfirmen derzeit ordentliche Geschäfte. Wolfgang Schröder aus Giebelstadt ist Sachverständiger für Photovoltaik. Er hat das Thema Wartung von Solaranlagen systematisch untersucht. In seinem neuen Buch „Inspektion, Prüfung und Instandhaltung von Photovoltaik-Anlagen“ (Fraunhofer IRB-Verlag) geht er auch auf rechtliche Fragen ein. „In der Regel haben wir es bei der Photovoltaik mit kombinierten Inspektions- und Wartungsverträgen zu tun“, sagte er. „Rechtlich handelt es sich dabei um Werkverträge. Der Dienstleister schuldet dem Betreiber die vollständige und korrekte Dokumentation des Anlagenzustandes. Er hat die Pflicht, ihn dabei zu beraten, die richtigen Schlüsse zu ziehen.“ Das sei bei vielen Wartungsverträgen in der Praxis aber nicht gewährleistet.

Vorausschauende Wartung

Schröder sieht es als besonders problematisch an, wenn die Installationsfirma ihre eigene Arbeit prüft und wartet. Denn dabei werden von Anfang an bestehende Mängel wie fehlerhafte Statik oder Blitzschutz natürlich nicht dokumentiert. Umgekehrt handelt sich der Installateur zusätzliche Haftungsrisiken ein, weil sich für die von ihm verursachten Mängel die Gewährleistungsfristen immer weiter verlängern. Würde er sie dokumentieren, drohen Schadenersatzforderungen. Schröder empfiehlt eine unabhängige Prüfung der Anlage bei der Inbetriebnahme.

Einen Blick in die Zukunft der „vorausschauenden Instandhaltung“ bot Michael Plöchl, der bei SMA das O&M-Business verantwortet. So liefern beispielsweise die Zentralwechselrichter in Großanlagen sehr detaillierte Daten aus dem Geräteinneren. Durch statistische Auswertung von bisherigen Ausfällen und eine neue Überwachungssoftware für die Betriebsdaten kann der Ausfall beispielsweise eines Lüfters prognostiziert werden, bevor er eintritt.

Kleine Batterien sind effizienter

Der Lüfter wird so lange betrieben, wie er zuverlässig funktioniert, aber rechtzeitig ersetzt, bevor er defekt ist und den Anlagenertrag schmälert. „Wenn wir dadurch die Anlagenausfälle um zehn Prozent reduzieren, kann das den Gewinn – nicht Umsatz – aus der Anlage um 1,75 Prozent steigern“, versprach Plöchl.

Auch die neuen Heimspeicher für Photovoltaikanlagen bergen Risiken. Oft sind sie zu groß dimensioniert. Denn kleine Batterien laufen in Eigenheimen effizienter als Systeme mit großer Kapazität. Die Ingenieure von SMA haben bei Speichersystemen am Markt bis zu 1.000 Kilowattstunden jährlichen Eigenverbrauch gemessen, berichtete Thomas Thierschmidt von SMA. Das Kombigerät Sunny Boy Smart Energy verbrauche hingegen nur ein Zehntel davon, unter anderem wegen des sparsameren Batteriemanagements.

Ein Feldtest an 132 Wechselrichter-Akku-Systemen zeigte laut Thierschmidt, dass die ungewöhnlich kleine Dimensionierung von 0,3 bis 0,5 Kilowattstunden je Kilowatt installierter Erzeugungsleistung für die Heimanwendung optimal sei. Damit begegnete er der Kritik vieler Installateure, dass der Sunny Boy Smart Energy zu wenig Speicherkapazität (zwei Kilowattstunden) verfügbar mache. Die hohe Effektivität resultiere vor allem daraus, dass eine kleine Batterie auch im Winter trotz geringer Einstrahlung regelmäßig geladen und im Sommer trotz geringerem Stromverbrauch täglich komplett entladen wird.

Euphorie bei Speichern gedämpft

Andreas Gutsch vom KIT in Karlsruhe sieht die junge Speicherbranche unter enormem Preisdruck. „Mit einem Batteriesystem guter Qualität kostet das Speichern heute etwa 35 Cent pro Kilowattstunde“, rechnete er vor. „In zwei bis drei Jahren erwarte ich nur noch 20 Cent.“ Aus technischer Sicht musste Gutsch die Euphorie allerdings bremsen. Die angeblich sicheren Lithium-Eisenphosphat-Zellen seien ein Mythos des Marketings. „Diese Zellen sind physikalisch nicht sicherer“, warnte er. „Sie reagieren im Schadensfall nur langsamer.“ Am KIT wurden fast alle für die stationäre Anwendung verfügbaren Zellen gemessen. Fazit: „Die Zyklenfestigkeit ist furchtbar breit aufgefächert. Die Preise haben nichts zu tun mit der Performance. Für die Kunden ist das sehr intransparent.“

Bei den untersuchten Speichersystemen seien viele bezüglich Leistungsfähigkeit und Sicherheit nicht ihr Geld wert, urteilte Gutsch. Für Anwender und Fachbetriebe gab er den Tipp: „Achten Sie darauf, dass an dem Produkt ein namhafter Hersteller beteiligt ist, der auch auf anderen Geschäftsfeldern aktiv ist. Solche Hersteller können es sich nicht erlauben, unausgereifte oder fehlerhafte Produkte zu verkaufen.“

Sicherheitsleitfaden veröffentlicht

Der im November 2014 von den Verbänden veröffentlichte Sicherheitsleitfaden soll weiterhelfen. Bald wird es eine technische Vorschrift für Batteriespeicher geben. Den Entwurf der VDE-AR-E 2510-2 stellte Andreas Habermehl vom ZVEH vor. Sie soll im zweiten Quartal 2015 in Kraft treten. Darin enthalten sind Anforderungen für ortsfeste Lithium-Ionen-Batterien am Niederspannungsnetz. Vermieden werden sollen Gefahren, die im Netzparallel- oder Inselbetrieb entstehen.

www.pv-symposium.de

Neue Solarmodule, Speicher und Leistungselektronik

Anlässlich der Intersolar im Juni in München wird photovoltaik die Berichterstattung zu den Neuheiten vertiefen. Dazu werden die Ausgaben thematisch aufgeteilt:

• Mai 2015: Neue Zellen und Solarmodule
• Juni 2015: Stationäre Stromspeicher
• Juli 2015: DC-Verkabelung und Wechselrichter

Dazu veröffentlichen wir diese Marktübersichten:

• Mai 2015: Kristalline Solarmodule mit mehr als 275 Watt
• Mai 2015: Stringwechselrichter bis zehn Kilowatt (einphasig und dreiphasig)
• Juni 2015: Kleine Heimspeicher für Photovoltaik
• Juni 2015: Stringwechselrichter zehn bis 30 Kilowatt
• Juli 2015: Stringwechselrichter mit mehr als 30 Kilowatt

Alle Berichte und Produkte stehen in der gedruckten Ausgabe, in der App (E-Paper) und in unserem Webportal für unsere Abonnenten zum Abruf bereit.

www.photovoltaik.eu

Solararchitektur wird professioneller

Rund 80 Teilnehmer kamen zum 7. Forum Bauwerkintegrierte Photovoltaik ins Kloster Banz nach Bad Staffelstein. Im Unterschied zu früheren Jahren stand nicht mehr die Steigerung des Stromertrags aus Photovoltaikfassaden im Mittelpunkt, sondern „die Integration in dezentrale Versorgungskonzepte“, wie es Heinz Hullmann ausdrückte. Der Architekturprofessor aus Hamburg eröffnete die Tagung, die als Vorkonferenz zum 30. PV-Symposium stattfand.

Zu Beginn der Vorträge skizzierte Josef Rechberger von Ertex Solar aus Österreich kurz den Stand der Technik bei opaken und semitransparenten Solarmodulen. Bisher ist Sunways aus Konstanz in der Entwicklung neuartiger Fassadenmodule aus monokristallinem oder polykristallinem Silizium führend gewesen. Doch das Unternehmen musste Insolvenz anmelden. Ob die aufwendige BIPV-Produktstrecke unter dem neuen Investor Shunfeng aus China fortgeführt wird, steht in den Sternen. Auch aussichtsreiche Versuche mit Siliziumdünnschicht bei Schott Solar und Schüco sind mittlerweile eingestellt. Bosch experimentiert mit CIS-Fassaden, die aber nicht transparent sind.

Rechberger sieht in klassischen Standardmodulen mit weitem Abstand der Waferzellen aus Silizium eine gewisse Zukunft, auch wenn diese Bauweise mit Einbußen bei der Solarleistung einhergeht. Auf maximale Erträge komme es nicht mehr an, da die meisten neueren Projekte ohnehin auf den Eigenverbrauch des Solarstroms ausgelegt sind.

Christian Renken von der Hochschule in Bern hat sich eingehend mit dem Planungsprozess von Solarfassaden befasst. „Der Schritt von der Photovoltaik zum selbstverständlichen Bauteil für Fassaden ist längst nicht getan“, kommentierte er. „Bei rund 80 Prozent der Architekten ist die Photovoltaik noch nicht angekommen.“ Dennoch bewertete er die wachsende Anzahl von Referenzen als ermutigenden Trend, dass sich die gebäudeintegrierte Photovoltaik aus der Nische heraus entwickele. Ein Massenmarkt sei jedoch nicht in Sicht. Willi Ernst von der Biohaus Stiftung wies darauf hin, dass lediglich bei solaren Dachziegeln ein eigener Markt entstanden sei, „damit wurden schon etliche Megawatt aufgebaut“, wie er betonte.

Die eidgenössischen Forscher aus Bern haben etliche Solarfassaden analysiert. „Die Fassade zeigt die Handschrift des Architekten, sie gibt dem Gebäude ein individuelles Gesicht“, erläuterte Christian Renken. „Dass sie sich nach den Gegebenheiten der Photovoltaik richten müsste, wird von vielen Architekten als zynisch empfunden.“ Am Beispiel der Solarfassade eines Wohnhochhauses im schweizerischen Sihlweid konnte er zeigen, dass die auf allen vier Gebäudefassaden angebrachten Photovoltaikmodule erhebliche Deckungsbeiträge für die Energieversorgung der Bewohner erbringen.

Die Ertragskurve wandert im Tagesverlauf von der Ostfassade nach Süden und weiter nach Westen, auch der nördliche Teil bringt einige Stromerträge. „Bis zu 80 Prozent des Sonnenstroms kann man direkt im Gebäude nutzen“, meinte Renken. „Der solare Deckungsgrad erreicht rund 50 Prozent.“ Zum Vergleich: Bei einem normalen Wohnhaus mit Südanlage sind es zwischen 15 und 20 Prozent.

Renken sieht vor allem zwei Aufgaben für Architekten und Anlagenplaner: Zum einen ist frühzeitig zu klären, was mit dem Sonnenstrom im Gebäude passieren soll. „Zum anderen sind die Solarmodule möglichst kostengünstig in die Fassade einzubinden“, empfahl er. „Das bedeutet, dass die Photovoltaik bereits in die Vorplanung der Fassade einzubeziehen ist. Sonst läuft es darauf hinaus, sie später mit hohem Aufwand und Kosten in eine bereits geplante Fassade zu adaptieren.“

Er verwies auch darauf, dass der Fassadenbauer in der Regel keine Erfahrungen und Kenntnisse mit der DC-Verkabelung der Module hat. „Man sollte die Modulfelder möglichst kompakt planen, das senkt den Aufwand für die Verkabelung“, riet er. „Zudem muss der Solarplaner genau die fachgerechte Verkabelung überprüfen. Das betrifft die Zugentlastung der Kabelbäume, thermische Überhitzung, die Führung über Metallkanten oder möglicher Tierfraß.“ Wenn die Fassade einmal fertiggestellt ist, sei es in der Regel später sehr aufwendig, Schäden in der DC-Verkabelung zu reparieren.

Auf unserem Webportal haben wir für Abonnenten ein spezielles ThemendossierSolares Bauen hinterlegt, mit zahlreichen Beiträgen und Informationen über die BIPV.

Rettungsanker für den Markt

Beim PV-Symposium im Kloster Banz ging es natürlich auch um die Wirtschaftlichkeit von Solargeneratoren, um die Finanzierung und Geschäftsmodelle. Klaus Preiser von der Firma Badenova Wärmeplus empfahl Pachtmodelle, um die finanzielle Belastung zu verringern. Der Kunde trage dabei kein Investitionsrisiko, sei trotzdem Eigenerzeuger und müsse nur die reduzierte EEG-Umlage zahlen. Außerdem sollten Verteilnetzbetreiber, Solaranlagenbetreiber und Wechselrichterhersteller intensiver zusammenarbeiten, um die Vielzahl von Systemdienstleistungen zu nutzen, die intelligente Wechselrichter heute bieten.

Michael Vogtmann von der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie rechnete vor, wie mit dem von der DGS Franken entwickelten Betreiberkonzept „PV mieten!“ auch nach dem neuen EEG Investoren „eine Eigenkapitalrendite von fünf bis zehn Prozent“ erreichen können. Das Konzept funktioniere mit geeigneten Standardlastprofilen im Gewerbe und etwa 80 Prozent Eigenverbrauchsquote – machbar zum Beispiel bei einem Kilowatt Photovoltaikleistung pro 3.000 Kilowattstunden Jahresstrombedarf.

Das gerade anlaufende Ausschreibungsverfahren für Freiflächenanlagen erklärte Rechtsanwalt Christoph Richter von der Kanzlei Maslaton. Mal wieder müsse die Freiflächenphotovoltaik Vorreiter bei einer Förderumstellung sein. Das Verfahren beginnt als „Pay-as-bid-Auktion“ und soll ab Dezember 2015 auf „Uniform Pricing“ umgestellt werden. Das bedeutet, dass zunächst die Teilnehmer bei einem Zuschlag den Preis pro Kilowattstunde erhalten, den sie anbieten.

Beim „Uniform Pricing“ dagegen wird im Auktionsverfahren ein einheitlicher Preis für alle Zuschläge ermittelt. Ob die Hoffnung von BSW-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig aufgehen wird, der die Ausschreibungen als „möglichen Rettungsanker für Solarparks“ bezeichnete, ließ Christoph Richter offen. Im Gegenteil: Er warnte vor dem bürokratischen Papiertiger und empfahl, lieber ohne Auktionen und EEG zu bauen.

www.pv-now.de