Heißkalte Abrechnung

In jedem normgerechten Datenblatt eines Solarmoduls sollten sie angegeben sein: die Temperaturkoeffizienten. Dabei fällt sofort auf, dass die Koeffizienten für Modulleistung und Modulspannung negativ sind. Das entspricht einem grundlegenden Verhalten der Photovoltaik-Technologien: Liegt die aktuelle Modultemperatur im Sommer höher als bei Standardtestbedingungen, dann sinken die Modulleistung und die Modulspannung – bei niedrigeren Temperaturen im Winter ist es natürlich umgekehrt. Wer das bei der Auslegung einer Solaranlage nicht richtig berücksichtigt, wird weniger Ertrag einfahren oder sogar die Analge beschädigen. Die Temperaturkoeffizienten der Solarmodule unterscheiden sich dabei je nach Zellentechnologie: Für Dünnschicht-Solarmodule, also beispielsweise für Solarmodule mit Solarzellen aus amorphem Silizium, ist der Leistungskoeffizient weniger negativ als der Leistungskoeffizient von Solarmodulen mit kristallinen Silizium-Solarzellen.

Je heißer, desto schlechter

Ein Beispiel dazu: Der Leistungskoeffizient beträgt bei Solarzellen aus kristal linem Silizium typischerweise minus 0,5 Prozent pro Kelvin. Er bezieht sich auf die Nennleistung eines Solarmoduls, die unter Standardtestbedingungen gemessen wird, auf englisch STC abgekürzt. Eine Einstrahlung von 1.000 Watt pro Qua dratmeter mit einem genau definierten Lichtspektrum simuliert unter STC die Mittagssonne an einen Sommertag. Die STC-Zellentemperatur ist dabei 25 Grad Celsius Die Nennleistung beträgt in dem Beispiel 165 Watt. Wenn sich das Modul auf 65 Grad Celsius aufheizt, also 40 Kelvin wärmer wird als als unter den STC, dann liefert es 20 Prozent weniger Leis tung, also nur noch 132 Watt. Umgekehrt ist im Winter bei plus fünf Grad Celsius eine Mehrleistung von 16,5 Watt möglich, wenn die Sonne entsprechend stark wie unter den STC scheinen sollte.

Eine Berechnung des Temperaturverhaltens unterschiedlicher Modultechnolgien anhand der Koeffizienten zeigt, dass die Leistungseinbußen der Dünnschicht- Solarmodule aus amorphem Silizium (a-Si), Cadmium-Tellurid (CdTe) und Kupfer-Indium-Diselenid (CIS) bei höheren Temperaturen geringer sind als die von mono- oder polykristallinen Zellen.

Ein Solarpark mit einer Nennleistung von 100 Kilowatt liefert also bei einer Modultemperatur von 55 Grad Celsius nur noch 86 Kilowatt, wenn Module mit kristallinen Siliziumsolarzellen eingesetzt werden. Hätte der Bauherr dagegen dagegen Solarmodule aus amorphem Silizium gewählt, hätte ein auf 100-Kilowatt spezifizierter Solarpark – unter sonst unveränderten Rahmenbedingungen – immerhin noch eine Leistung von 94 Kilowatt.

Auch positive Effekte möglich

Der Bauherr, der amorphe Siliziumzellen besitzt, kann sich noch über einen anderen Hitze-Effekt freuen. Bei Dünnschicht ist ein jahreszeitlicher Unterschied im Wirkungsgrad zu beobachten: Im Sommer steigt er an, im Winter fällt er wieder ab. Die Defekte, die eine amorphen Silizium-Solarzelle altern lassen, den Wirkungsgrad reduzieren und vor allem im Winter auftreten, heilen bei höheren Temperaturen im Sommer nämlich teilweise wieder aus. Die auf ein Kilowatt Nennleistung normierten Erträge von Photovoltaikanlagen zeigen entsprechend, dass amorphe Silizium-Solarzellen im Sommer bessere Erträge liefern als kristalline Silizium-Solarzellen. Das ist nur zu einem Teil auf den anderen Temperaturkoeffizienten der a-Si-Solarmodule zurückzuführen, sondern eben auch auf das zyklische Verhalten des Wirkungsgrads.

Experten bezeichnen diese Alterungserscheinungen als Staebler-Wronski- oder Annealing-Effekt. Sie diskutieren derzeit darüber, ob Erträge steigen, wenn man Photovoltaikanlagen aus amorphem Silizium „gut einpackt“ und damit vergleichsweise warm hält, also etwa dachintegriert mit geringer Hinterlüftung installiert. Centrosolar hat deshalb vor wenigen Monaten in Paderborn einen entsprechenden Teststand mit einer gut und einer überhaupt nicht hinterlüfteten Photovoltaikanlage mit Solarmodulen aus amorphem Silizium eingerichtet. Bei – abgesehen von der Modultemperatur – identischen Randbedingungen soll überprüft werden, welche Erträge sie bringen. Einerseits werden durch die höheren Temperaturen der Anlage ohne Hinterlüftung entsprechend des Temperaturkoeffizienten geringere Erträge erwartet, andererseits könnte das durch die Ausheilung kompensiert werden. Sollte das der Fall sein, würden sich weitere Marktchanchen für die Dachintegration von Solarmodulen eröffnen.

Unempfindlicheres Verhalten

Dünnschichtmodule zeichnen sich je nach Perspektive noch durch einen weiteren Vorteil aus. Experten lesen anhand der Strom-Spannungs-Kennlinie ab, wie es sich auswirkt, wenn der MPP-Tracker des Wechselrichters den optimalen Arbeitspunkt leicht verfehlt (MPP bedeutet Punkt maximaler Leistung, englisch: Maximum -Power-Point). Die Kennlinien der Dünnschichtmodule haben einen flacheren Verlauf im Vergleich zu Solarmodulen aus kristallinem Silizium. Das bedeutet, dass die Leistungsverluste durch regelungstechnisch bedingte Fehlanpassungen des Wechselrichters bei amorphem Silizium geringer sind. Weicht beispielsweise die tatsächliche Spannung um zehn Prozent von der optimalen MPP-Spannung ab, so führt das bei kristallinem Silizium zu einer Leistungseinbuße von rund zehn Prozent, bei amorphem Silizium dagegen nur zu einer Leistungseinbuße von rund sechs Prozent.

Auf Spannungsfenster achten

Bei der Auslegung der Solaranlage muss man auch darauf achten, wie sich die Modulspannung ändert, wenn es wärmer oder kälter wird. Dazu muss man wissen, dass sich die Spannungen von in Strings hintereinander geschalteten Modulen addieren. Bei der Auslegung eines Strings muss entsprechend der Spezifikationen des Wechselrichters darauf geachtet werden, dass der Bereich des MPP-Eingangsspannungsfensters mindestens erreicht, aber nicht überschritten wird. Gleichzeitig dürfen auch die maximalen Systemspannungen von Modul und Wechselrichter nicht überschritten werden.

Im Datenblatt findet man die dafür erforderlichen Angaben unter STC: Spannung U_MPP und Strom I_MPP am Arbeitspunkt der maximalen Leistung sowie die Leerlaufspannung U_OC. Das OC steht übrigens für den englischen Begriff open circuit – also einen nicht geschlossenen Stromkreis. Im Datenblatt eines 165 Watt Moduls findet man zum Beispiel folgende Werte: Die Werte sind unter Standardtestbedingungen ermittelt und müssen mittels des Temperaturkoeffizienten auf höhere oder niedrigere Temperaturen umgerechnet werden. Ausgehend von den Datenblattwerten können etwa die Spannungen bei minus zehn Grad Celsius und bei plus 70 Grad Celsius Modultemperatur bestimmt werden.

Die Temperaturdifferenzen, die bei der Umrechnung zu berücksichtigen sind, ergeben sich aus der Abweichung zu den 25 Grad Celsius der Standardtestbedingungen. Sie werden in der Einheit Kelvin angegeben, wobei ein Grad Celsius einem Kelvin entspricht: in dem Beispiel interessieren also die Differenzen – 35 Kelvin und 45 Kelvin.

Untere Spannungsgrenze des MPP-Bereichs: U_PVunten = 125 V

Obere Spannungsgrenze des MPP-Bereichs: U_PVoben = 750 V

Maximal zulässige DC-Spannung: U_DCmax = 750 V den Temperaturen steigt. In Regionen, in denen die Temperaturen noch tiefer fallen, müssen natürlich noch höhere Spannungen berücksichtigt werden. Die minimale MPP-Spannung wird dagegen bei zirka plus 70 Grad Celsius gemessen.

Die Anzahl der in Reihe geschalteten Module ist also so zu wählen, dass die beiden Extremwerte der MPP-Spannung in das MPP-Spannungsfenster des Wechselrichters passen (n: Anzahl):

Die zunächst ermittelte maximale Anzahl von 18 Modulen in Reihe reduziert sich durch diese Überlegung auf 15 Module. Da im Beispiel die maximal zulässige Systemspannung der Module von 1.000 Volt bei einem String aus 15 Modulen nicht erreicht werden kann, ergibt sich keine weitere Einschränkung. Zusammengefasst können an diesen Wechselrichter also – bedingt durch die Temperatureffekte – die ausgewählten Beispielmodule in Strings mit einer Anzahl zwischen fünf und 15 Modulen angeschlossen werden.

Trotz Hitze hohe Erträge

Wer bei allem Ärger über die Temperatureffekte jedoch auf die Idee kommt, dass eine Anlage im Sommer weniger Ertrag bringt als im Winter, der irrt natürlich. Für den Ertrag einer Photovoltaikanlage ist schließlich nicht nur die Leistung der Solarmodule entscheidend, sondern auch die Sonnenscheindauer. Der Ertrag errechnet sich als Produkt der beiden Größen. Im Sommerhalbjahr gibt es – zumindest auf der Nordhalbkugel der Erde – viel mehr und längere sonnige Tage. Daher liefern Photovoltaikanlagen trotz der temperaturbedingten Leistungseinbußen im Sommer deutlich mehr Strom als im Winter. Die Erfahrung zeigt, dass unverschattete Photovoltaikanlagen von April bis September rund drei Viertel ihres Jahresertrages produzieren.