Bache­lor­ar­beit

Autor: David Mrkonjic

Spei­che­rung von Solar­strom — Tech­ni­sche und wirt­schaft­li­che Betrach­tung der Spei­che­rung von Solar­strom in der Photovoltaik

2022

Bache­lor­stu­di­en­gang: Wirt­schafts­in­ge­nieur­we­sen — Energiemanagement

Zusam­men­fas­sung:
Leis­tungs­fä­hi­ge Bat­te­rien stel­len heut­zu­ta­ge schon ele­men­ta­re Tech­no­lo­gien im pri­va­ten und indus­tri­el­len Sek­tor dar. In Hin­blick auf die Umset­zung der Ener­gie­wen­de und der dar­aus resul­tie­ren­den Her­aus­for­de­run­gen ergibt sich eine hohe Zukunfts­re­le­vanz die­ser Ener­gie­spei­cher. Die vor­lie­gen­de Arbeit befasst sich pri­mär mit dem Lithi­um-Ionen-Akku­mu­la­tor, bei dem es sich um eine elek­tro­che­mi­sche Spei­cher­tech­no­lo­gie han­delt. Dabei wird zunächst die tech­ni­sche Funk­ti­ons­wei­se sowie wei­te­re Cha­rak­te­ris­ti­ka des Akku­mu­la­tors beschrie­ben. Hier­auf Bezug neh­mend wird erläu­tert, inwie­fern solch ein Akku­mu­la­tor hin­sicht­lich tech­ni­scher und wirt­schaft­li­cher Gesichts­punk­te mit einer Pho­to­vol­ta­ik-Anla­ge gekop­pelt wer­den kann. In die­sem Zusam­men­hang erfolgt eine Simu­la­ti­on auf Basis eines rea­len Gebäu­des, bei dem zu die­sem Zwe­cke eine umfang­reich geplan­te Pho­to­vol­ta­ik-Anla­ge mit­hil­fe eines Kon­struk­ti­ons­pro­gramms rea­li­siert wur­de. Abschlie­ßend wur­de die Simu­la­ti­on auf Basis von ener­ge­ti­schen Bewer­tungs­grö­ßen sowie wirt­schaft­li­cher Aspek­te evaluiert.

Mas­ter­ar­beit

Autor: Micha­el Leinert

Bewer­tung von Kon­zep­ten zur Nut­zung und Spei­che­rung von Strom aus Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen im Rah­men von Power Purcha­se Agreements

2020

RWTH Aachen, Lehr­stuhl für Solartechnik

Zusam­men­fas­sung:
Das Ziel der Arbeit, ein Kon­zept zur Erwei­te­rung des Ange­bots eines Dienst­leis­ters im Bereich der Erneu­er­ba­ren Ener­gien zu ent­wi­ckeln, wur­de erreicht. Die­ses sieht vor, dass die Ste­ag SENS GmbH als Ener­gie­ver­sor­ger sei­nen Kun­den maß­ge­schnei­der­te Ange­bo­te zur voll­stän­dig rege­ne­ra­ti­ven Strom­ver­sor­gung unter­brei­tet. Dazu inves­tiert das Unter­neh­men in die Errich­tung einer Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge auf dem Gelän­de des Kun­den. Der erzeug­te PV-Strom wird direkt vor Ort vom Kun­den ver­braucht und bezahlt. Auf­tre­ten­de Resi­du­al­las­ten wer­den durch die Ste­ag SENS GmbH als Voll­ver­sor­ger aus­ge­gli­chen. Dabei kann auf den Strom­mix der Ste­ag zurück­ge­grif­fen wer­den. Teil der Unter­su­chung ist die Fra­ge, ob und unter wel­chen Bedin­gun­gen der Ein­satz von Strom­spei­chern zum Aus­gleich der Resi­du­al­las­ten ren­ta­bel sein kann. Dadurch kann die Ver­sor­gung des Kun­den mit Strom aus der Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge ver­ste­tigt wer­den.
Zur Errei­chung des Ziels ist ein Simu­la­ti­ons­mo­dell in Mat­lab ent­wi­ckelt wor­den, dass alle in das Gesamt­sys­tem ein- und aus­tre­ten­den Ener­gie­strö­me auf Basis von Ertrags­pro­gno­sen der Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge und Last­pro­fi­len des Kun­den für ein typi­sches Betriebs­jahr berech­net. Das Jah­res­rech­nungs­tool lie­fert mög­li­che Absatz­men­gen und nöti­ge Zukäu­fe, um eine unter­bre­chungs­freie Strom­ver­sor­gung zu gewähr­leis­ten. Die­se bil­den die Grund­la­ge für die anschlie­ßen­de Inves­ti­ti­ons­rech­nung mit der Kapi­tal­wert­me­tho­de. Damit kann der Preis für eine Kilo­watt­stun­de Strom aus dem Sys­tem bestehend aus Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge und Strom­spei­cher bestimmt wer­den, der erfor­der­lich ist, sodass die Inves­ti­ti­on für die Ste­ag SENS GmbH vor­teil­haft ist. (…)

Bache­lor­ar­beit

Autor: Mar­vin Hagemann

Opti­mie­rung der Wirt­schaft­lich­keits­be­trach­tung von Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen im Unter­neh­men Gil­de­meis­ter ener­gy solu­ti­ons GmbH — Vari­an­ten­ver­gleich von Wirt­schafts­be­trach­tun­gen anhand einer 150 kWp Photovoltaikanlage

2019

Stu­di­en­gang: Wirt­schafts­in­ge­nieur­we­sen, Auto­ma­ti­sie­rungs­tech­nik- und Robotik

Zusam­men­fas­sung:
Die Bache­lor­ar­beit unter­sucht und opti­miert die Wirt­schaft­lich­keits­be­trach­tung von Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen im Unter­neh­men Gil­de­meis­ter ener­gy solu­ti­ons GmbH. Eine Wirt­schaft­lich­keits­be­trach­tung dient als Bewer­tungs­maß­stab der Sinn­haf­tig­keit der Inves­ti­ti­on in Pho­to­vol­ta­ik­an­la­gen für den Kun­den. Die Unter­su­chung wur­de unter­teilt in die Auf­ar­bei­tung der bis­he­ri­gen Wirt­schaft­lich­keits­be­trach­tung, das Über­ar­bei­ten der bis­he­ri­gen Wirt­schaft­lich­keits­be­trach­tung und das Fin­den und Imple­men­tie­ren von Alter­na­ti­ven. Die bis­he­ri­ge Wirt­schaft­lich­keits­be­trach­tung wur­de über Micro­soft Office Excel erstellt und wur­de den Ansprü­chen des Unter­neh­mens in Hin­blick auf zukünf­ti­ge Ent­wick­lun­gen nicht gerecht. Eine Über­ar­bei­tung wur­de ver­sucht und nach Abwä­gun­gen der Mög­lich­kei­ten und Beur­tei­lung der Ergeb­nis­se ver­wor­fen. Eine Fremd­soft­ware wur­de gefun­den und imple­men­tiert. Die­ses Doku­ment beschreibt die theo­re­ti­schen Grund­la­gen aller tech­ni­schen und wirt­schaft­li­chen Aspek­te die­ser Aus­ar­bei­tung, die Vor­ge­hens­wei­se der Erar­bei­tung und einen Ver­gleich aller Vari­an­ten. Der Ver­gleich erzielt das Ergeb­nis, dass eine Inves­ti­ti­on aus Aspek­ten der Aktua­li­tät der Daten, der Zukunfts­ori­en­tie­rung und der Pro­zess­op­ti­mie­rung sinn­voll ist. Die Inves­ti­ti­on in die Fremd­soft­ware PV Sol wur­de auf­grund der Ergeb­nis­se die­ser Bache­lor­ar­beit getätigt.

Bache­lor­ar­beit

Autor: Nadi­ne Fischer

Aus­le­gung von Pho­to­to­vol­ta­ik-Dach­an­la­gen für Indus­trie und Gewerbe

2018

Stu­di­en­gang: Elek­tro- und Informationstechnik

Zusam­men­fas­sung:
In die­ser Arbeit wird die Aus­le­gung der Kom­po­nen­ten von PV-Dach­an­la­gen für Indus­trie und Gewer­be­kun­den in Deutsch­land bzw. Mit­tel­eu­ro­pa genau­er betrach­tet. GILDEMEISTER plant sol­che Anla­gen ab einer Grö­ße von ca. 100 kWp. Die maxi­ma­le Grö­ße ist u.a. abhän­gig von der ver­füg­ba­ren Dach­flä­che. Für Indus­trie- und Gewer­be­be­trie­be sind dabei effi­zi­en­te und kos­ten­güns­ti­ge Lösun­gen wich­tig. Im Fol­gen­den wird die Aus­le­gung einer Pho­to­vol­ta­ik-Dach­an­la­ge betrach­tet. Dabei liegt der Fokus auf der Aus­wahl und Bele­gung der Wech­sel­rich­ter, sowie eine Bewer­tung von Mul­ti-MPP-Tra­ckern. Die Betrach­tung kon­zen­triert sich auf die DC-Sei­te bis ein­schließ­lich der Wech­sel­rich­ter. Als Grund­la­ge die­nen dabei Ertrags­si­mu­la­tio­nen ver­schie­de­ner Anla­gen­de­signs und Wer­te aus dem Moni­to­ring von Bestands­pro­jek­ten. Dar­aus kön­nen Rück­schlüs­se auf ver­schie­de­ne Ein­flüs­se, die Aus­wir­kun­gen auf den Ertrag haben, gezo­gen werden.

Bache­lor­ar­beit

Autor: Johan­nes Jahn

Kon­zept von Elek­tro­ly­seu­ren in Ver­bin­dung mit Photovoltaikanlagen

2021

Fakul­tät Maschi­nen­bau der Hoch­schu­le für ange­wand­te Wis­sen­schaf­ten Würz­burg-Schwein­furt in Koope­ra­ti­on mit der STEAG GmbH

Zusam­men­fas­sung:
Ziel der Bache­lor­ar­beit ist die Unter­su­chung und Opti­mie­rung ver­schie­de­ner Kon­fi­gu­ra­tio­nen eines markt­üb­li­chen Pro­ton Exch­an­ge Mem­bra­ne Elek­tro­ly­seur (PEMEL) bei zwei ver­schie­de­nen Arten von Strom­be­zü­gen. Im ers­ten Fall wird Grün­strom sowohl aus dem Strom­netz als auch aus einer Solar­an­la­ge bezo­gen, im zwei­ten Fall rein aus einer Pho­to­vol­ta­ik­an­la­ge. Dabei wer­den jeweils die opti­ma­le Kon­fi­gu­ra­ti­on und die Was­ser­stoff­ge­ste­hungs­kos­ten (WGK) ermittelt.

Über MATLAB wer­den mit Funk­tio­nen die Kon­fi­gu­ra­tio­nen und im zwei­ten Fall das Teil­last­ver­hal­ten als Klemm­span­nungs­mo­dell pro­gram­miert und visua­li­siert. Mit­tels Sen­si­ti­vi­täts­ana­ly­se wer­den die Para­me­ter der WGK in bei­den Fäl­len analysiert. 

Opti­ma­le Betriebs­pa­ra­me­ter sind für PEMEL mit maxi­mal 80 °C, einer Mem­bran­di­cke von 50 μm sowie einem Druck von min. 30 bar beschrieben.

Im ers­ten Fall ist bei hoher Risi­ko­be­reit­schaft eine opti­ma­le Kon­fi­gu­ra­ti­on von 48 Modu­len mit 40,31 MW elek­tri­scher Leis­tung und WGK von 4,45 €/kg H2 und für ein nied­ri­ge­res Risi­ko 36 Modu­le mit 30,66 MW und WGK von 4,5 €/kg H2 ermit­telt. Für den zwei­ten Fall liegt die opti­ma­le Kon­fi­gu­ra­ti­on bei 20 Modu­len mit 21,01 MW benö­tig­ter elek­tri­scher Leis­tung und WGK von 5,53 €/kg H2.

Mas­ter­ar­beit

Autor: Nadi­ne Fischer

Dezen­tra­le Ener­gie­ver­sor­gung und Laden von E‑Fahrzeugen mit PV-Anla­ge, BHKW und Speicher.

2020

Stu­di­en­gang: Mas­ter­stu­di­en­gang Elek­tro- und Informationstechnik

Zusam­men­fas­sung:
Für die Rea­li­sie­rung von Null-Ener­gie-Elek­tro­mo­bi­li­tät (NEEMO) in Ein- und Mehr­fa­mi­li­en­häu­sern gibt es eine Rei­he von ver­schie­de­nen Konzepten…

Mas­ter­ar­beit

Autor: Sascha Link

Simu­la­ti­ve Unter­su­chung von gro­ßen Puf­fer­spei­chern im Ein­fa­mi­li­en­haus in Abhän­gig­keit von regio­na­len Wind- und Solarspitzen

2015

Stu­di­en­gang: Rege­ne­ra­ti­ve Ener­gien und Ener­gie­ef­fi­zi­enz, Uni­ver­si­tät Kassel

Zusam­men­fas­sung:
Mit zuneh­men­dem Anteil erneu­er­ba­rer Ener­gien am Strom­mix nimmt der Ein­fluss fluk­tu­ie­ren­der Ener­gie­trä­ger wie Wind und Son­ne zu und es wer­den ver­mehrt Über­schüs­se gene­riert. Ziel der Mas­ter­ar­beit ist es, die Strom­über­schüs­se durch Umwand­lung in ther­mi­sche Ener­gie Gebäu­den zuzu­füh­ren, um die­se res­sour­cen­scho­nend zu behei­zen. Wär­me­pum­pen­häu­ser kön­nen wei­ter­hin als regel­ba­re Las­ten für das Strom­netz mit intel­li­gen­ter Steue­rung ver­wen­det wer­den. Betrach­tet wird ein Neu­bau-Ein­fa­mi­li­en­haus nach KfW-55-Stan­dard (EnEV 2014) mit einem spe­zi­fi­schen Heiz­ener­gie­be­darf von ca. 35 kWh/(m²a) und zusätz­lich 12,5 kWh/(m²a) Trink­warm­was­ser­be­darf. Als Heiz­an­la­ge wird eine Sole-Was­ser-Wär­me­pum­pe mit Erd­wär­me­son­de in Kom­bi­na­ti­on mit einer Fuß­bo­den­hei­zung ein­ge­setzt. Nach einer aus­führ­li­chen Wet­ter­da­ten­ana­ly­se wer­den mit dem Simu­la­ti­ons­pro­gramm TRNSYS meh­re­re Vari­an­ten einer dyna­mi­schen Wär­me­si­mu­la­ti­on unter­zo­gen, um den Ein­fluss eines grö­ße­ren Puf­fer­spei­chers gegen­über der Aus­gangs­la­ge zu betrach­ten. Im Rah­men der Auf­ga­ben­stel­lung wer­den die Haupt­kom­po­nen­ten des Sys­tems (Wär­me­pum­pe, Puf­fer­spei­cher, Heiz­stab) in ver­schie­de­nen Kon­fi­gu­ra­tio­nen mit­ein­an­der kom­bi­niert. Durch das Über­di­men­sio­nie­ren der Haupt­kom­po­nen­ten wird die Mög­lich­keit geschaf­fen eine Last­ver­schie­bung im elek­tri­schen Strom­netz durch varia­ble­re Betriebs­zei­ten zu ermög­li­chen und somit die Spei­cher­wir­kung zu erhö­hen.
Das Refe­renz­sys­tem in der Aus­gangs­la­ge besteht aus einer nach Norm-Heiz­last aus­ge­leg­ten Wär­me­pum­pe mit einer ther­mi­schen Leis­tung von 5,76 kW im Nenn­be­trieb in Ver­bin­dung mit einem her­kömm­li­chen 400 Liter Puf­fer­spei­cher. Eine ver­än­der­te Rege­lung, die es ermög­licht Signa­le zum bevor­zug­ten An-/Ab­schal­ten des Strom­netz­be­trei­bers zu ver­ar­bei­ten, wird in jeder der Kon­fi­gu­ra­tio­nen imple­men­tiert.
Die Wet­ter­da­ten­ana­ly­se zeigt zunächst, dass die Ver­tei­lung der Extrem­wet­ter­er­eig­nis­se in Regio­nen mit hoher Wind­leis­tung über das Jahr bes­ser mit dem Heiz­ener­gie­be­darf eines Gebäu­des über­ein­stim­men. Ein mitt­le­res Stark­wind­ereig­nis dau­ert im 10-jäh­ri­gen Mit­tel 3,7 Stun­den, wohin­ge­gen die Zeit zwi­schen zwei Stark­wind­ereig­nis­sen 117 Stun­den (ca. 5 Tage) beträgt. Schon hier wird deut­lich, dass gro­ße Spei­cher­vo­lu­mi­na nötig sind, um aus­schließ­lich den Gebäu­de-Ener­gie­be­darf durch Strom­über­schüs­se zu decken. Noch extre­mer ist die Dis­kre­panz zwi­schen Extrem­wet­ter­er­eig­nis­sen mit hoher Solar­strah­lung und dem Gebäu­de­en­er­gie­be­darf in Süd­deutsch­land. Es wird deut­lich, dass im Solar­fall sai­so­na­le Lang­zeit­spei­cher von­nö­ten sind, um ein hal­bes Jahr gänz­lich auf kon­ven­tio­nel­len Strom zu ver­zich­ten. Ein 100 pro­zen­ti­ger Deckungs­grad erneu­er­ba­rer Ener­gien ist kon­zep­tio­nell im Son­nen­fall nicht umsetz­bar, weil pro Ein­fa­mi­li­en­haus das Volu­men des ther­mi­schen Lang­zeit­spei­chers rund 150 m³ betra­gen müss­te. Im Wind­fall ist hin­ge­gen nur ein Volu­men von ca. 30 m³ nötig, damit ein Betrieb ohne Fremd­ener­gie (aus Nor­mal­wet­ter­zei­ten) mög­lich ist. Nichts­des­to­trotz ist auch ein 30 m³ Spei­cher nicht über einen Strom­preis­nach­lass (Befrei­ung von EEG-Umla­ge, Netz­nut­zungs­ge­bühr, Strom­erzeu­gungs­kos­ten, Steu­ern und Abga­ben usw.) refi­nan­zier­bar. Zur Fest­stel­lung der opti­ma­len Anla­gen­kon­fi­gu­ra­ti­on unter Berück­sich­ti­gung der zusätz­li­chen Inves­ti­ti­ons­kos­ten wird eine Para­me­ter­va­ria­ti­on mit Sen­si­ti­vi­täts­ana­ly­se durch­ge­führt. Die wesent­li­chen Ergeb­nis­se dar­aus sind:

• Die Anzahl der Wär­me­pum­pen­starts ver­rin­gert sich mit zuneh­men­dem Puf­fer­spei­cher­vo­lu­men, zuneh­men­der Heiz­stab­grö­ße und abneh­men­der Wär­me­pum­pen­grö­ße. Es ist anzu­neh­men, dass dadurch die Zuver­läs­sig­keit des Ver­dich­ters bei weni­ger Wär­me­pum­pen­starts steigt und die Lebens­dau­er zunimmt.
• Ohne bau­li­che Ver­än­de­run­gen, aber mit ver­än­der­ter Rege­lung, kön­nen mehr Extrem­wet­ter­er­eig­nis­se im Spei­cher ein­ge­la­gert wer­den. Das Wär­me­pum­pen­haus kann mit ver­än­der­ter Rege­lung bei 59 % der Extrem­wet­ter­er­eig­nis­se als regel­ba­re Last (nega­ti­ve Regel­leis­tung) ein­ge­setzt werden.
• Bei gleich­blei­ben­der Wär­me­pum­pen­grö­ße (Aus­le­gung nach Norm-Heiz­last) wird bei Erhö­hung des Spei­cher­vo­lu­mens bei 4 m³ eine voll­stän­di­ge Spei­cher­fä­hig­keit der Extrem­wet­ter­er­eig­nis­se erreicht. Die Extrem­wert­un­ter­su­chung zeigt, dass die Anla­ge dann jeder­zeit als regel­ba­re Last für den Netz­be­trei­ber zur Ver­fü­gung steht.
• Die Regel­leis­tungs­be­reit­stel­lung ist aus­schließ­lich von der elek­tri­schen Auf­nah­me­leis­tung der Wär­me­pum­pe und ins­be­son­de­re von der Leis­tung des Heiz­sta­bes im Puf­fer­spei­cher abhängig.
• Es ist güns­ti­ger anstatt einer gro­ßen Wär­me­pum­pe (17 kW) eine klei­ne­re Wär­me­pum­pe (6 kW) mit grö­ße­rem Heiz­stab (20 kW) zu ver­wen­den. Die Inves­ti­ti­ons­kos­ten sind im Ver­gleich mini­mal und die Wir­kung auf das Strom­netz wäre grö­ßer, sodass aus­rei­chend nega­ti­ve Regel­leis­tung vom Netz­be­trei­ber abge­ru­fen wer­den kann.
• Mit zuneh­men­der Sole-Wär­me­pum­pen­grö­ße nimmt der Anteil der Inves­ti­ti­ons­kos­ten der Erd­wär­me­son­de stark zu, sodass sich die Mehr­kos­ten nur schwer wäh­rend der Betriebs­zeit (auch unter Berück­sich­ti­gung gerin­ger Strom­prei­se) amor­ti­sie­ren können.
• Ab einem Spei­cher­vo­lu­men von ca. 3 m³ tan­gie­ren die spe­zi­fi­schen Inves­ti­ti­ons­kos­ten gegen 1.000 €/m³ und der Zusam­men­hang zwi­schen Spei­cher­vo­lu­men und Inves­ti­ti­ons­kos­ten wird linear.
• Die Inves­ti­ti­ons­kos­ten für Heiz­stä­be sind all­ge­mein mit rund 100 €/kW sehr gering. Damit die elek­tri­sche Anschluss­leis­tung des Haus­an­schlus­ses nicht zu hoch wird, sind Heiz­stä­be bis 12 kW für die Betrach­tung sinnvoll.

Das opti­ma­le Sys­tem im Wind­fall (sie­he nach­fol­gen­de Tabel­le) wird mit­hil­fe der TRN­SYS-Simu­la­ti­on zu einer Sole-Wär­me­pum­pe mit 6 kW ther­mi­scher Leis­tung, einem Heiz­stab mit 6 kW und einem 2.500 Liter Puf­fer­spei­cher bestimmt. Der Stand­ort der opti­ma­len Anla­gen­kon­fi­gu­ra­ti­on im Wind­fall ist in Nord­deutsch­land. Die Amor­ti­sa­ti­ons­zeit beträgt rund 7 Jah­re bei ca. 2.300 € Mehr­kos­ten. Je Spei­cher­zy­klus kön­nen 145,2 kWh ther­mi­sche Ener­gien gespei­chert werden.

• Der EE-Deckungs­grad der opti­ma­len Anla­gen­kon­fi­gu­ra­tio­nen im Wind­fall beträgt 84 % und setzt sich aus der Umwelt­wär­me der Wär­me­pum­pe (Nor­mal- und Extrem­wet­ter) sowie dem Strom­ver­brauch der Wär­me­pum­pe und des Heiz­sta­bes im Extrem­wet­ter­fall zusammen.
• Der Wär­me­be­darf des Gebäu­des wird im Wind­fall zu 30 % von Stark­wind­ereig­nis­sen gedeckt. Im Ver­gleich dazu beträgt die Wär­me­be­darfs­de­ckung im Aus­gangs­fall nur 5 %. Die kli­ma­neu­tra­le Wär­me aus Extrem­wet­ter erhöht sich durch die Kon­fi­gu­ra­ti­on um das 6‑fache.

Das opti­ma­le Sys­tem im Son­nen­fall (sie­he nach­fol­gen­de Tabel­le) steht in Süd­deutsch­land, hat eben­falls eine unver­än­der­te Wär­me­pum­pe mit 6 kW Heiz­leis­tung, einen Spei­cher mit 400 Litern und einen Heiz­stab mit 3 kW. Der Unter­schied zum Wind­fall ist, dass hier der Spei­cher direkt als Trink­warm­was­ser­spei­cher instal­liert wird, weil eine Hei­zungs­un­ter­stüt­zung auf­grund feh­len­der Extrem­wet­ter­er­eig­nis­se mit hoher Solar­strah­lung im Win­ter unnö­tig ist. Im Ver­gleich zur Aus­gangs­la­ge fal­len höhe­re Inves­ti­ti­ons­kos­ten nur für den Smart Meter mit ange­pass­ter Rege­lung und dem Heiz­stab an. Für den Son­nen­fall beträgt somit die Amor­ti­sa­ti­ons­zeit 2,76 Jahre.

• Es kann durch die opti­ma­le Kon­fi­gu­ra­ti­on im Son­nen­fall ca. 40 % des Jah­res-Trink­warm­was­ser­be­dar­fes über Extrem­wet­ter­er­eig­nis­se bereit­ge­stellt werden.
• Außer­halb der Heiz­pe­ri­ode von April bis Sep­tem­ber kann bei Ver­wen­dung des 400-Liter-Trink­warm­was­ser­spei­chers 82 % Pro­zent des Trink­warm­was­ser­be­dar­fes ohne CO2-Aus­stoß rege­ne­ra­tiv bereit­ge­stellt werden.

Die Gegen­über­stel­lung der Sole- und Luft-Wär­me­pum­pe zeigt, dass die Inves­ti­ti­ons­kos­ten unge­fähr hal­biert wer­den kön­nen. Wohin­ge­gen sich die Effi­zi­enz der Luft-Wär­me­pum­pe ver­schlech­tert. Bei annä­hernd glei­cher Wär­me­leis­tung hat die Luft-Wär­me­pum­pe im Jah­res­mit­tel eine um min­des­tens 20 % schlech­te­re Jah­res­ar­beits­zahl. Beson­ders zu Zei­ten erhöh­ter Wär­me­nach­fra­ge wäh­rend sehr gerin­gen Außen­tem­pe­ra­tu­ren liegt der COP-Wert um ca. 50 % nied­ri­ger.
Auch der COP-Wert der Sole-Wär­me­pum­pe ist von der Wär­me­quel­len­tem­pe­ra­tur und der Tem­pe­ra­tur­dif­fe­renz zur Wär­me­sen­ke abhän­gig. Steigt durch die ver­än­der­te Rege­lung und die Ver­wen­dung eines Heiz­sta­bes die Spei­cher­tem­pe­ra­tur, so sinkt der COP-Wert um min­des­tens 1,0. Höhe­re Spei­cher­tem­pe­ra­tu­ren haben auch grund­sätz­lich höhe­re Sys­tem­ver­lus­te zur Fol­ge. Die Ver­wen­dung eines Heiz­sta­bes ver­rin­gert grund­sätz­lich die Effi­zi­enz der Wär­me­pum­pe (Annah­me: glei­che WP-Grö­ße), weil höhe­re Spei­cher­tem­pe­ra­tu­ren vor­han­den sind. Die Ana­ly­se zeigt auch, dass auf grö­ße­re Erd­spei­cher, wie im Solar­fall mit Spei­cher­vo­lu­mi­na ab 30 m³, grund­sätz­lich ver­zich­tet wer­den soll­te.
Zur bes­se­ren Inte­gra­ti­on von Über­schuss­leis­tun­gen zu gerin­gen Zei­ten wur­den unter­schied­li­che Strom­preis­re­duk­tio­nen ange­nom­men. Bei einem der­zei­ti­gen Strom­preis von 29,13 ct/kWh kön­nen Wär­me­pum­pen­be­sit­zer durch Befrei­ung von der Netz­nut­zungs­ge­bühr und der Öko­steu­er mit einem Wär­me­pum­pen­strom­ta­rif von 20,31 ct/kWh rech­nen, weil durch einen ver­grö­ßer­ten Puf­fer­spei­cher und Ver­wen­dung von Smart Metern eine zusätz­li­che nega­ti­ve Regel­leis­tung bereit­ge­stellt wer­den kann.

Bache­lor­ar­beit

Autor: Sascha Link

Ent­wick­lung einer Kabel­durch­füh­rung für Pho­to­vol­ta­ik Isolierglas

2012

Stu­di­en­gang Ener­gie- und Umwelt­sys­tem­tech­nik, Hoch­schu­le für ange­wand­te Wis­sen­schaf­ten Ans­bach in Zusam­men­ar­beit mit Glas­wer­ke Arnold GmbH, Merkendorf. 

Zusam­men­fas­sung:

Ein Pho­to­vol­ta­ik Iso­lier­glas inte­griert Pho­to­vol­ta­ik­zel­len in her­kömm­li­che Iso­lier­glas­schei­ben. Die Arnold Glas Unter­neh­mens­grup­pe ent­wi­ckel­te um das Jahr 2002 eine medi­um­dich­te Kon­tak­tie­rungs­mög­lich­keit, zur Her­stel­lung einer elek­tri­schen Ver­bin­dung zwi­schen dem her­me­tisch abge­dich­te­ten Schei­ben­zwi­schen­raum und einem han­dels­üb­li­chen Solar­ka­bel, und mel­de­te die­se Idee als Patent an. Ziel der vor­lie­gen­den Bache­lor­ar­beit ist es, einer­seits eine alter­na­ti­ve und kos­ten­güns­ti­ge Kon­tak­tie­rung zu ent­wi­ckeln, die dem Glas­kon­zern als wei­te­re Ent­schei­dungs­grund­la­ge dient. Ande­rer­seits ist für die Glas­wer­ke Arnold eine aus­führ­li­che Doku­men­ta­ti­on der bis­he­ri­gen Kabel­durch­füh­rung von Vorteil.

Das bis­he­ri­ge Sys­tem muss­te damals unter hohem Zeit­druck zur Markt­rei­fe gebracht wer­den, des­halb wird zuerst der Auf­bau in tech­ni­scher Hin­sicht kom­plett ana­ly­siert, um ers­te Ansatz­punk­te für die Opti­mie­rung des Pro­duk­tes „Pho­to­vol­ta­ik Iso­lier­glas“ zu erhal­ten. Dazu wird zu Beginn das Basis­pro­dukt „Mehr­schei­ben Iso­lier­glas“ von der Glas­her­stel­lung an erläu­tert. Mit ther­mi­schen Ver­ede­lungs­ver­fah­ren kann das Glas bear­bei­tet wer­den, sodass eine höhe­re mecha­ni­sche Fes­tig­keit erlangt wird. Ein Iso­lier­glas besteht aus min­des­tens zwei Glas­schei­ben, die durch ein metal­li­sches Hohl­pro­fil umlau­fend beab­stan­det wer­den. Die Glä­ser wer­den mit dem Abstand­hal­ter durch einen elas­ti­schen Rand­ver­bund zwei­stu­fig ver­klebt. Im Schei­ben­zwi­schen­raum ist häu­fig ein Wär­me­dämm­gas her­me­tisch ein­ge­schlos­sen, um den Wär­me­durch­gangs­ko­ef­fi­zi­en­ten der Iso­lier­glas­schei­be zu erhöhen.

Sind zusätz­lich Pho­to­vol­ta­ik­zel­len im Schei­ben­zwi­schen­raum auf­la­mi­niert, so spricht man von einem Pho­to­vol­ta­ik Iso­lier­glas. Prin­zi­pi­ell wäre es mög­lich kris­tal­li­ne oder amor­phe PV-Zel­len zu ver­wen­den. In einer Gegen­über­stel­lung der bei­den Arten wird erläu­tert, dass Arnold Glas momen­tan aus ästhe­ti­schen Grün­den auf Dünn­schicht­zel­len setzt, weil die gewünsch­te Semi­trans­pa­renz dort leich­ter zu rea­li­sie­ren ist. Die Schwie­rig­keit besteht nun dar­in, den rege­ne­ra­tiv erzeug­ten Strom vom her­me­tisch abge­dich­te­ten Schei­ben­zwi­schen­raum iso­lie­rend durch den metal­li­schen Abstand­hal­ter nach außen zu einem han­dels­üb­li­chen Solar­ka­bel zu leiten.

Ein beson­de­res Augen­merk wird dar­auf gelegt, den Löt­pro­zess für die im wei­te­ren Ver­lauf ent­wi­ckel­te Kon­tak­tie­rung kom­plett aus der Iso­lier­glas­fer­ti­gungs­li­nie (zur Erhö­hung der Pro­duk­ti­ons­si­cher­heit) zu ent­fer­nen. Des­halb wer­den im Theo­rie­teil alter­na­ti­ve Füge­ver­fah­ren erör­tert, die zukünf­tig den Löt­pro­zess erset­zen kön­nen. Eine Crimp- oder Klemm­ver­bin­dung erfor­dert im Ver­gleich zu einer Löt­ver­bin­dung kei­ne spe­zi­el­len Zusatz­aus­bil­dun­gen der Fer­ti­gungs­mit­ar­bei­ter, die in auf­wän­di­gen Lötschu­lun­gen kon­ti­nu­ier­lich ver­mit­telt wer­den müs­sen. Die Gefahr von „kal­ten Löt­stel­len“ ist schwer kal­ku­lier­bar und ohne­hin ist über eine Löt­stel­le kei­ne siche­re Zug­ent­las­tung des Kabels rea­li­sier­bar. Vor allem die Crim­pung hat mitt­ler­wei­le die Löt­ver­bin­dun­gen in man­chen Bran­chen auf­grund der ein­fa­chen Hand­ha­bung ersetzt.

Nicht nur in der Pho­to­vol­ta­ik­bran­che stellt ein elek­trisch zer­ti­fi­zier­ter Auf­bau häu­fig ein posi­ti­ves Kauf­ar­gu­ment für den End­ver­brau­cher dar. Obwohl ein Zer­ti­fi­kat nicht vor­ge­schrie­ben ist, hat sich für Dünn­schicht-Pho­to­vol­ta­ik die IEC-Norm 61646 durch­ge­setzt.
Für Iso­lier­glas­schei­ben ist noch ein wei­te­res Zer­ti­fi­kat nach DIN EN 1279 indi­rekt vor­ge­schrie­ben, das die Gas­dicht­heit des Auf­baus gewähr­leis­tet. Die ISO-Schei­ben dür­fen eine Leck­ra­te des Wär­me­dämm­ga­ses von 0,1 Pro­zent pro Jahr nicht über­schrei­ten.
Um den Theo­rie­teil abzu­schlie­ßen wird der ganz­heit­li­che Fer­ti­gungs­pro­zess mit der bis­he­ri­gen Kon­tak­tie­rung aus­führ­lich visu­ell in einem Ver­fah­rens­ab­lauf­plan doku­men­tiert. Den Kern­pro­zess stellt dabei die Iso­lier­glas­pro­duk­ti­on an der ISO-Linie I dar. Um dort den Durch­satz zu maxi­mie­ren ist es wich­tig, mög­lichst vie­le Teil­pro­zes­se aus die­ser Fer­ti­gungs­li­nie aus­zu­glie­dern, sodass Bau­grup­pen (z. B. das Solar­ka­bel) außer­halb der Linie vor­kon­fek­tio­niert und somit Pro­duk­ti­ons­kos­ten an der Iso­lier­glas­li­nie in erheb­li­chem Maße gespart wer­den kön­nen. Wei­ter­hin ist auch die elek­tri­sche und visu­el­le Aus­gangs­kon­trol­le in Form einer Über­prü­fung mit einem Blitz­licht-Son­nen­si­mu­la­tor und einer Sicht­prü­fung vom Haupt­fer­ti­gungs­pro­zess ausgegliedert.

In der zwei­ten Hälf­te der Arbeit wird anfangs der zwei­stu­fi­ge Rand­ver­bund ana­ly­siert und opti­miert. In einem eigens ent­wi­ckel­ten Zug­ver­such wird erst­ma­lig der Rand­ver­bund mit Gewich­ten am Solar­ka­bel in unter­schied­li­chen Angriffs­win­keln belas­tet. Das Ergeb­nis ist eine Erwei­te­rung der bis­he­ri­gen Kabel­hül­se mit einem Klemm-Mecha­nis­mus, damit gewähr­leis­tet wird, dass das Solar­ka­bel im fla­chen Win­kel aus dem Rand­ver­bund her­aus­ge­führt wird und gleich­zei­tig die Rand­ver­kle­bung einer grö­ße­ren Zug­kraft stand­hält.
Wäh­rend des Zusam­men­baus der Test­schei­ben für den Zug­ver­such hat sich her­aus­ge­stellt, dass die Hälf­te aller Ver­nie­tun­gen einen her­aus­ste­hen­den Rest­niet­dorn auf­wei­sen, wel­cher ein Zei­chen für eine man­gel­haf­te Ver­nie­tung ist. Dar­auf­hin wur­de die Niet­ver­bin­dung empi­risch durch ver­än­dern der Para­me­ter Bohr­loch­durch­mes­ser, Klemm­stär­ke und Mate­ri­al­art opti­miert. Grund­sätz­lich hat der Becher-Blind­niet die Auf­ga­be ein Bohr­loch im metal­li­schen Abstand­hal­ter mit einer Kabel­hül­se, durch die das strom­füh­ren­de Kon­takt­bänd­chen her­aus­ge­führt wird, wie­der zu ver­schlie­ßen. Der Niet erfüllt nun jeder­zeit auf­grund der zusätz­li­chen Ver­wen­dung einer Unter­leg­schei­be aus ver­zink­tem Stahl die Auf­ga­be und gewähr­leis­tet, dass sich der Niet repro­du­zier­bar bei jedem Niet­ver­such gleich ausbildet.

Zusam­men mit den Erkennt­nis­sen aus dem Theo­rie­teil flie­ßen die prak­ti­schen Ergeb­nis­se aus Zug- und Niet­ver­such in die Neu­ent­wick­lung der Kabel­durch­füh­rung ein. In diver­sen CAD-Zeich­nun­gen wird die Modi­fi­zie­rung, basie­rend auf einer Crimp­ver­bin­dung, dar­ge­stellt.
Die ent­schei­den­de Ent­wick­lung ist hier­bei das „Dop­pel­kon­takt­ele­ment“, das einen her­kömm­li­chen Ring­ka­bel­schuh (Crim­pung) um eine zusätz­li­che Klemm­ver­bin­dung erwei­tert. In die­ser Klem­me kann das strom­füh­ren­de Kon­takt­bänd­chen des Pho­to­vol­ta­ik­mo­duls ein­ge­klemmt wer­den, um eine elek­tri­sche Ver­bin­dung mit dem Solar­ka­bel her­zu­stel­len, das auf der gegen­über­lie­gen­den Sei­te des Dop­pel­kon­takt­ele­men­tes ange­crimpt ist. Zusätz­lich ist am Dop­pel­kon­takt­ele­ment eine Boh­rung vor­ge­se­hen, über die das Solar­ka­bel durch das Set­zen eines Blind­nie­tes zug­ent­las­tet wird.
Weil die bis­he­ri­ge Kabel­hül­se für das neu­ent­wi­ckel­te Dop­pel­kon­takt­ele­ment unpas­send ist und kei­ne elek­tri­sche Iso­la­ti­on zum metal­li­schen Abstand­hal­ter gewäh­ren könn­te, ergibt sich folg­lich eine zwei­te Ent­wick­lung, das „iso­lier­tes Steck­ge­häu­se“. Die Neu­ent­wick­lung ist ein Spritz­guss­teil aus Poly­amid und besteht aus zwei Tei­len, der „modi­fi­zier­ten Kabel­hül­se“ und dem „Deckel“. Das Gehäu­se wird mit drei Rast­ha­ken geschlos­sen und hat die Auf­ga­be die Klemm­ver­bin­dung des Dop­pel­kon­takt­ele­men­tes zu schüt­zen und zu iso­lie­ren sowie eine wei­te­re Zug­ent­las­tung des Solar­ka­bels zu generieren.

Der Fer­ti­gungs­ab­lauf muss an die neu­en Ent­wick­lun­gen ange­passt wer­den und wird eben­falls in einem Ablauf­plan gra­fisch dar­ge­stellt. Es ist ersicht­lich, dass eini­ge Pro­zess­schrit­te durch den ver­än­der­ten Ablauf gespart wer­den. Zudem erhöht sich die Pro­duk­ti­ons­si­cher­heit, weil die Löt­stel­le an der kri­ti­schen Stel­le im Rand­be­reich des Iso­lier­gla­ses durch eine Klemm- und Crimp­ver­bin­dung ersetzt wer­den konn­te. Wei­ter­hin wird die Strom­lei­tung vom PV-Modul über das Dop­pel­kon­takt­ele­ment hin zum Solar­ka­bel durch ins­ge­samt drei Berüh­rungs­stel­len gewähr­leis­tet, wodurch sich eine dop­pel­te Red­un­danz ergibt.
Die abschlie­ßen­de Kos­ten­rech­nung bestä­tigt, dass sich mit­tel­fris­tig die Inves­ti­tio­nen in Höhe von 88.000 € (für Zer­ti­fi­zie­rung, Bemus­te­rung und je eine neue Spritz­guss- und Stanz­werk­zeug­form) wirt­schaft­lich inner­halb von sie­ben Jah­ren amor­ti­sie­ren, weil die Takt­zeit in der Iso­lier­glas­fer­ti­gungs­li­nie durch neu ent­wi­ckel­te Bau­grup­pen ver­kürzt wird und somit die Fer­ti­gungs­kos­ten dau­er­haft gesenkt werden.