Analyse, Evaluierung und Optimierung von mikrofinanzierten Solar Home Systemen in Regionen mit schwach entwickelter oder nicht vorhandener Energieversorgung

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Symbolverzeichnis

Zusammenfassung

Abstract

1 Einleitung
1.1 Vorwort
1.2 Problemstellung
1.3 Aufgabenstellung und Zielsetzung
1.4 Kooperationspartner und Teamwork

2 Grundlagen
2.1 Solare Inselsysteme und Solar-Home-Systems
2.2 Auswirkungen der Geographischen Lage Tansanias auf die solare Stromversorgung
2.2.1 Klima
2.2.2 Geographische Vorteile für SHS
2.2.3 Geographische Nachteile
2.3 Mikrofinanzierung
2.4 Energiespeicher - Bleiakkumulator
2.4.1 Funktionsweise
2.4.2 Typen von Bleiakkumulatoren
2.4.3 Kenngrößen und Eigenschaften
2.4.4 Lebensdauer
2.4.5 Alterungsprozesse
2.4.6 Für Photovoltaikanlagen geeignete Typen von Bleiakkumlatoren
2.5 Solarmodul
2.5.1 Photovoltaik
2.5.2 Kennwerte einer Solarzelle
2.5.3 Standard - Testbedingungen für Solarzellen
2.5.4 Alterungserscheinung von Solarmodulen
2.5.5 Eigenschaften der unterschiedlichen Solarmodule
2.5.6 Anforderungen an PV-Module für SHS in Tansania
2.6 Laderegler
2.6.1 Arten von Laderegler
2.6.2 Funktionen und Schutzmechanismen
2.7 Inverter
2.7.1 Typen von Inverter
2.7.2 Eigenverbrauch und Wirkungsgrad
2.7.3 Sicherheitseinrichtung
2.7.4 Inverter in kleine SHSs
2.8 Verkabelung
2.8.1 Litzen und Kabel
2.8.2 Klemmen
2.9 Erdung
2.10 Leuchtmittel und andere Engeräte
2.11 SHS Dimensionierung
2.11.1 Vorgehensweise
2.11.2 Berechnung des durchschnittlichen täglichen Energiebedarfs
2.11.3 Notwendige Akkukapazität K
2.11.4 Dimensionierung des Solargenerators
2.11.5 Inverter Dimensionierung
2.11.6 Ladereglerdimensionierung
2.11.7 Leitungsquerschnittdimensionierung

3 Untersuchung von SHS
3.1 Vorbereitung
3.2 Verwendete Messgeräte und Messgrößen
3.3 Gemessene Kenngrößen und Messaufbau
3.4 Durchführung
3.4.1 Typischer Untersuchungsablauf
3.4.2 Aufgetretene Probleme während der Messungen

4 Untersuchungsergebnisse
4.1 Allgemein
4.2 Komponenten
4.2.1 PV-Modul
4.2.2 Laderegler
4.2.3 Batteriezustand
4.2.4 Kabel
4.2.5 Verbraucher
4.2.6 Werkzeugausstattung/Know How der Techniker und damit verbundene Installationsqualität
4.2.7 Qualität von Batteriesäure
4.2.8 Diebstahl
4.2.9 Modifizieren des Systems

5 Auswertung der Ergebnisse
5.1 Ladezustand der Batterien
5.2 SHS Dimensionierung
5.2.1 Dimensionierungsergebnisse
5.2.2 Auslegungsfehler
5.3 Auswirkung minderwertiger Installationsqualität
5.4 Risiko von Großverbrauchern und Invertern
5.5 Probleme durch fehlende Erdung

6 Erkenntnisse und Empfehlungen
6.1 Produktentwicklung und Produktvertrieb
6.2 Installation und Service
6.3 Userverhalten und Trainingsmaßnahmen

7 Fazit und Ausblick

Eidesstattliche Erklärung

Danksagung

Literatur und Quellenverzeichnis

Anhang A

Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Schematische Darstellung eines SHS

Abb. 2: Tansaniakarte [4]

Abb. 3: Schematische Darstellung eine Bleiakku-Zelle; Lade und Entladevorgänge

Abb. 4: Entladeschlussspannung in Abhängigkeit des Entladestroms [8,S.205]

Abb. 5: Ladegrenzspannung eines Blei-Gel-Akkus (Exide A600 Solar) abhängig von Temperatur und Ladeverfahren [23]

Abb. 6: Zyklenfestigkeitskurven zweier unterschiedlicher Akkutypen

Abb. 7: geschossener Solarakku (Bild Moll)

Abb. 8: OPzS Blockbatterien (Bild Exide Technologies)

Abb. 9: Verschlossene Solarakkus der Marke Sonnenschein (Bild Exide Technologies)

Abb. 10: UI-Kennlinie einer Solarzelle

Abb. 11: Temperatur- und Einstrahlungseinfluss (50Wp Poly-C Kyocera KD50SE-1P)

Abb. 12: Browning, Zellausbleichung und Blasenbildung eines Solarmoduls [18]

Abb. 13: Monokristalline Zelle (links), Polykristalline Zelle (rechts)

Abb. 14: Degradationsverhalten von amorphen Si-Solarzellen

Abb. 15: Amorphe Zelle

Abb. 16: Prinzipschaltbild Serienregler [24]

Abb. 17: Prinzipschaltbild Parallelrelger [24]

Abb. 18: Arbeitsbereich eines Solarmoduls in einem SHS

Abb. 19: Arbeitsbereich MPT bei erhöhten Modultemperaturen

Abb. 20: Ausgangssignal verschiedener Wechselrichter

Abb. 21: Wechselrichter Wirkungsgrad [24,S.103]

Abb. 22: Erdungsplan am Beispiel eines STECA Ladereglers

Abb. 23: CF-Lampe (Bild: Phocos) und typische Tube-Lamp (v.l.n.r.)

Abb. 24: Bestimmung der Kabelquerschnitte bei einem 12V System[15,S.25]

Abb. 25: Untersuchungsgebiete

Abb. 26: Interviews mit SHS-Nutzer

Abb. 27: Elektrolytstands- und Gasungskontrolle (links); Nachfüllen (rechts)

Abb. 28: Modulmessungen

Abb. 29: Modulrahmen

Abb. 30: Verstaubtes Modul

Abb. 31: defekter Laderegler – Elektronik verkapselt

Abb. 32: defekte Laderegler

Abb. 33: Laderegler von Steca (v.l.n.r: Solarix, PR, Solsum)

Abb. 34: Korrosion der Batteriepole

Abb. 35: Kontaktverbindung durch Gewinde bei einer OPzS Batterie

Abb. 36: verdrillte Kabelenden

Abb. 37: Lichtschalter mit Wackelkontakt aufgrund geringen Leitungsquerschnitts

Abb. 38: Kabelschäden

Abb. 39: Leitungsquerschnittsvergleich 2,5mm² (blau: BRD; rot/schwarz: Tansania)

Abb. 40: defekte CF Lampe (5-facher Stromverbrauch)

Abb. 41: Verrußte und defekte Tube lamps

Abb. 42: Modifizierter Lichtschalter

Abb. 43: Modifizierte PV-Anlage

Abb. 44: Batterie-Ladezustand Anlage #8

Abb. 45: Batterie-Ladezustand Anlage #1

Abb. 46: Batterie-Ladezustand Anlage #7

Abb. 47: Solarkabel Ölflex Solar V4A (Bild: Lapp Group)

Abb. 48: Sicherheitsschrauben (Bild: www.Online-Schraubenhandel.de)

Abb. 49: Optimaler Modul-Neigungswinkel (links), mittlere tägliche Sonneneinstrahlung (rechts)

Abb. 50: PVS Zelle (links), PVV Zelle (rechts)

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Akkutypen nach Bauart

Tabelle 2: Ermittlung des Ladezustands mittels Ruhespannung [3]

Tabelle 3: Ladezustandermittlung mittels Aräometer [5]

Tabelle 4: Überblick Moduleigenschaften

Tabelle 5: Untersuchte PV-Module

Tabelle 6: Abweichung von Optimalausrichtung (0° Norden)

Tabelle 7: PV-Modul Neigung in Grad zur Horizontalen (Optimal: 10-15°)

Tabelle 8: Laderegler Mängelliste

Tabelle 9: Laderegler Vergleich

Tabelle 10: Datenlogger Anlage #1 (Solar Batterie 80Ah – Chloride Exide)

Tabelle 11: Datenlogger Anlage #7 (Autobatterie 32Ah – Chloride Exide)

Tabelle 12: Datenlogger System #8 (OPzS Batterie 100Ah - BAE)

Tabelle 13: Batterievergleich

Tabelle 14: Wahrer Leitungsquerschnitt der untersuchten Solarkabel

Tabelle 15: Ladezustand der Batterien nach 30min Ruhen

Tabelle 16: Dimensionierungsergebnisse der analysierten SHS (schwarz: Ist-Zustand, blau: Soll-Zustand)

Tabelle 17: Dimensionierung von angebotenen Komplettpaketen

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Symbolverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Zusammenfassung

Die Elektrifizierungsrate in Tansania liegt bei rund 11%, in ruralen Gebieten haben nur 2% der tansanischen Bevölkerung Zugang zu Elektrizität [1][13]. Diese Zahlen verdeutlichen die elektrische Unterentwicklung in Tansania. Durch den Einsatz von solaren Inselsystemen für Haushalte und kleine Betriebe, so genannte Solar-Home-Systems (SHS), ist es möglich Haushalte die aufgrund mangelnder Infrastruktur keinen Zugang zum öffentlichen Netz verfügen, mit Strom für Beleuchtung und Kleinelektrogeräte zu versorgen. Diese Technologie hat sich jedoch in Tansania, entgegen der propagierten Langlebigkeit, als kurzlebig und problemanfällig herausgestellt. Die dadurch entstehenden Mehrkosten dieses teuren Energiesystems stellt für viele ein großes Problem dar, und wird zu einer Kostenfalle für die Ärmsten der Welt.

Zur möglichen Verbesserung wurden vor Ort innerhalb von zwei Monaten insgesamt 16 SHS - verteilt auf drei Regionen - begutachtet und analysiert. Die Erhebung wurde einerseits durch technische Analysen der SHS und andererseits durch Interviews mit den Anlagenbetreibern durchgeführt. Dabei wurden Erkenntnisse über die Störanfälligkeit und Kurzlebigkeit der Anlagen gewonnen und daraus Optimierungsmaßnahmen zum Betrieb vorgeschlagen.

Die wichtigsten Erkenntnisse der Arbeit über den Betrieb von SHS in Tansania:

Nahezu alle untersuchten Systeme sind für den geforderten Stromverbrauch auf der Stromerzeugerseite (Photovoltaik Module) stark unterdimensioniert. Diese Unterversorgung führt bereits nach kurzer Betriebsdauer zur Übernutzung des SHS. Als kritische Komponente dabei wurde der Energiespeicher, ein Blei-Säure Akkumulator, identifiziert. Die täglich entnommene Energiemenge kann der unterdimensionierte Solar-Generator während der Ladezeit (Zeit der Sonneneinstrahlung) nicht zu Verfügung stellen. Die Folge ist ein Zyklenbetrieb bei kritisch niedrigem Ladezustand des Akkus. Diese Akku-Betriebsführung beschleunigt die physikalisch bedingten Alterungsprozesse und führt zu einem vorzeitigen Ausfall des Energiespeichers. Diese Fehldimensionierung scheint in Tansania weit verbreitet zu sein. Lokale Solarenergie Anbieter mit teils europäischem Hauptsitz vertreiben unterdimensionierte Komplettpakete und die mangelhafte Dimensionierung wird auf diversen technischen Schulungen kommuniziert.

Minderwertige Komponenten, mangelhafte Wartung und qualitativ minderwertig durchgeführte Installationsarbeiten begünstigen diesen Umstand und manifestieren sich in verringerten Generatorleistungen, Wackelkontakten, gekappte Leitungen und Kurzschlüssen.

Verbesserungspotenziale:

Als Grundvoraussetzung für den störungsarmen Betrieb sind eine korrekte Dimensionierung, hochwertige Komponenten sowie eine professionelle und qualitätsbewusst durchgeführte Installation des Systems. Insbesondere die Dimensionierung und die hohe Installationsqualität kann durch adäquate Schulungsmaßnahmen, die das Qualitätsbewusstsein von Servicemitarbeitern und Technikern mobilisieren, erreicht werden.

Positivbeispiele, die diesen Schluss zulassen, finden sich bei zwei untersuchten SHS auf Zanzibar. Durch qualitativ hochwertige Komponenten, eine korrekte Dimensionierung sowie eine sauber durchgeführte Installation arbeiten diese selbst nach mehrjährigem Betrieb weiterhin zuverlässig.

Abstract

The electrification rate in Tanzania is around 11%; in rural areas only 2% of the Tanzanian population has access to electricity [1][13]. These statistics illustrate the underdevelopment in the field of electricity in Tanzania. With the use of Solar Home Systems (SHS) it is possible to supply households and Microenterprises with electrify which have no access to the power grid due to a lack of infrastructure. The produced electricity is sufficient for lightning and small appliances. Unfortunately this technology in Tanzania , in contrast to the publicized durability, is non-durable and delicate. Thus, further costs for an already expensive energy system accrue that constitute a significant problem for many customers and leads to a cost trap for the poor. In order to recommend improvements, 16 SHSs in three different regions were examined and analysed on-site within two months. The inquiry included technical analyses of SHSs and customer interviews. Vulnerability to failures and non-durability were identified, leading to suggestions for an optimised operation of SHSs.

Results:

Nearly all analysed systems are undersized considering the existing electricity demand, especially the photovoltaic generator. This leads to an overload of the system after a short operating time. The critical component in a SHS is the lead-acid battery. Due to the fact that the undersized solar generator is not able to produce the daily need of energy during the day, the battery always works at a critical low state of charge. This operation mode forces battery aging caused by physical and chemical processes in the battery, and leads to a premature battery breakdown. It seems that undersized SHSs are widespread in Tanzania. Local solar energy suppliers with headquarters in Europe distribute undersized SHS packages. Furthermore, a defective way of system sizing is taught in technical solar trainings.

Low grade components, defective maintenance and poorly implemented installations force this situation. The results are lower electricity output, loose contacts, clipped off cables and short circuits.

Suggestions:

The basic requirements for an effective operation are correct system sizing, high quality components, as well as high quality and professional installation of the system. Correct sizing and the quality in installation and maintenance in particular, can be achieved through adequate training for technicians and service staff.

As positive examples, two analysed SHSs in Zanzibar demonstrate that correct sizing, the use of high quality components and professional installation ensure reliable operation over several years.

1 Einleitung

1.1 Vorwort

Die elektrische Energieversorgung in Tansania stellt bis heute ein großes Problem dar. Um dem entgegen zu wirken wurde in den vergangenen Jahren häufig elektrischer Strom aus alternativen Energiequellen wie Sonne oder Wind als Lösungsansatz betrachtet. Die lokalen Gegebenheiten stellen dabei eine große Herausforderung an die zum Einsatz kommende Technologie dar. Nicht selten können die dabei gesteckten Ziele nicht erreicht werden und die Kosten dafür trägt letztendlich die Bevölkerung.

Aus diesem Grund habe ich mir als Ziel gesetzt - am Beispiel von Tansania - die bei der Nutzung von Solar Home Systemen (SHS) auftretenden Probleme aufzuzeigen und Verbesserungsvorschläge auszuarbeiten. Auf diesem Weg kann die vorhandene Technologie den Gegebenheiten besser angepasst und entsprechend genutzt werden.

Tansania gehört zu den ärmsten Ländern der Erde. 50% der Bevölkerung müssen mit weniger als 2 US$ pro Tag auskommen, 20% sogar mit weniger als 1 US$ [4]. Ein funktionierendes Stromnetz steht nur in großen Städten zur Verfügung, auch wenn dies aufgrund von Stromausfällen und Spannungsschwankungen nicht so stabil wie das in Deutschland ist. Strom für Beleuchtung kommt aus Autobatterien oder einem Dieselgenerator. Jedoch müssen die teils 30-40 kg schweren Batterien und Treibstoffkanister zum Befüllen zur nächsten Ladestation bzw. Tankstelle getragen werden. Nicht selten sind diese Füllstationen bis zu zwei Tagesmärsche entfernt.

Eine Alternative dazu stellen Mikroenergiesysteme in Form von Solar Home Systemen dar. Die Funktionsweise dieses Energiesystems werden im Kapitel Grundlagen genauer erklärt.

1.2 Problemstellung

Eine Kernkomponente und zugleich das, über den Lebenszyklus gesehen, teuerste Bauteil eines SHS ist die Batterie. Bei den in Tansania zur Anwendung kommende Energiespeicher handelt es sich um Blei-Säure Akkumulatoren, die für den Solareinsatz optimiert wurden. Dieser Batterietyp hat sich aufgrund des einfachen Aufbaus und des guten Preisleistungsverhältnisses in diesem Anwendungsgebiet etabliert, reagiert jedoch sehr sensibel auf die Stromentnahme. Aufgrund dieser Sensibilität schwankt die Lebensdauer je nach Handhabung zwischen 0,5 und 5 Jahren. Dieser Umstand zeigt, dass allein der richtige Umgang der Anlagenbetreiber mit Solarstrom die Lebensdauer des Solar-Home-Systems beträchtlich erhöhen kann. Grundkenntnisse über die Funktionsweise und der Wartung sind für den reibungsfreien Betrieb somit unumgänglich. Diese sollen durch eine Einweisung der Anlagenbetreiber gesichert werden. Voraussetzung dafür ist jedoch eine exakt nachvollziehbar aber einfach zu lesende Gebrauchsanweisung und eine standardisierte technische Einweisung durch den Aufsteller der Anlage, die in weiterer Folge einen qualitativen Betrieb der Anlage gewährleisten. Dies kann nur vor Ort verlässlich festgestellt werden. Die tatsächlichen Probleme, die bei Einweisung und Gebrauch eines SHS im tansanischen Alltag sichtbar werden, können so durch nutzergerechte Produktanpassung berücksichtigt werden.

1.3 Aufgabenstellung und Zielsetzung

In dieser Studienarbeit wird untersucht, welche Anforderungen die örtlichen Gegebenheiten sowie das Anwenderverhalten an ein mikrofinanziertes Solar-Home-System in Tansania stellen.

Durch Anpassung der Anlagen an die Nutzeranforderungen kann die Qualität gesichert und die Lebensdauer besser eingeschätzt und erhöht werden.

Um dies zu erreichen, müssen folgende Teilziele verfolgt werden:

- Bestehende Anlagen vor Ort untersuchen
- Zustand analysieren
- Nutzer- und Technikerkenntnisse in Erfahrung bringen
- Qualitätslücken identifizieren
- Mögliche Lösungen bezüglich Technologie aufzeigen

Ziel dieser Arbeit ist es, zu untersuchen wie sich ein SHS, unter den in Tansania herrschenden Bedingungen, in der Praxis bewährt. Dazu werden festgestellte Probleme aufgezeigt, um Lösungsansätze zu finden. Neben der rein technischen Betrachtungsweise wird auch das Nutzerverhalten analysiert, um eine nutzergerechte Produktanpassung durchführen zu können.

1.4 Kooperationspartner und Teamwork

Die vorliegende Arbeit ist eine empirische Arbeit, die auf Untersuchungen von solaren Inselsystemen beruht. Neben den technischen Analysen war es notwendig die Kunden zu deren Erfahrungen mit dieser Technologie zu befragen. Um dabei auftretenden Barrieren wie die Organisation vorab, kulturelle Unterschiede zwischen Zentraleuropa und Tansania und die vorherrschenden Sprachproblem zu überwinden, war eine enge Zusammenarbeit mit den folgenden Kooperationspartnern notwendig. Die Teamarbeit mit allen Akteuren verlief reibungslos, war sehr effektiv und stellte sich als wertvolle Hilfe bei der Arbeit heraus.

MicroEnergy International (www.microenergy-international.de)

MicroEnergy International (ME) ist ein global agierendes Unternehmen mit Sitz an der Technischen Universität Berlin. Das im Jahr 2002 gegründete Unternehmen widmet sich der Entwicklung des Energiemarkts in strukur- und einkommensschwachen Regionen. ME besteht aus einem Team von internationalen Experten und Praktikern aus dem Gebiet der Energietechnik und der Mikrofinanzierung. Seit 2002 kooperiert ME mit diversen Mikrofinanzinstituten und Energie-Dienstleistern in Ländern wie Bangladesch, Sri Lanka, Indien, Kenia, Ethiopien, Mali, Senegal, Süd Afrika, Tansania, Uganda, Jordanien und Jemen. ME besitzt fundierte Kenntnisse in der Energietechnik und Energiewirtschaft und ist auf folgenden Themen spezialisiert:

- Enwicklung von Produkt Service Systemen
- Qualitätsmanagement
- Marktforschung
- Wissensvermittlung
- Unternehmensfinanzierung

Die ME Geschäftsführer Noara Kebir und Daniel Philipp übernahmen in dieser Arbeit die Betreuung und stellten die Kontakte zu den Kooperationspartnern in Tansania her. Für die fachliche, organisatorische und mentale Unterstützung begleitete die PR- und Marketing Assistentin von ME, Diana Ringelsiep, den Autor während des zweimonatigen Tansania Aufenthalts.

Zanzibar Solar Energy Association

Die Zanzibar Solar Energy Association (ZASEA) ist eine unabhängige Zweigstelle der Tanzania Solar Energy Association (TASEA) und setzt sich als Aufgabe die Entwicklung des Solarenergiemarktes auf den Inseln von Zanzibar voranzutreiben. ZASEA wurde offizielle im Jahre 2006 als nicht Regierungsorganisation NGO registriert.

Ursprünglich ging ZASEA aus einem Solarprojekt der Deutsch-Tansanischen Partnerschaft e.V. (DTP) hervor. Im Dezember 2007 eröffnete ZASEA mit Unterstützung der DTP ein eigenes Büro in Zanzibar Town, der Hauptstadt Zanzibars. Seit dem expandiert ZASEA und wurde zur größten und einzigen Organisation die Solarenergie auf Zanzibar fördert. So genannte Village-Presentations zur Aufklärung und Solar Installationen werden regelmäßig von der Organisation durchgeführt und sind der Kern ihrer Aktivitäten.[2]

Für die Interviews sowie den technischen Analysen auf Zanzibar standen dem Autor die Mitarbeiter um Ramadhan Zaid Omar und Mussa Abdi als Dolmetscher zu Verfügung. Darunter auch zwei deutsche Freiwillige vom DTP.

2 Grundlagen

2.1 Solare Inselsysteme und Solar-Home-Systems

Solare Inselsysteme stehen nicht mit dem öffentlichen Stromnetz in Verbindung. Solche Anlagen werden besonders dort eingesetzt, wo eine autarke Energieversorgung gewünscht bzw. benötigt wird. Besonders in Bereichen in denen eine Leitungslegung durch große Entfernungen übermäßig teuer wäre oder wo Mobilität gewünscht ist kommen Inselsysteme zum Einsatz.

Solar Home Systems (kurz SHS) sind kleine Standard-Inselsystem zur Versorgung von Haushalten und kleinen Geschäften mit elektrischem Strom für Licht, Radio und Fernsehen in nichtelektrifizierten ländlichen Regionen. Der Komfort, den SHS bieten, stellt für die Menschen dieser Regionen häufig einen wichtigen Anschluss an die Modernität dar. [24, S.124]

Um den Strom aus Photovoltaik Modulen in Inselsystemen nutzen zu können, muss der tagsüber erzeugte Strom gespeichert werden. Für SHS hat sich die Speicherung in Batterien, häufig Blei-Säure Akkumulatoren, bewährt. Um den Ladeanforderungen der verwendeten Akkumulatoren gerecht zu werden, kommen speziell für Inselsysteme 12V Module zum Einsatz. Diese können durch serielles Verbinden für Systeme höherer Spannung (z.B. 24V, 48V usw.) verwendet werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Schematische Darstellung eines SHS

2.2 Auswirkungen der Geographischen Lage Tansanias auf die solare Stromversorgung

2.2.1 Klima

Tansania liegt an der Ostküste Afrikas südlich des Äquators. Tansania unterliegt insgesamt äquatorialen Klimabedingungen, die jedoch wegen der topografischen stark variierenden Landschaftsformen (Savanne, Hochland, Regenwald) sehr unterschiedlich ausfallen können. Von schwül-heiß entlang der Küste bis hin zu gemäßigt-mild in höher gelegenen Regionen. Im Norden Tansanias gibt es 2 Regenzeiten. Die „kleine Regenzeit“, die auch schon mal ausfallen kann, ist im November bis Anfang Dezember. Die „Große Regenzeit“ beginnt vor April und endet etwa Mitte Mai. Trockene Monate mit angenehmen Temperaturen sind Juni bis Oktober. Im Juli und August kann es im Hochland auch frostige Nächte geben. Typisch tropisches Klima gibt es das ganze Jahr über auf Sansibar und an der Küste mit Temperaturen zwischen 25°C und 30°C und einer hohen relativen Luftfeuchtigkeit. [7,S.123]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Tansaniakarte [4]

Klimatabellen der untersuchten Gebiete sind im Anhang (A4) abgelegt.

Aufgrund des vorherrschenden Klimas entstehen Vorteile als auch Nachteile für die Komponenten eines SHS.

2.2.2 Geographische Vorteile für SHS

Stabile örtliche Temperaturen (geringe Temperaturschwankung)

- gute Komponentenanpassung möglich

Hohe und relativ konstante Globaleinstrahlung

- Hohe Energieausbeute des Solargenerators das ganze Jahr über

2.2.3 Geographische Nachteile

Hohe Temperaturen

- beschleunigte Zellkorrosion der Batterien (Kapitel 2.4.5)
- verringerter Wirkungsgrad von Solarzellen (Kapitel 2.5.5)
- Höhere Überhitzungsgefahr für elektronische Bauteile (Laderegler, Inverter)

2.3 Mikrofinanzierung

In vielen Fällen sind die Investitionskosten eines SHS so hoch (umgerechnet zwischen 200€ bis 1.000€), dass es der Zielgruppe nicht möglich ist die Kosten zu tragen. Ein geeignetes Finanzierungsmodell ist somit notwendig. Darüber hinaus fehlt es an einem verlässlichen Vertriebsnetzwerk welches nachhaltig Service zu Verfügung stellt und Schutz vor Plagiaten bietet.

Die Mikrofinanzierung ist ein Finanzierungsmodell für Menschen, die aufgrund ihrer finanziellen Leistungsfähigkeit nicht durch „klassische“ Banke mit Krediten versorgt werden. Seit das Jahre 2005 zum United Nation Jahr für Mikrofinanzierung erklärt wurde und Muhammed Yunus mit der Grameen Bank den Friedensnobelpreis 2006 verliehen wurde, sind Mikrokredite ein erfolgreiches Tool zur Bedienung von Personen in Regionen mit schlechter Infrastruktur und geringem Einkommen.

Verwaltet werden diese Klein(st)kredite von Mikrofinanzinstituten (engl. Micro Finance Instituition, MFI). Die Mikrofinanzierung ist aber nicht nur ein Instrument, das die hohen Investitionskosten in leistbare monatliche Teilbeträge aufspaltet, sie unterhält außerdem, durch die MFIs, ein komplettes Netzwerk mit enger Kundennähe. Kreditnehmer müssen beurteilt, Kredite ausgezahlt, Raten eingesammelt und Betriebsausfällen nachgegangen und die Funktion wieder hergestellt werden.

Da der Kundenwille und seine Fähigkeit, den Kredit zu tilgen von der Performance des finanzierten SHS abhängt, haben die MFIs hohes Interesse daran die Qualität und Funktion dieses Energiesystems über die gesamte Kreditlaufzeit von drei Jahren und darüber hinaus zu garantieren. [12]

Um dies zu gewährleisten ist es wichtig die lebensverkürzenden Faktoren des Systems zu erkennen, diese zu eliminieren und das SHS den örtlichen Gegebenheiten bestmöglich anzupassen.

2.4 Energiespeicher - Bleiakkumulator

Der Energiespeicher ist eine zentrale Komponente bei einem SHS, da Energiegewinnung und -verbrauch in der Regel ungleichzeitig erfolgen. Der tagsüber gewonnene Solarstrom wird zu einem großen Teil erst in den Abendstunden benötigt, muss also zwischengespeichert werden. Außerdem müssen längere Schlechtwetterperioden überbrückt werden.

Für Solarstromanlagen wird in der Praxis hauptsächlich der Bleiakkumulator (kurz Bleiakku; auch Blei-Batterie genannt) zur Speicherung eingesetzt. Dieser Batterietyp besitzt für diese Anwendung das beste Preis- / Leistungsverhältnis, weist einen hohen Wirkungsgrad auf und kann auch hohe Ströme verarbeiten. Eine Alternative zum Blei-Akku stellen Batteriesysteme auf Nickel-Basis (Nickel-Kadmium- und Nickel-Metall-hydritakkus) dar. Aufgrund schlechter Verfügbarkeit in Tansania, hoher Anschaffungskosten und Nachteile bei Betrieb in Schwebeladung wird auf diese Speichersysteme im Kontext dieser Arbeit nicht näher eingegangen.

Ein Bleiakku besteht aus mehreren Zellen mit einer Nennspannung von jeweils 2V, die in einem gemeinsamen Gehäuse untergebracht und miteinander in Reihe verschaltet sind (z.B. 6 Zellen für einen 12V-Akku). Bei großen Akkusystemen sind sie als Einzelzellen ausgeführt, die bei der Montage miteinander verbunden werden. Durch Serien- oder Parallelschaltung der einzelnen Zellen oder Batterieblöcke können unterschiedliche Systemspannungen und Kapazitäten realisiert werden.

2.4.1 Funktionsweise

Bei dem Blei-Säure Akkumulator handelt es sich um eine Galvanische Zelle. Eine Bleiakkuzelle besteht im aufgeladenen Zustand aus zwei Elektroden, einer positiven Elektrode aus Bleidioxid (PbO2) und einer negativen Elektrode aus metallischem Blei (Pb), die sich in einem mit Elektrolyt (verdünnte Schwefelsäure; H2SO4) gefüllten Behälter befinden und durch eine semipermeable Membran von einander getrennt sind.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3: Schematische Darstellung eine Bleiakku-Zelle; Lade und Entladevorgänge

Beim Entladen eines Bleiakkus wird an der positiven Elektrode Bleidioxid (PbO2) unter Aufnahme von Elektronen aus dem Stromkreis in Bleisulfat (PbSO4) umgewandelt, während an der negativen Elektrode metallisches Blei unter Elektronenabgabe ebenfalls in Bleisulfat umgewandelt wird. Die für Umwandlung notwendigen Sulfat-Ionen werden dabei dem Elektrolyten (verdünnte Schwefelsäure H2SO4) entnommen. Dabei sinkt die Säurekonzentration. Der Akku darf nicht zu tief entladen werden, da eine Schädigung der Platten auftreten kann (Kapitel 2.4.5). Um dies zu verhindern muss ein Tiefentladeschutz vorgesehen werden, der ein unterschreiten der zulässigen Entladeschlussspannung verhindert.

Beim Laden verlaufen diese chemischen Reaktionen umgekehrt. Der Generator „drückt“ durch ein höheres Spannungsniveau Elektronen vom Pluspol zum Minuspol und das Bleisulfat wandelt sich wieder in Blei und Bleidioxid um, wobei die Säurekonzentration im Elektrolyten wieder ansteigt.

Ist der Akku vollgeladen, wird an der positiven Elektrode Sauerstoffgas (O2) und an der negativen Elektrode Wasserstoffgas (H2) gebildet. Dieses Gasgemisch (Knallgas) ist explosiv und ist für den Wasserverlust eines Bleiakkus verantwortlich. Geschlossene Akkus müssen daher in gut belüfteten Räumen untergebracht werden und der Wasserverlust periodisch ersetzt werden.

Bei verschlossenen Akkus mit Gel-Elektrolyt tritt im Normalfall kein Gas aus und es entsteht damit kein Wasserverlust. Allerdings muss bei derartigen Akkus die maximale Ladeschlussspannung sehr genau eingehalten werden, denn bereits eine kleine Überschreitung dieser Spannung führt zu einem internen Druckanstieg, einem Ablassen von überschüssigem Gas über das Sicherheitsventil und damit zu einem irreversiblen Wasserverlust, der die Lebensdauer beträchtlich verringern kann. [8,S.202-203]

2.4.2 Typen von Bleiakkumulatoren

Bleiakkumulatoren können nach Bauart und Anwendung unterschieden werden.

Unterscheidung nach Bauarten

- Geschlossene Batterie (mit flüssigem Elektrolyt): Eine geschlossene Batterie ist eine Sekundärbatterie, deren Deckel mit einer oder mehreren Öffnungen versehen ist, durch die die entstandenen Gase entweichen können.
- Verschlossene Batterie VRLA (mit Gasrekombination): Eine verschlossene Batterie ist eine Sekundärbatterie, die unter üblichen Bedingungen mit einer Einrichtung verschlossen ist, die den Gasautritt erlaubt, wenn der innere Druck einen vorbestimmten Wert überschreitet. Das Nachfüllen von Elektrolyt ist nicht möglich.

Bei dieser Batteriebauart ist der Elektrolyt festgelegt. [6,S.8]

Tabelle 1: Akkutypen nach Bauart

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Unterscheidung nach anwendungsoptimierten Typen

Um den unterschiedlichen Anwendungen bestmöglich gerecht zu werden, mengen Batteriehersteller unterschiedliche Legierungselemente den Bleielektroden bei, konstruieren diese nach den geforderten Gesichtspunkten und verwenden unterschiedlich stark konzentrierte Batteriesäure. Somit stehen folgende Batterietypen zur Verfügung:

- Starterbatterien: Speicherbatterie für das Starten von Verbrennungsmotoren, hochstromfähig, geringe Zyklenfestigkeit
- Traktionsbatterien: Speicherbatterie für Elektroantriebe, hochstromfähig, relativ Zyklenfest
- Stationäre Batterien: Für Notstromversorgung
- Solar-Batterien: Für den Solareinsatz in Inselanlagen optimierte Stationäre oder Traktionsbatterien [11]

2.4.3 Kenngrößen und Eigenschaften

Spannung U

Die Nennspannung einer Einzelzelle beträgt beim Bleiakku 2V. Durch Serienschaltung von sechs Zellen wird die übliche Nennspannung eines 12V Akkus erreicht.

Nennspannung eines Akkus mit nz Zellen: Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Je nach Betriebszustand und Ladezustand der Batterie schwankt die aktuelle Spannung zwischen der Entlade- und Ladeschlussspannung. Diese Spannungswerte werden durch einen geeigneten Laderegler durch gezielten Lastabwurf bzw. geregelten Ladestrom kontrolliert (Kapitel 2.6)

Die Entladeschlussspannung ist vom Entladestrom abhängig und liegt bei Raumtemperatur etwa zwischen 1,7V und 1,85V pro Zelle (Abb. 4). Wird diese Spannung unterschritten wird der Akku tiefentladen. Dies kann den Akku vorzeitig zerstören und muss, wenn möglich, vermieden werden. Eine 12V Blockbatterie sollte nicht unter eine Spannung von 10,5V entladen werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 4: Entladeschlussspannung in Abhängigkeit des Entladestroms [8,S.205]

Die Ladeschlussspannung liegt im Bereich der Gasungsspannung und darf beim Laden nicht überschritten werden, wenn eine verstärkte Zersetzung des Elektrolyts in Wasser- und Sauerstoff vermieden werden soll. Wie in Abb. 5 dargestellt ist die Gasungsspannung temperaturabhängig und liegt bei Raumtemperatur etwa bei 2,4V pro Zelle [8,S.205-206]. Je nach Ladeverfahren und Temperatur ergeben sich unterschiedliche Ladegrenzspannungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 5: Ladegrenzspannung eines Blei-Gel-Akkus (Exide A600 Solar) abhängig von Temperatur und Ladeverfahren [23]

Mit Laderegler (Zwei-Stufen-Regler): Laden gemäß Kurve B (max. Ladespannung) für 2h bis 5h pro Tag (Normal- oder Starkladen), dann Umschalten auf Kurve C

Standardladen (ohne Umschalten): Kurve A

Kapazität K

Unter der Kapazität K (oft auch als C bezeichnet) versteht man die speicherbare Ladung Q in Ampérestunden (Ah). Sie ist definiert als jene „entnehmbare“ Energiemenge die der Batterie bis zum Erreichen der Entladschlussspannung entnommen werden kann. Sie ist abhängig von der Entladedauer und der Betriebstemperatur. Hersteller geben daher im Index häufig die Akkukapazität sowie die Entladedauer in Stunden an. Beispielsweise bedeutet K10 die Akkukapazität K bei einer Entladedauer von 10h mit dem Entladestrom I10.

Um unterschiedliche Kapazitätsangaben vergleichen zu können kann folgende Näherungsformel aus [8,S.204] verwendet werden:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Ladezustand SOC

Der Ladezustand (engl. State of Charge - SOC) gibt die noch zur Verfügung stehende Restkapazität eines Akkumulators in Prozent an.

Wird der Akku 4 bis 8 Stunden nicht geladen oder entladen kann durch ermitteln der Leerlaufspannung (auch Ruhespannung) der aktuelle Ladezustand festgestellt werden. Die Messung sollte dabei bei Raumtemperatur erfolgen. Richtwerte hierfür sind in Tabelle 2 abzulesen.

Tabelle 2: Ermittlung des Ladezustands mittels Ruhespannung [3]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Eine genauere und schnelle Methode zur Bestimmung des Ladzustandes ist die Messung der Säuredichte mittels Aräometer. Durch Messen der Säuredichte bei geschlossenen Akkusystemen kann sofort auf den Ladezustand des Akkumulators geschlossen werden. Ungefähre Richtwerte hierfür sind in Tabelle 3 abzulesen. Bei Verschlossenen Akkus kann diese Methode jedoch nicht angewendet werden.

Tabelle 3: Ladezustandermittlung mittels Aräometer [5]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.4.4 Lebensdauer

Nach DIN 43539 / Teil 4 ist das Ende der Lebensdauer erreicht, wenn die Speicherfähigkeit auf weniger als 80% der Nennkapazität abgesunken ist. Je nach Betriebsart wird zwischen Zyklenfestigkeit und Brauchbarkeitsdauer unterschieden.

Zyklenfestigkeit

Da der chemische Prozess der Entladung und Ladung nicht vollständig reversibel ist, werden pro Ladezyklus (genormt nach IEC 896-2) kleine Mengen von Bleisulfat nicht wieder aufgelöst (Sulfatierung). Der Akku erleidet somit pro Entlade-Lade-Zyklus eine kleine Kapazitätsschwächung. Diese ist umso größer je tiefer die Entladung war.

Unter der Zyklenfestigkeit versteht man die Anzahl der Entlade- und Ladezyklen, bis die Kapazität im vollgeladenen Zustand auf 80% der Nennkapazität abgesunken ist. Bei der Vollzyklenlebensdauer handelt es sich um die erreichbare Zyklenanzahl bei einer Kapazitätsentnahme bis zu Entladeschlussspannung (genormt nach IEC 896-2). Die Zyklenfestigkeit ist stark vom Akkutyp und der Zyklentiefe abhängig. In Abb. 6 wird der Unterschied der Zyklenfestigkeit zweier unterschiedlicher Akkutypen (Solarakku, OPzS) deutlich. Je tiefer ein Bleiakku pro Zyklus entladen wird, desto weniger Zyklen erreicht dieser während seiner Gebrauchsdauer.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 6: Zyklenfestigkeitskurven zweier unterschiedlicher Akkutypen

Im Unterschied zu Starterbatterien sind Solarbatterien zur Erhöhung der Zyklenfestigkeit mit stärkeren Platten oder Röhrchenplatten ausgestattet und dem Blei härtende Legierungszusätze (z.B. Antimon, Kalzium) beigemengt. Außerdem hat der Elektrolyt einen etwas geringeren Säuregehalt. Dies verringert die Eigenkorrosion der Zellen und erhöht damit die Lebensdauer auf Kosten einer verringerten Kapazität.

Zur Auswahl von geeigneten Solarbatterien für photovoltaische Inselsysteme kann zusätzlich die Zyklenfestigkeit nach IEC 61427 herangezogen werden. Der in dieser 2005 eingeführten Norm vorgestellte Cycle-Endurence Test in Photovoltaic Applications ist den realen Betriebsbedingungen von Batterien in SHS angepasst und beschreibt die Eignung von Batterien unter Extrembedingungen in Photovoltaischen Inselsystemen.[16]

Brauchbarkeitsdauer

Bei kleinen Zyklentiefen und Zyklenzahlen können auch die chemischen Alterungsvorgängen (Kapitel 2.4.5) die Lebensdauer bestimmen. Sie ist vom Typ des Akkus und von der Temperatur abhängig. Hochwertige Akkus erreichen bei Temperaturen um 20°C nach Herstellerangaben Brauchbarkeitsdauern von 15 bis 20 Jahre. Minderwertigere Akkus unterschreiten bereits nach 5 Jahren die 80% Nennkapazitätsmarke.

Als Faustregel gilt, dass sich bei einer Temperaturerhöhung von 10°C die Brauchbarkeitsdauer halbiert (Gesetz von Arrhenius)

2.4.5 Alterungsprozesse

Im Folgenden werden die auftretenden Alterungsprozesse kurz beschrieben.

Plattenkorrosion (Gitterkorrosion)

Durch die chemischen Umwandlungsprozesse in einem Akku während eines Entlade- und Ladezyklus wandelt sich mit fortschreitender Gebrauchsdauer der Bleikern der positiven Elektrode in poröses Bleidioxid um. Das größere Volumen des Bleidioxids führt zu einem Gitterwachstum sowie zu einem Festigkeitsverlust der Elektrode. Ab einer gewissen Schwelle kommt es zu einem Zusammenbruch des Gittergefüges und aktives Material geht als Energiespeicher verloren. Hohe Temperaturen und Ladespannungen beschleunigen diesen Vorgang.

Wasserverlust

Durch Zersetzung in Wasserstoff und Sauerstoff (Elektrolyse) verlieren alle Bleiakkus über die Gebrauchsdauer Wasser. Dieses Wasser lässt sich bei Akkus in AGM- oder Gelausführung sowie bei geschlossenen Bleiakkus ohne Nachfüllstopfen nicht nachfüllen. Die Säuredichte steigt dabei immer höher an und der Elektrolytstand sinkt ab. Auch dieses Problem beendet ein Akkuleben nach einigen Jahren.

Abschlammung (engl. Shedding)

Durch die Bleisulfatentstehung beim Entladen steigt das Volumen an der negativen Elektrode stark an. Diese Volumenzunahme bewirkt eine mechanische Belastung der Elektrode und bringt aktives Material zum Abbröckeln. Die beim Laden entstehenden Gasbläschen drücken die losen Teilchen aus dem Verbund heraus und das Material ist nicht mehr am Speichervorgang beteiligt.

Ursache der Abschlammung sind hoher Ladungsdurchsatz, zu große Entladetiefe und Überladung

Verbleiung

Das negative Schwammblei verdichtet sich bei regelmäßigen Entlade- und Ladezyklen. Die Folge ist eine Verdichtung der Porenöffnungen (Verbleiung) wodurch die Elektrolytdiffusion erschwert wird. Das Resultat ist ein erhöhter Innenwiderstand.

Ursache: Hoher Leistungsdurchsatz

Beschleunigte Selbstentladung

Bleisulfat (PbSO4) ist nicht in Schwefelsäure jedoch in Wasser löslich. Wird der Akku sehr tief entladen, beginnt aufgrund der sinkenden Säuredichte Bleisulfat im wässrigen Elektrolyt in Lösung zu gehen.

Bei der Ladung steigt die Säuredichte wieder an, so dass das Bleisulfat aus der Lösung ausfällt. So geht zum einen Kapazität durch Abschlammung verloren und zum anderen fällt ein Teil des Bleisulfats innerhalb der Separatoren aus, wo es sich zu Kriechbrücken in Form von Dendriten ausbildet. Durch diese Kriechbrücken wird die Selbstentladung beschleunigt. In schweren Fällen kann es zu Schlüssen zwischen benachbarten Platten kommen. Besonders anfällig für diese Art der Dendritenbildung sind AGM-Akkus, weil das feine Glasvlies Bleisulfat-Ablagerungen durch Ausfällung begünstigt. Daher sollte man speziell AGM-Akkus nicht zu tief entladen.

Ursache: Zu große Entladetiefe, Zyklisierung

Sulfatierung

Bei der Entladung entsteht an beiden Elektrodensätzen Bleisulfat (PbSO4). Dieses ist normalerweise sehr fein und ausreichend reaktionsfreudig.

Bei tiefem Ladezustand und längeren Zeiträumen ohne Vollladung verbinden sich die einzelnen Bleisulfat-Partikel zu relativ großen Körnern, die sich nur schwer bis gar nicht mehr zu Blei bzw. Bleidioxid zurückwandeln.

Sulfatierung kommt in der Praxis hauptsächlich durch Fehlbenutzung sowie unregelmäßiger Volladung vor. Aus diesem Grund sollen Bleiakkus immer gut geladen gehalten werden.

Ursache: Fehlbehandlung, dauerhaft zu niedriger Ladezustand. [14]

2.4.6 Für Photovoltaikanlagen geeignete Typen von Bleiakkumlatoren

Solarbatterien mit verstärkten Gitterplatten

Dabei handelt es sich um eine modifizierte Starterbatterie die für eine höhere Zyklenzahl und eine geringere Selbstentladung optimiert wurde. Sie weisen einen flüssigen Elektrolyten auf. Der Preis ist bezogen auf die speicherbare Energie günstig.

Vollzyklenlebensdauer 150 bis 250 Zyklen [8]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 7: geschlossener Solarakku (Bild Moll)

OPzS Batterien mit positiven Panzerplatten und negativen Gitterplatten

Bei diesem Akku besteht die positive Platte aus vielen einzelnen Bleistäben, die jeweils von einer Gewebetasche umgeben sind, welche die aktive Masse zusammenhält. Es werden spezielle Bleilegierungen verwendet, um die Lebensdauer zu erhöhen. Diese Akkutypen sind wartungsarm (Wartungsintervall etwa 2 Jahre im Zyklenbetrieb) und weisen eine geringe monatliche Selbstentladung von 4% bei 20°C auf.

Vollzyklenlebensdauer 900 bis 1200 Zyklen [8]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 8: OPzS Blockbatterien (Bild Exide Technologies)

Batterien mit positiven Stabplatten und negativen Gitterplatten

Die positive Platte besteht aus vielen einzelnen Bleistäben, die zudem wie bei einem Drahtgitter auch quer vermascht sind (Stabplatte), wodurch ein geringerer Innenwiderstand erreicht wird. Die Zyklenfestigkeit ist gegenüber der OPzS Akku nochmals höher und die monatliche Selbstentladung unter 3%. Das Wartungsintervall im Zyklenbetrieb beträgt etwa 3 Jahre.

Vollzyklenlebensdauer 1000 bis 1350 Zyklen [8]

Verschlossene Blei-Kalzium-Batterien mit Gitterplatten

Diese Akkus sind gas-, elektrolytdicht und wartungsfrei. Die Selbstentladung pro Monat ist mit etwa 2% sehr klein. Sie eignen sich nicht für Tiefentladung.

Vollzyklenlebensdauer 200 bis 300 Zyklen [8]

Verschlossene Blei Batterien mit Gel-Elektrolyt

Diese Akkus sind gas-, elektrolytdicht und wartungsfrei. Je nach innerer Bauart beträgt die Selbstentladung bei 20°C zwischen 2% und 4%. Ein weiterer Vorteil ist die stabile Säurekonzentration über die Batteriehöhe. Durch den in Gel gebundenen Elektrolyten fällt eine Schichtung der Säurekonzentration nur sehr gering aus. Die Lebensdauer bei Typen mit verstärkten Gitterplatten ist ähnlich wie normale Gitterplattenbatterien. Speziell langlebige Typen mit positiven Panzerplatten (OPzV) weisen eine ähnlich hohe Zyklenfestigkeit auf wie entsprechende Akkus mit flüssigem Elektrolyt. [8]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 9: Verschlossene Solarakkus der Marke Sonnenschein (Bild Exide Technologies)

Starterbatterien

In Tansania werden häufig einfache Starterbatterien (Autobatterien) als Solarenergie-Speicher verwendet. Sie sind günstiger wie Solarakkus und nahezu überall im Land erhältlich. Die Elektroden von Starterbatterien bestehen aus vielen dünnen Gitterplatten um die zum Motorstart notwendigen hohen Ströme zu erzeugen. Die Zyklenfestigkeit ist jedoch gering. Bereits wenige Komplettentladungen führen zu einem Zellendefekt. Für solare Inselanlagen mit täglichem Betrieb ist daher dieser Batterietyp absolut ungeeignet.

2.5 Solarmodul

2.5.1 Photovoltaik

Photovoltaik (PV) ist die Technik der direkten Umwandlung von Sonnenenergie in elektrische Energie mittels Solarzellen.

Eine photovoltaische Zelle, häufig auch als Solarzelle bezeichnet, ist ein elektrisches Bauelement, das kurzwellige Strahlungsenergie (in der Regel Sonnenlicht) direkt in elektrische Energie umwandelt. Die physikalische Grundlage der Umwandlung ist der photovoltaische Effekt, einem Sonderfall des inneren photoelektrischen Effekts. Entdeckt wurde dieser erstmals im Jahre 1839 vom französischen Physiker Alexandre Edmond Becquerel.

Da die einzelnen Solarzellen nur eine geringe Spannung erzeugen, werden für die praktische Anwendung mehrere solcher Solarzellen in Serie geschaltet und in einem so genannten Solarmodul (auch PV-Modul, PV-Paneel) verpackt. Für größere Leistungen können solche Module zu beliebig großen Solargeneratoren zusammengeschaltet werden.

Solarzellen können nach verschiedenen Kriterien eingeordnet werden. Das gängigste Kriterium ist die Materialdicke. Hier wird unter Dickschicht - und Dünnschichtzellen unterschieden. Ein weiteres Kriterium ist das Material: Neben dem weltweit am häufigsten eingesetzten Material Silizium werden noch weitere Halbleiter wie zum Beispiel CdTe, GaAs oder CuInSe eingesetzt.

Die Kristallstruktur kann dabei kristallin (mono-/polykristallin) oder amorph sein.

Neben Halbleitermaterialien gibt es auch neue Ansätze zum Material, wie organische Solarzellen und Farbstoffsolarzellen. [8, S.1] [27]

Aktueller Stand im Jahr 2009

Der aktuell höchste Wirkungsgrad, der bisher mit einer Solarzelle erzielt wurde, beträgt 41,1%. Dies wurde mit einer 454 fachen Konzentration des Sonnenlichts auf eine mehrfach Solarzelle aus III-V-Halbleitern erreicht. [9]

Laut Internationalem Wirtschaftsforum für regenerative Energien (IWR) kann grundsätzlich zwischen drei Zellentypen unterschieden werden:

- Hochleistungszellen: sind meist monokristalline Zellen, die mittels neuester Technologien in ihrem Wirkungsgrad optimiert wurden, allerdings auch wesentlich teurer sind als Standardzellen.
- Kristalline Siliziumzellen: haben derzeit einen Marktanteil von über 85 % und werden meist für den netzgekoppelten Betrieb eingesetzt. Es wird zwischen monokristallinen und polykristallinen Solarzellen unterschieden, wobei die letzteren ihren schlechteren Wirkungsgrad durch einen deutlich niedrigeren Preis ausgleichen.
- Dünnschichtzellen: können aus verschiedenen Materialien gefertigt werden (z.B. amorphes Silizium, Cadmium-Indium-Diselenid (CIS) oder Cadmium-Tellurid). Da bei der Produktion bedeutend weniger Energie und Material verbraucht wird, sind sie kosteneffizienter. Dünnschichtzellen in Standardmodulen befinden sich momentan in der Markteinführungsphase. Es wird dabei davon ausgegangen, dass sie trotz ihres geringeren Wirkungsgrads, vor allem aufgrund der oben beschriebenen Kostenvorteile, einen erheblichen Marktanteil einnehmen werden.

In der Entwicklungsphase sind verschiedene viel versprechende Technologien wie z.B. die Tandemzellen oder Tripelzellen, bei denen durch Materialkombinationen ein größerer Lichtbereich ausgenutzt werden kann oder fokussierende Zellen, bei denen durch ein Linsensystem das einfallende Licht gebündelt wird und somit eine wesentlich kleinere Zelle benötigt wird. [10]

2.5.2 Kennwerte einer Solarzelle

Die von den Herstellern angegeben Kennwerte für Solarmodule beziehen sich, wenn nicht anders angegeben, auf die Standard Testbedingungen (STC). Die bedeutungsvollsten Kennwerte werden hier kurz erklärt und in der abgebildeten UI-Kennlinie (Abb. 10) dargestellt.

- Leerlaufspannung (auch )
- Kurzschlussstrom
- Betriebspunkt maximaler Leistung MPP (engl. Maximum Power Point). Jener Punkt, bei dem Strom und Spannung das Rechteck größter Fläche im I-U Diagramm aufziehen (Abb. 10). Dieser Punkt kann im P-U Diagramm bestimmt werden (z.B. Anhang A7.1 – Free Energy Europe P-U Diagramm)
- Spannung im Betriebspunkt maximaler Leistung (auch )
- Strom im Betriebspunkt maximaler Leistung
- Spitzenleistung in Wp (sprich „Watt-Peak“)
- Koeffizient für die Leistungsänderung mit der Zelltemperatur
- Zellwirkungsgrad mit der bestrahlten Fläche A und der Bestrahlungsstärke

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 10: UI-Kennlinie einer Solarzelle

Der Wirkungsgrad einer Solarzelle ist das Verhältnis zwischen erzeugter elektrischer Leistung und Leistung der Globalstrahlung.

2.5.3 Standard - Testbedingungen für Solarzellen

Die Kenngrößen einer Solarzelle werden für normierte Bedingungen (Standard-Testbedingungen, häufig abgekürzt STC - engl. Standard Test Conditions) angegeben:

- Einstrahlungsstärke von 1000W/m2 in Modulebene
- Temperatur der Solarzelle 25°C konstant
- Strahlungsspektrum AM1,5 global; DINEN61215, IEC1215, DINEN60904, IEC904).

AM1,5 global steht für den Begriff Air Mass und 1,5 bezieht sich auf die Sonnenstrahlen, die hierbei das 1,5-fache der Atmosphärenhöhe durchlaufen, da sie schräg auftreffen. Dies entspricht den sommerlichen Gegebenheiten Mitteleuropas. In Äquatornähe würde AM 1 den alljährlichen Gegebenheiten entsprechen. Durch die Absorption in der Atmosphäre verschiebt sich auch das Spektrum des auf das Modul treffenden Lichtes. „Global“ steht für Globalstrahlung, die sich aus dem Diffus- und dem Direktstrahlungsanteil der Sonne zusammensetzt.

Hierbei ist zu beachten, dass in der Realität die Zellentemperatur bei einer solchen Einstrahlung, vor allem in gemäßigten und warmen Gebieten, wesentlich höher liegt (die während der Untersuchungen in Tansania gemessene Maximaltemperatur der Moduloberfläche lag beispielsweise bei 60°C). Eine erhöhte Zellentemperatur führt zu einem herabgesetzten Wirkungsgrad der Solarzelle. Der Einfluss der Temperatur sowie einer Globaleinstrahlung ist in Abb. 11 dargestellt. Aus diesem Grund wurde die Bezugsgröße PNOCT eingeführt. Es handelt sich dabei um die Leistung bei normaler Betriebstemperatur (normal operating cell temperature) bei einer Einstrahlung von 800W/m².

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 11: Temperatur- und Einstrahlungseinfluss (50Wp Poly-C Kyocera KD50SE-1P)

2.5.4 Alterungserscheinung von Solarmodulen

Solarmodule werden zu recht als die zuverlässigste Komponente photovoltaischer Energiesysteme bezeichnet. Wie die von der TU-Berlin im Jahre 1999 durchgeführten Langzeituntersuchungen zeigten, sind an einigen Modulen zwar erhebliche Alterungserscheinungen zu erkennen, diese sind mit entsprechenden Leistungsverlusten verbunden, komplette Modulausfälle wurden jedoch nicht festgestellt. Selbst 20 Jahre alte Module waren nicht davon betroffen. Der Defekt mit den höchsten Leistungsverlusten war die Verfärbung der Kunststoffeinkapselung (Browning), welche auch einige andere optische Fehler nach sich zog. Die maximalen Leistungsverluste betrugen 43,6 %. Neuere Kunststoffverbindungen weisen auch nach längeren Betriebszeiten bei Modultemperaturen über 70 °C keine Degradation und nur eine leichte Verfärbung auf, sodass die Leistungsverluste aufgrund dieses Defekts bei heutigen Modulen wesentlich geringer sind. Bei Einsatz von Photovoltaikmodulen in tropischen Regionen werden jedoch aufgrund extremer klimatischer Bedingungen auch heute noch starke Fehler bereits nach wenigen Jahren beobachtet. Bei den neueren hier untersuchten Modulen ergaben sich unter mitteleuropäischen Klimabedingungen Leistungsverluste von unter 1 % pro Jahr. [18]

Browning

Einen erheblichen Einfluss auf die Leistungsausbeute hat das so genannte Browning, die Gelb- oder Braunfärbung der Kunststoffeinkapselung in Folge von UV- und Wärmestrahlung. Weitere Defekte der Module können als Folge des Brownings entstehen, so z.B. Zellausbleichung, Blasenbildung beim Kunststoff, Degradation des Kunststoffs und zum Teil auch Zellkorrosion. Durch die erhöhte Wärmeabsorption wird die Kunststoffverfärbung im Laufe der Betriebszeit sogar noch verstärkt. Browning und weitere damit verbundene Defekte sind in Abb. 12 dargestellt.

Zellkorrosion

Zellkorrosion tritt als Folge von Glasbruch, Browning und Kunststoffdegradation und dem damit verbundenen Eindringen von Feuchtigkeit auf und führt an den betroffenen Modulen ebenfalls zu Einstrahlungseinbußen und erhöhter Wärmeentwicklung sowie zu schadhaften Veränderungen der Kunststoffeinkapselung und der Zellstruktur.

Hot Spots

Beschädigungen sehr kleiner Zellflächen entstehen aufgrund von Hot Spots. Dieser Effekt kann als Folge von Teilabschattungen auftreten. Die Spannung der abgeschatteten Zelle wird negativ, sodass die Zelle als Verbraucher arbeitet. Die Leistung wird in Wärme umgesetzt. Die Sonnenstrahlung erhitzt zusätzlich die Solarzelle, wodurch Kunststoffblasen sowie thermische Schäden an der Einkapselung und am Zellmaterial auftreten können[18]. Hot Spots können durch Verwendung von Bypass-Dioden vermindert werden.

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Abb. 12: Browning, Zellausbleichung und Blasenbildung eines Solarmoduls [18]

2.5.5 Eigenschaften der unterschiedlichen Solarmodule

Im Folgenden wird nur auf die Eigenschaften der in Tansania überprüften Modul-Typen eingegangen.

Mono- und Poly-Kristalline Module (Dickschichtmodule)

Kristalline Module weisen einen in der Praxis erreichbaren Wirkungsgrad von bis zu 16% (Poly-C) bzw. 20% (Mono-C) auf. Der Wirkungsgrad von Solarzellen ist über die Lebensdauer jedoch nicht konstant. Je nach Modultyp ist eine mehr oder weniger stark ausgeprägte Degradation (alterungsbedingter Rückgang) der Modulleistung vorhanden. So sinkt der Wirkungsgrad von kristallinen Zellen um etwa 10% in 20 Jahren. Hersteller geben daher oft eine Mindestgarantie von 80% bis 85% (Peak-Leistung) auf ihre Produkte über einen Zeitraum von 20 Jahren. Aufgrund der großen Schichtdicke, sowie des aufwendigen Herstellungsprozesses von Siliziumwafern für Mono-C Module, sind Kristalline Module teurer als Dünnschichtmodule.

Kristallines Silizium reagiert auf erhöhte Zelltemperaturen mit Leistungseinbußen von ca 0,5% pro °C Temperaturerhöhung. Bei einer Zelltemperatur von 60°C sinkt die Nennleistung somit um etwa 18%.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bild: http://www.energieroute.de/solar/solarzellen.php

Abb. 13: Monokristalline Zelle (links), Polykristalline Zelle (rechts)

Monokristalline Solarzellen erkennt man an der einheitlichen dunkelblauen bis schwarzen Färbung. Polykristalline Solarzellen sind ebenfalls blau gefärbt. Meist ist die unterschiedliche Kristallorientierung gut zu erkennen (Abb. 13).

Amorphe Module (Dünnschicht-Solarzelle)

Bei amorphen Zellen wird hydrogenisiertes amorphes Silizium (a-Si:H) als dünne Schicht auf einem Trägermaterial abgeschieden. Es wird mit dieser Technologie derzeit ein Wirkungsgrad zwischen 6% und 8% erreicht (Abb. 14). Die Zellen weisen im ersten Jahr eine besonders hohe lichtinduzierte Degradation von bis zu 25% auf (Staebler-Wronski-Effekt). Nach etwa 1000h wird bei amorphen Zellen ein stabiler Wirkungsgrad erreicht. In den Datenblättern der Hersteller wird bei diesen Modultypen die Degradation allerdings berücksichtigt und die Leistung nach dem Alterungsprozess angegeben.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 14: Degradationsverhalten von amorphen Si-Solarzellen

Der Wirkungsgrad dieser Module ist zwar geringer, jedoch bieten amorphe Zellen Vorteile bei wenig Licht, Streulicht und bei hoher Betriebstemperatur. Der Temperaturkoeffizient beträgt ca. -0,25% pro °C und ist somit etwa halb so groß als jener von kristallinen Zellen.

Unabhängige Studien wie zum Beispiel die Studie von Jardine bestätigen diese Vorteile der a-Si:H-Technologie. In einem mediterranen Klima (z. B. Mallorca) zeigten die a-Si:H-Solarmodule von RWE SCHOTT Solar eine im Mittel um 22 % und in England (UK) eine um 17 % höhere Energieausbeute pro installierter Modulleistung als kristalline Silicium-Solarmodule. Dabei wurde die Modulleistung unter STC-Bedingungen bestimmt. [20]

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Bild: www.energieroute.de/solar/solarzellen.php

Abb. 15: Amorphe Zelle

Amorphe Solarzellen erkennt man, wie in Abb. 15 dargestellt, an ihrer einheitlich dunkelbraunen bis violetten Färbung.

CIS/CIGS Module (Dünnschicht-Solarzelle)

Bei dieser Dünnschichttechnologie für Solarzellen wird eine dünne Schicht aus Kupfer-indium-diselenid (CIS) auf ein Trägermaterial aufgebracht. Bei CIGS Zellen wird zudem ein Teil des Indiums und Selens durch Gallium und Schwefel ersetzt, wodurch die Eigenschaften dieser Zellen positiv verändert werden können.

Aufgrund der relativ neuen Technologie gibt es noch wenige Langzeiterfahrungen. Die Degradation von CIGS Zellen durch Sonneneinstrahlung über 10 Jahre ist jedoch gering, wodurch diese Module als langlebig eingestuft werden können. Wie auch bei kristallinen Modulen geben Hersteller oft eine Mindestgarantie von 80% bis 85% Peak-Leistung über einen Zeitraum von 20 Jahren. CIGS-Dünnfilmmodule erreichen inzwischen Wirkungsgrade von 10% bis 12%.

CIGS-Zellen nutzen ein vergleichsweise breites Spektrum des Lichts. Die Energieausbeute ist somit auch bei ungünstigen Wetterverhältnissen stabil.

Der Temperaturkoeffizient liegt zwischen denen von amorphen und kristallinen Silizium Modulen.

Tabelle 4: Überblick Moduleigenschaften

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2.5.6 Anforderungen an PV-Module für SHS in Tansania

Aufgrund der geographischen Lage Tansanias herrscht im Großteil des Landes eine ganzjährige Temperatur von rund 30°C. Während der beiden (mehrmonatigen) Regenzeiten ist die Dauer der täglichen maximalen Sonneneinstrahlung verkürzt und die Intensität der Einstrahlung verringert (Wolkenbildung).

Eine Nachführung der Solarmodule ist aufgrund der relativ geringen Leistungsanforderungen (bis 150Wp bei Standard Haushalten) unrentabel.

Um das schräg einfallende Licht bestmöglich nutzen zu können, sind Module mit guten Leistungswerten bei diffuser und schwacher Lichteinstrahlung von Vorteil. Wegen der erhöhten Temperatur sollten die verwendeten PV-Module außerdem einen geringen Temperaturkoeffizienten aufweisen.

Aufgrund dieser Anforderungen und dem guten Preis-Leistungs-Verhältnis, kommen bei kleinen Systemen vor allem Dünnschichtmodule auf der Basis von amorphem Silizium zum Einsatz.

Der geringere Wirkungsgrad ist dabei kein Auswahlkriterium, da genug Fläche zur Verfügung steht, um die geforderten Leistungen zu realisieren.

2.6 Laderegler

Der Laderegler hat die Aufgabe, den Akku schnell und schonend zu laden, diesen vor einer vorzeitigen Zerstörung durch Überladung oder Tiefentladung (Kapitel 2.4.5) zu schützen und den Rückstrom der Batterie zum Modul bei Nacht zu blockieren. Da der Akku ein relativ empfindliches technisches Produkt ist, werden an einen Laderegler hohe Anforderungen gestellt. Es müssen die Eigenschaften unterschiedlicher Akkuarten (Kapitel 2.4.6), die Temperatur und möglichst auch der Alterungszustand des Akkus berücksichtigt werden.

Um diesen Anforderungen gerecht zu werden ist eine komplexe Regelung erforderlich, die mittlerweile durch moderne elektronische Regler umgesetzt wird.

2.6.1 Arten von Laderegler

Serienregler

Bei einem stetigen Serienregler drosselt bei Erreichen der Ladeschlussspannung ein in Serie geschalteter Transistor den Modulstrom. Der Transistor wird dabei durch die entstehende Verlustleistung erwärmt und muss entsprechend gekühlt werden.

Bei einem schaltenden Serienregler (Abb. 16) kann der Nachteil der Erwärmung des Transistors weitgehend vermieden werden. Die Regelsteuerung arbeitet dabei wie ein Zweipunktregler und schaltet bei Erreichen der Ladeschlussspannung den Transistor ab (Schalter S1) und nach Abfall der Batteriespannung entsprechend der eingestellten Schaltschwelle wieder zu.

Ein Serienregler weist auch im voll durchgeschalteten Zustand einen Spannungsabfall am Transistor auf, was die nutzbare Leistung des Solargenerators reduziert.

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Abb. 16: Prinzipschaltbild Serienregler [24]

Parallelregler

Bei Anlagen mit Parallelreglern (auch Shuntregler genannt) wird der vom Akku nicht benötigte Solarstrom von einem parallel zum Hauptstromkreis geschalteten Transistor abgeführt. Beim Erreichen der Ladeschlussspannung wird der Transistor gerade so stark angesteuert, dass der vom Akku nicht benötigte Strom über den Transistor abfließen kann. Die aus der Verlustleistung entstehende Wärme muss durch entsprechende Kühlung abgeführt werden

Bei einem schaltenden Parallelregler (Abb. 17) kann die Erwärmung stark reduziert werden. Da ein Solargenerator den Charakter einer Stromquelle hat, kann er im Prinzip kurzgeschlossen werden. Die Regelsteuerung arbeitet dabei wie ein Zweipunktregler. Bis zum Erreichen der Ladegrenzspannung bleibt der Transistor gesperrt und der Akku wird mit vollem Modulstrom geladen. Nach Erreichen der Grenzspannung wird der Transistor (S1) voll durchgesteuert und so das Modul kurzgeschlossen. Wird eine gewisse Ausschaltschwelle der Akkuspannung unterschritten schaltet der Transistor wieder aus und der Akku wird geladen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 17: Prinzipschaltbild Parallelrelger [24]

Ein wesentlicher Vorteil des Parallelreglers ist, dass bei nicht vollgeladenem Akku die volle Modulleistung nutzbar ist. Das Kurzschließen des Moduls führt zwar nur zu einer geringen zusätzlichen Modulerwärmung, kann jedoch vereinzelt zu Schäden an PV-Modulen in heißen Klimazonen führen (Hot-Spot-Bildung).

Moderne Laderegler sind mittlerweile mit elektronischen Helfern wie Fuzzy Logic und selbstlernenden Algorithmus zur genauen Ladezustandserkennung ausgerüstet. Sie sind dadurch in der Lage sich an die Kapazität, die Spannung und das Alter der Batterie anzupassen. Dies erhöht die Lebensdauer der Batterie.

Serien- und Parallelregler greifen den Strom im Schnittpunkt der Batterie- und der Modulkennlinie ab und können dadurch die Maximalleistung des Moduls nicht verwerten. (Abb. 18 – blauer Bereich)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 18: Arbeitsbereich eines Solarmoduls in einem SHS

Viele schaltende Laderegler arbeiten mit Pulsweitenmodulation (PWM), d.h. sie schalten den Solargenerator bis zum Erreichen der Ladeschlussspannung voll durch. Danach wird der Ladestrom in Form von Stromimpulsen (fTakt einige 100Hz) auf den Akku weitergeleitet. Durch Variation der Einschaltzeit und Periodendauer wird dafür gesorgt, dass der Akku immer auf der (etwas tieferen) Erhaltungsladung bleibt.

Maximum-Power-Tracker (MPT)

Bei diesem Regler dient ein Gleichspannungswandler zur optimalen Anpassung zwischen Solargenerator (Betrieb im MPP) und den erforderlichen Spannungen für Akku bzw. Wechselrichter. Aufgrund des höheren Preises kommen diese Regler meist erst bei leistungsstärkeren Anlagen zum Einsatz.

Bei Solaranlagen in warmen Gebieten verliert der MPT jedoch seine Vorzüge gegenüber den Serien- und Shuntreglern, da bei höheren Modultemperaturen der MPP des Moduls in Richtung des Arbeitsbereichs eines Standard-Reglers wandert. (Abb. 19)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 19: Arbeitsbereich MPT bei erhöhten Modultemperaturen

2.6.2 Funktionen und Schutzmechanismen

Neben den Standard Schutzmaßnahmen wie Über- und Tiefentladeschutz sollte ein Laderegler für den Gebrauch in SHS folgende Funktionen und Schutzmechanismen aufweisen:

- Lastabhängiger Tiefentladeschutz
- Temperaturkompensation der Ladeschlussspannung
- Anzeige des Ladezustands
- Absicherung vor Kurzschlüssen/Verpolen/Überspannung aller Ein- und Ausgänge [15]

2.7 Inverter

Inverter (auch Spannungswandler, Wechselrichter) für Inselsysteme wandeln den Gleichstrom (12, 24 oder 48 V, je nach Systemspannung der Anlage) einer Solarbatterie in 230 V-Wechselstrom (unser herkömmlicher Haushaltsstrom). Somit können Wechselstromgeräte wie Energiesparlampen, Fernsehgeräte, SAT-Anlagen, Lüfter etc. betrieben werden. Diese können in vielen Anwendungsfällen erheblich preiswerter als teure und oftmals leistungsschwache 12 V-Geräte sein.

Wechselrichter werden häufig, aufgrund der eventuell auftretenden hohen Ströme auf der Gleichstromseite, direkt an die Batterie angeschlossen. Dabei ist auf ausreichend dicke Kabel zu achten. Die Leitung zwischen Batterie und Inverter sollte mit einer passenden Sicherung abgesichert werden.

2.7.1 Typen von Inverter

Man unterscheidet in der Stromwandlung die Form der Ausgangsspannung. Zum Vergleich sind unterschiedlichen Ausgangssignale in Abb. 20 dargestellt.

Rechteck-Wechselrichter

Rechteckwechselrichter sind relativ einfach aufgebaut und deshalb preisgünstig. Sie haben einen hohen Wirkungsgrad und können kurzzeitig etwas überlastet werden. Das rechteckige Ausgangssignal führt jedoch bei manchen Verbrauchern zu erhöhter Erwärmung. Bei Geräten mit Schaltnetzteilen oder Elektronischer Regelung kann es sogar zu Fehlfunktionen oder vorzeitigem Ausfall führen.

Die schwankende Eingangsspannung des Akkus (10V – 15V) wirkt sich direkt auf die Spitzenspannung des Ausgangssignals aus. Diese Spannungsschwankung kann zusätzlich bei manchen Verbrauchern zu Problemen führen.

Rechteckwechselrichter sind deshalb für den gelegentlichen Betrieb von Elektrogeräten mit einfachen Netzteilen ohne Elektronik oder Einphasenkollektormotoren (Bohrmaschinen, Staubssauger, Mixer) geeignet.

Trapez-Wechselrichter

Trapez- oder Pulsbreitengeregelter Wechselrichter (manchmal auch Quasi-Sinus Wechselrichter) sind ähnlich aufgebaut wie Rechteckwechselrichter, besitzen jedoch eine zusätzliche Stufe bei 0V. Der Effektivwert der Ausgangsspannung beträgt dabei immer, unabhängig von der Eingangsspannung, 230V. Trapezwechselrichter können kurzzeitig stark überlastet werden und eignen sich daher auch für Geräte mit hohen Anlaufströmen.

Probleme können bei Geräten auftreten, die auf die in der Speisespannung noch vorhandenen niederfrequenten Störspannungen empfindlich sind, z.B. Hi-Fi-Anlagen. Für solche Anwendungen ist der Einsatz von Sinuswechselrichtern günstiger.

Sinus-Wechselrichter

Sinus-Wechselrichter erzeugen ein praktisch sinusförmiges Ausgangssignal. Damit könne grundsätzlich alle Wechselstromverbraucher angeschlossen werden. Sinuswechselrichter können kurzzeitig stark überlastet werden, sodass keine Probleme mit hohen Anlaufströmen auftreten. Auch der Wirkungsgrad von heutigen Sinus-Wechselrichtern liegt im Bereich jener von Trapezwechselrichtern. Der Anschaffungspreis ist jedoch höher.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 20: Ausgangssignal verschiedener Wechselrichter

2.7.2 Eigenverbrauch und Wirkungsgrad

Der Wirkungsgrad von Inselwechselrichter sollte möglichst hoch sein und bereits im unteren Teillastbereich schnell ansteigen damit die Verluste im Teillast-Bereich gering bleiben. Wird jedoch der Wechselrichter in einem DC-Netz nur sporadisch eingeschaltet um einen zugeordneten AC-Verbraucher zu versorgen, spielen Eigenverbrauch und Wirkungsgrad nur eine untergeordnete Rolle. Ein Maximal-Wirkungsgrad von 85% bis 90% ist ausreichend. Bei ohmsch-induktiver Last (cos j = Parameter) sinkt der maximal erreichbare Wirkungsgrad eines Wechselrichters (z.B. Fernseher)

Arbeitet der Wechselrichter hingegen im Dauerbetrieb, ist der Eigenverbrauch eine kritische Größe. Hier sollte der maximale Wirkungsgrad über 90% betragen.

Abb. 21 zeigt die typischen Wirkungsgradverläufe zweier unterschiedlicher Wechselrichter in Abhängigkeit von der Ausgangsleistung.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 21: Wechselrichter Wirkungsgrad [24,S.103]

2.7.3 Sicherheitseinrichtung

Wechselrichter weisen in der Regel einen Überlastschutz sowie einen Über- und Unterspannungsschutz auf. Die Unterspannungsschwelle liegt dabei häufig bei 10V ± 0,5V und ist damit sehr niedrig. Kleine Wechselstromverbraucher (z.B. Handyladegeräte oder Energiesparlampen) führen am Akku zu einem geringen Spannungsabfall und entladen diesen nur langsam (Kapitel 2.4.3). Ist der Inverter direkt an die Batterie geschlossen wird beim Erreichen der Unterspannungsschwelle von 10,5V der Akku jedoch tiefentladen was diesen beschädigen kann.

2.7.4 Inverter in kleine SHSs

Da der Laderegler in SHSs häufig nicht für den hohen Strombedarf von Großverbrauchern (z.B. Farb-TV) ausgelegt ist, muss ein Inverter direkt an die Batterie angeschlossen werden. Wird dieser zusätzlich im Teillastbereich und somit bei geringerem Wirkungsgrad (Abb. 21) betrieben, entstehen hohe Entladeströme. Der tatsächliche Verbrauch der verwendeten Wechselstromgeräte ist ohne Strommessung nicht abzuschätzen. Aufgrund der fehlenden Entladekontrolle durch den Laderegler ist das Nutzerverhalten nicht zu kontrollieren und eine Übernutzung des SHS nicht auszuschließen. Der unbedachte Einsatz von Invertern in kleinen SHS stellt sich somit problematisch dar. Notwendigkeit und Nutzen sollten gegenübergestellt und abgewogen werden.

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