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Donnerstag, 23. November 2017, Ausgabe Nr. 47

Donnerstag, 23. November 2017, Ausgabe Nr. 47

Photovoltaik

Klein kann besser sein

Von Ariane Rüdiger | 27. April 2017 | Ausgabe 17

Ein Erfinder schrumpft einen Mikrowechselrichter auf Zigarrenformat. Die Technik kann die solare Ausbeute erhöhen.

w - Mikroinverter BU
Foto: Ariane Rüdiger

Zigarrengroß: Rechts oben im Rand des Solarmoduls (s. roter Kreis) versteckt sich der Prototyp eines miniaturisierten Modulwechselrichters. Die niederländische Entwicklung soll zudem eine relativ hohe Leistungsdichte und Lebensdauer haben.

Auf dem Dach die Solarstromanlage – und irgendwo, an irgendeiner Wand, hängt ein Kasten: der Wechselrichter. Es auch geht anders. Auf dem 32. Symposium Photovoltaische Solarenergie in Bad Staffelstein zeichneten die Juroren des diesjährigen Innovationspreises den Prototypen eines miniaturisierten Modulwechselrichters aus. Er ist so klein, dass er komplett im Rahmen eines Solarmoduls verschwindet, ohne Solarfläche zu verschatten; und er reguliert jeden einzelnen der üblicherweise drei Strings in einem Solarmodul separat.

Der Steckverbinder wurde ebenfalls miniaturisiert – die Kontakte des Modulkonnektors basieren auf Kupferadern im Format 0,6 mm x 1,5 mm, die zu den aus der Automobilindustrie bekannten MCP-Steckern passen. Entwickler Henk Oldenkamp vom niederländischen Unternehmen OKE Services: „Kleiner geht es bei den Steckverbindern wirklich kaum noch.“

Foto: Ariane Rüdiger

Die Stecker des Mikroinverters basieren auf einer aus der Automobilindustrie bekannten Verbindung.

Auch bei der Qualität der Stecker hat sich Oldenkamp an der Automobilindustrie orientiert, denn, so der Preisträger, in der Photovoltaik werde die Elektronik ähnlich hohen Belastungen ausgesetzt wie in Fahrzeugen. Oldenkamps Mikroinverter lassen sich in Reihe schalten und haben einen Abschaltmechanismus, sobald der Stromfluss gesetzte Grenzwerte überschreitet.

Henk Oldenkamp entwickelte seinen Wandler zunächst für Googles Little Box Challenge, einen im Jahr 2014 ausgerufenen Wettbewerb zur Entwicklung eines Mikroinverters, der maximal das Volumen von 0,6 l haben und 3 kW/l leisten sollte. Der Entwickler setzte sich selbst ein ehrgeizigeres Ziel: „Ich wollte einen Mikroinverter mit einem Volumen von nur 0,1 l und einer Leistung von 20 kW/l.“ Haltbarkeit und Effizienz sollten darunter nicht leiden.

Am Ende übertraf Oldenkamp die selbst gesetzten Ziele und erreichte eine Leistung von sogar 24 kW/l bei hoher Effizienz und ohne Verkürzung der Lebensdauerprognose. Da er aber hinsichtlich einzelner Merkmale geringfügig von den mehrfach geänderten Vorgaben des Wettbewerbs abwich, wurde sein Beitrag, obwohl er die höchste Energiedichte aller Wettbewerber erreichte, am Ende nicht gewertet.

Wechselrichter im Zigarrenformat: Oldenkamp ließ sich nicht demoralisieren und entwickelte weiter, was in dem in Bad Staffelstein gezeigten Prototypen resultierte, der etwa 25 cm lang und stabförmig ist (s. Foto). Das Gerät verwendet den gegenüber dem eigentlichen Solarmodul erheblich kühleren Rahmen als Hitzesenke und braucht deshalb keinen Ventilator. In rund einem Jahr möchte Oldenkamp seinen Inverter produktionsreif machen. Verbesserungswürdig sei derzeit noch die Rahmenintegration, die aber auf der Veranstaltung bereits gezeigt wurde.

Der Inverter soll zu allen Modul- und Rahmentypen passen. Oldenkamp schätzt, dass durch seine Erfindung Photovoltaikmodule um 5 % bis 10 % billiger werden könnten, weil viele Elemente wegfallen – beispielsweise die Verbindungsbox, Gleichstromkabel und -konnektoren oder Bypass-Dioden sowie der konventionelle Strangwechselrichter als Ganzes.

Das dürfte wohl kaum Musik in den Ohren der deutschen Wechselrichterbranche sein, derzeit das Vorzeigeteil der geschrumpften deutschen Solarbranche. Bohrungen im Photovoltaikglas, wie sie sonst bei Modulelektronik meist nötig sind, werden durch die Montage des Geräts direkt im Rahmen ebenfalls unnötig. Das bedeutet ein geringeres Bruchrisiko und ermöglicht kleinere Solarflächen bei gleichem Ertrag.

Doch wie sinnvoll sind Wechselrichter, die, wie Oldenkamps Erfindung, parallel an jedem Solarmodul montiert sind, im Vergleich zu Stranginvertern, an denen in Reihe mehrere Module sitzen? Mit dieser Frage befasste sich eine in Bad Staffelstein referierte aktuelle Studie des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden Württemberg (ZSW) in Stuttgart.

Die Wissenschaftler verglichen einen konventionellen Strangwechselrichter von SMA (Typ SB240) in verschiedenen Umgebungen (stabförmige Verschattung durch Mast, Giebelverschattung, unterschiedliche Einstrahlungsbedingungen) mit Modulwechselrichtern von Enphase und einem Modulleistungsoptimierer von Solaredge.

Außerdem wurden die Ergebnisse der Messungen mit Simulationsläufen mit der verbreiteten Simulationssoftware PVsyst verglichen.

Dafür bauten sie zwei baugleiche Solarstränge mit jeweils zehn Modulen auf und rüsteten den einen mit jeweils einem Modulelektroniktyp aus, den anderen mit dem konventionellen Wechselrichter. Nach der Hälfte der Versuchsdauer wurden die Wechselrichter umgehängt, um Ungleichgewichte in der Leistung einzelner Module auszugleichen.

Gerade bei der punktuellen Verschattung, etwa durch einen Masten, führte Modulelektronik im Durchschnitt über einen längeren Zeitraum zu einer 3 % bis 5 % höheren Ausbeute, Momentspitzenwerte lagen bei +10 %. Das ist viel in Zeiten, in denen jedes Zehntelprozent als Moduleffizienzgewinn gefeiert wird.

Besonders unter eher schlechten Einstrahlungsbedingungen zeigte sich die Modulelektronik dem Strangwechselrichter überlegen, während bei Spitzeneinstrahlung ein leichter Vorteil für das konventionelle Design bestand. Zu einer klaren Empfehlung von Modulelektronik konnte sich das ZSW nicht durchringen, obwohl deren Eigenschaften eigentlich ideal zum häufig flachen Sonnenstand und dem wechselhaften Wetter hierzulande passen.

Zweites Ergebnis der Studie: Simulationen sind keinesfalls so zuverlässig, wie man hoffen sollte, wenn das Design eines Solarfeldes auf ihnen aufbaut. Gerade bei Nahverschattungen prognostizierte die genutzte Software beim Einsatz von Modulelektronik eine höhere Stromernte, als praktisch gemessen wurde. Die Hersteller von Photovoltaik-Simulationssoftware sollten also diesbezüglich dringend an ihren Programmen feilen.

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