Studien

PowerBlox-Betrieb (2018)

Die Energieversorgung in weniger entwickelten Ländern ist ein wichtiger Beitrag zur Hilfe der Menschen vor Ort. Die im Rahmen der Studie getestete PowerBlox (ein autonomer, intelligenter ‚Energiewürfel‘ mit Batterie) kann hierzu einen wertvollen Beitrag leisten.

Angefangen beim sog. „Unboxing“ über eine kritische Bewertung der im Datenblatt aufgelisteten Eigenschaften bis hin zur Messung des dynamischen Verhaltens der PowerBlox werden in diesem Bericht exemplarische Ergebnisse vorgestellt, die das Leistungsvermögen der PowerBlox im aktuellen Serienstand bewerten. Ein Erfahrungsbericht während eines zweiwöchigen Camping-Aufenthalts bewertet die reale Nutzung zweier Boxen im Inselsystem.

Zusammenfassend sind einige Vorschläge gelistet, welche aus Sicht der Autoren die PowerBlox zu einem noch besseren Produkt werden lassen.
Ergänzt wird der Bericht um einen Bauvorschlag für eine einachsige Nachführung als zusätzliches Element für die Nutzung der PowerBlox in einem PV-gespeisten Inselsystem.

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Modularer Inselwechselrichter mit integriertem Energiespeicher für den afrikanischen Markt (2015)

Das Projekt „Modularer Inselwechselrichter mit integriertem Energiespeicher für den afrikanischen Markt“ beschäftigt sich mit der Untersuchung eines Photovoltaik–Inselwechselrichter-Systems für Gebiete in der Welt, die keinen Zugang zu elektrischem Strom besitzen.

Das untersuchte System erzeugt auf Basis der Energiequelle Sonne mittels eines PV-Moduls direkt Strom, der entweder über einen Wechselrichter in eine netzkonforme AC-Spannung gewandelt und für den Verbraucher verfügbar gemacht oder in einem Energiespeicher zwischengespeichert wird, mit welchem ein Teil der am Tag gewonnenen Energie für Zeiten mit nicht ausreichender oder keiner Einstrahlung verfügbar gemacht werden kann.

Das Erzeugungssystem soll zunächst autonom betreibbar und bei höherem Leistungs- oder Energiebedarf mit weiteren gleichen Einheiten zu einem Inselnetz zusammenschaltbar sein. Dabei sollen die einzelnen Einheiten je nach Leistungsfähigkeit und verfügbarer Energie Beiträge zum Gesamtenergie- und Leistungsbedarf liefern.In diesem Bericht der Hochschule München werden die für das Erzeugungssystem notwendigen Teilkomponenten untersucht und auf ihre Tauglichkeit bezüglich der geforderten Anwendung getestet und bewertet. Die Anwendung in den entlegenen Teilen der Erde hat sowohl technische wie auch soziale Herausforderungen.

Die technischen Herausforderungen beschränken sich für die Einzelsysteme im Wesentlichen auf die hohen Umgebungstemperaturen, die vor allem für den Energiespeicher eine große Herausforderung darstellen. Ein robustes Design und eine einfache Bedienbarkeit des Systems sind notwendig. Beides scheint mit heutigem Wissen lösbar.

Um die Einzelsysteme zu einem autonomen Inselnetz zu verbinden, muss eine überlagerte Steuerung hinzugefügt werden, die die Bereitstellung der notwendigen verteilten Netzdienstleistungen (Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Schwarzstartfähigkeit, Betriebsführung) gewährleistet.
Hierzu wird empfohlen, Methoden der frühen Informationstechnologie aufzugreifen, um z. B. über Powerline-Kommunikation eine automatische Konfiguration der verfügbaren Einzelsysteme im Netz hinsichtlich dynamischer Festlegung der Masterunit für die Koordinierung und Regelung der Netzdienstleistungen zu bestimmen.

HM_Inselwechselrichter_2015 Herunterladen

Energietechnische und ökonomische Bewertung von BHKW (2018)

Im Projekt „Energietechnische und ökonomische Bewertung von BHKW“, initiiert durch den SeV und unterstützt durch Bayernwerk Natur sollen Praxisdaten von ausgewählten Objekten mit Gas-Ottomotor-BHKW ausgewertet werden. Nach erster Evaluierung der Datenlage wurden zwei Objekte ausgewählt. Bei beiden Objekten handelt es sich um Kliniken mit Therapie-, Pflege- und akutmedizinischen Angeboten, wobei ein Gebäude nördlich von München und ein Gebäude in Niederbayern gelegen ist.

Ziel des Projektes war es, Energiedaten der Gebäude aufzubereiten, ein Energieprofil zu erstellen, die bestehenden technischen Anlagen energietechnisch zu beurteilen, sowie überschlägige ökonomische Betrachtungen anzustellen, auch in Bezug auf solarbasierte Alternativen in der Strom- und Wärmeversorgung der Gebäude. Diese Aufgaben wurden unter Zuhilfenahme von am Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik entwickelten Modellen durch die Technische Universität München bearbeitet. Die Datenbereitstellung erfolgte größtenteils durch Bayernwerk Natur. Aufgrund einer nicht hinreichend hohen Auflösung der Daten beschränken sich energietechnische Betrachtungen auf monatliche Zählerdaten. Die Erstellung der Gebäudelastdaten war jedoch in stündlicher Auflösung abschätzbar, sodass basierend darauf ökonomische und ökologische Betrachtungen im Modell angestellt werden konnten.

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Machbarkeitsstudie von Kurzfristprognosen der solaren Einstrahlung am Beispiel der 1 MW PV-Anlage Solardach München-Riem (2016)

SeV und SMRG unterstützten die Machbarkeitsstudie der Universität Oldenburg zur Kurzfristprognose der solaren Einstrahlung. Der vorliegende Abschlussbericht beschreibt die wesentlichen Ergebnisse der „Machbarkeitsstudie von Kurzfristprognosen der solaren Einstrahlung am Beispiel der 1 MW PV-Anlage Solardach München-Riem“. Ziel der Studie war die Erstellung und Evaluierung von Kurzfristprognosen der solaren Einstrahlung sowie der PV-Leistung einer Anlage der MW-Klasse mit Hilfe von Wolkenkamerabildern. Dieses Verfahren wurde im Vorfeld bereits an der Universität Oldenburg entwickelt und sollte nun auf eine große PV-Anlage angewendet werden. Zu Beginn des Projekts wurden vor Ort auf der Besucherplattform der Messe eine Wolkenkamera sowie die notwendigen elektronischen Komponenten zur Erfassung und Archivierung der Bilder installiert. Das System wurde im späten Herbst 2015 wieder demontiert und die Anlage sowie der Datenspeicher zur Auswertung an die Universität Oldenburg zurückgeschickt. Die Auswertung der aufgezeichneten Bilder, die Anwendung des Prognosemodells sowie die Evaluierung anhand der Messdaten der PV-Anlage wurde in den kommenden Monaten durchgeführt. Die Ergebnisse wurden im Rahmen des 31. Symposiums photovoltaische Solarenergie in einer Präsentation vorgestellt und in einem mehrseitigen Bericht im Tagungsband veröffentlicht. Die dort vorgestellten und veröffentlichten Ergebnisse finden sich auch in diesem Abschlussbericht wieder.

CvO_Wolkenkamera Herunterladen

PVT Field Evaluation

Bei einem PVT-Modul bzw. -Kollektor treffen zwei Methoden der Solarenergienutzung und damit auch unterschiedliche Fachexperten aufeinander. Um dabei eine klare Zuständigkeit zu definieren, ist es nötig die Schnittstellen klar zu benennen.
Die Entwicklung von PVT-Modulen wurde bisher eher aus der Richtung der Experten der thermischen solaren Nutzung vorangetrieben. Somit stellte sich die Frage, welche Informationen die PV-Experten benötigen, um mit den neu entwickelten Hybridprodukten „umgehen“ zu können.
Aus Sicht des TÜV Rheinland, der dieses vom SeV geförderte Projekt durchführte, ist für die weitere Charakterisierung der PV-Module und deren Leistung einzig das zusätzliche Wissen über die resultierende Modul- bzw. Zelltemperatur notwendig.
Mit diesem Ansatz und der Erfahrung aus einer Vielzahl von thermischen Leistungsmessungen an PVT-Modulen wurde bereits im BMWI-Verbundprojekt „PVT Norm“ ein erster Ansatz durch den TÜV Rheinland vorgestellt.

Im Rahmen dieses Projektes soll dieser Ansatz weiter entwickelt und durch eine Feldmessung auf dem Außentestfeld des TÜV Rheinland in Italien validiert werden.
Zu diesem Zweck wurden Prüfplätze für die Langzeitprüfung von zwei PVT-Kollektoren installiert. Dabei wurde möglichst auf vorhandene Infrastruktur und Material zurückgegriffen. Dies ermöglicht die PVT-Module durch eine elektronische Last kontinuierlich im MPP zu betreiben und die Kollektorkennlinien regelmäßig aufzunehmen.
Entsprechend einer Abfolge typischer thermischer Betriebspunkte mittels angeschlossenem Thermostat wird die notwendige Varianz der Fluidtemperatur erzeugt. Die Betriebspunkte sollen sowohl unterhalb und im Bereich der Umgebungstemperatur (Wärmepumpenbetrieb) als auch oberhalb der Umgebungstemperatur liegen.
Neben der Feldmessung werden die verwendeten Prüfmuster vorab einer intensiven Leistungscharakterisierung im Labor unterzogen um die notwendigen Kennwerte zu bestimmen.

Im Rahmen des Projekts wurde eine Vorhersage der Zelltemperaturen bei PVT-Modulen in Abhängigkeit des thermischen Betriebspunktes erarbeitet. Das gewählte Modell kann mit den leicht erweiterten Daten der thermischen Kennlinienmessung im Innentest einen Datensatz bestehend aus vier Variablen ermitteln, der mit einer ausreichenden Genauigkeit die Zelltemperatur bei unterschiedlichsten Betriebspunkten vorhersagen kann. Da diese Bestimmung unabhängig von der Kollektorgleichung zur Bestimmung der thermischen Leistungsfähigkeit ist, kann das Modell auch für Prüfungen nach der neuen Kollektornorm EN ISO 9806:2017 mit abgewandelter Kollektorgleichung weiterhin verwendet werden.
Es sollten nun weitere Langzeitmessungen bzw. bereits vorhandene Anlagendaten genutzt werden, um das Modell weiter zu validieren. Sofern dies erfolgreich abgeschlossen werden kann, stände einer Verbreitung der Methode nichts im Wege. Der letzte Schritt wäre dann eine Implementierung des Modellansatzes in die Vorhandenen Simulationstools sowie eine Eingabe in die entsprechenden Normengruppen, um diese Methode auch in der Normung bzw. als technische Spezifikation anzuerkennen und allgemein verfügbar zu machen.

Photovoltaische Kälte- und Wärmeerzeugung

Der SeV förderte die Aktivitäten des Lehrstuhls für Thermodynamik der TU München zur solaren Kälte- und Wärmeerzeugung in Richtung neuer, speziell für den PV-Betrieb angepasster Kälteanlagen.

Download 1: Abstract EU PVSEC 2015 [1398 kB]

PV-Reflexion: Blendwirkung von Photovoltaik-Anlagen

Durch Photovoltaikanlagen auf Dächern von Gebäuden oder durch Freiflächen-PV-Anlagen entsteht eine Blendwirkung, wenn sich der von der Glasoberfläche eines PV-Moduls reflektierte Teil der Solarstrahlung im Blickfeld von Personenbefindet. Je nach Streuwirkung der Glasoberfläche können hohe Leuchtdichten auftreten.

Im Jahr 2009 wurde vom Ausschuss „Rechtsfragen, Umsetzung und Vollzug“ der „Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz (LAI)“ bestimmt, dass Reflexionen/Blendungen von großflächigen SolarkraftwerkenImmissionen im Sinne des § 3 Abs. 2 Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) darstellen. Dieses BImSchG bildet die Grundlage für den behördlichen Immissionsschutz. Als schädliche Umwelteinwirkungen werden diejenigen Immissionenbetrachtet, je die nach Art, Ausmaß und Dauer Gefahren oder Belästigungen für die Allgemeinheit hervorrufen können. PV-Reflexionen sollen in Anlehnung an die Schattenwurfrichtlinie für Windenergieanlagen bewertet werden, diebesagt dass eine erhebliche Belästigung dann vorliegt, wenn die Blenddauer 30 Minuten am Tag oder 30 Stunden pro Kalenderjahr überschreitet. Ergänzend werden in den „LAI Hinweisen zur Messung und Beurteilung vonLichtimmissionen“ Empfehlungen zur Ermittlung und Minderung der Blendwirkung von PV-Anlagen gegeben.

Zur Bewertung der von PV-Anlagen hervorgerufenen Blenddauer fehlen z. Z. jedoch noch einheitliche Bewertungsgrundlagen. Bislang sind auch keine Wirkungsuntersuchungen oder Beurteilungsvorschriften bekannt. Daher erfolgt i. d. R. eineEinzelfallprüfung, ob eine Übertragung der Schattenwurfrichtlinie zulässig ist.

Für die Berechnung der Richtungsverteilung der reflektierten Solarstrahlung sowie für Reflexionszeiten in verschiedene Raumrichtungen wurde eine spezielle Computersoftware entwickelt. Diese Berechnung wird anhand des Sonnenstanddiagrammesfür einen beliebigen Standort auf der Erde und beliebige Ausrichtung der reflektierenden Fläche durchgeführt. Für die Bewertung ob eine störende Reflexion an einem Beobachtungsort vorliegt, wird zusätzlich dasHöhenprofil eingelesen. Tritt eine Überlappung der Reflexionscharakteristik mit dem Höhenprofil am Beobachtungsort auf, so ist eine Blendung in diesen Bereichen zu erwarten.

Der SeV hat die Projektarbeit des TÜV Rheinland Energie und Umwelt GmbH finanziell unterstützt.

Messkampagne, Evaluation und Fehlerbehebung bei 13 älteren PV-Anlagen

Im Auftrag des SeV wurden von Solarschmiede und BEC-Engineering 13 ältere PV-Anlagen untersucht. Bei der Untersuchung wurden die Anlagen visuell und messtechnisch analysiert, Schäden und Fehler an den PV-Anlagen erfasst und wenn möglich sofort behoben. Zusätzlich wurde eine Ertragsanalyse durchgeführt, wenn die Ertragsdaten vorhanden waren. Die untersuchten Anlagen waren insgesamt in einem guten Zustand. Die Module zeigten sehr unterschiedliche Delaminationen, bei einigen wurden Hotspots entdeckt und je nach Aufstellungsart waren sie verschmutzt. Bei der Prüfung der weiteren Systemkomponenten wurden defekte Strangdioden, lose Schraubverbindungen und nicht befestigte Anschlussleitungen entdeckt. Soweit möglich wurden alle Mängel beim Vororttermin beseitigt. Bei der messtechnischen Untersuchung wurde bei einer Anlage eine Leistungsdegradation von 30 % des Generators entdeckt. An einer PV-Anlage im Bayerischen Wald wurden beim Vororttermin 142 durch Schneebruch defekte Module entdeckt. Eine Lärmschutzwand ergab bei der PVPM-Messung eines Teiles der Anlage eine Leistungsdegradation von 44 %. An der Lärmschutzwand wurden exemplarisch die Generatoren mit einer Thermografiekamera geprüft. Dabei wurden bei der Anlage Module entdeckt, die sich im Leerlauf befinden. Hier sind wahrscheinlich einige Stringwechselrichter ausgefallen.

Download 1: Untersuchung zum Download [2514 kB]

Erstellung eines Konzepts zur autarken und ökologischen Energie- und Wasserversorgung einer Hotelanlage auf La Gomera

Die Hotelanlage „El Cabrito“ liegt an der Einmündung eines Tales in den Atlantik im Süden der Insel La Gomera. Sie ist nicht über eine Straße erreichbar, der Zugang ist ausschließlich über das Meer möglich. Die Anlage ist für ca. 100 Gäste sowie ca. 25 Mitarbeiter ausgelegt.

Die Hotelanlage ist an das Stromversorgungsnetz der Insel angebunden, ansonsten erfolgt die Versorgung weitgehend autark. Die Hotelzimmer sind nicht beheizbar. Zur Hotelanlage zählen eine biologische Kläranlage und ein Trinkwasserbrunnen sowie eine eigene Landwirtschaft. Die Versorgung der Hotelanlage ist durch das bestehende Versorgungskonzept weitgehend sichergestellt, allerdings kommt es in zunehmen-dem Maße zu Engpässen bei der Wasserversorgung.

Durch die besondere Lage in einem abgeschlossenen und engen Tal und den daraus resultierenden Umgebungsbedingungen sind bauliche Maßnahmen nur eingeschränkt möglich; in jedem Fall sind solche Maßnahmen nur in Einklang mit den natürlichen Gegebenheiten erwünscht.

Projektziel:

Ziel des Projekts war die Erstellung eines Konzepts, das die

• Energieversorgung (v.a. die Stromversorgung) und die
• Wasserver- und –entsorgung

unter den Prämissen Versorgungssicherheit, Autarkie und Ökologie umfasst. Dabei sollte der erreichte Standard gesichert, optimiert und weiter ausgebaut werden. Bestehende Anlagen/Systeme konnten erhalten, ausgebaut, ergänzt oder ggf. auch ersetzt werden.

Die Sinnhaftigkeit der Erhöhung der Versorgungssicherheit, v.a. der Wasserversorgung, ist selbstredend; der Hintergrund für die beiden Prämissen Autarkie und Ökologie ist letztendlich im Selbstverständnis der Hotelbetreiber und damit in Verbindung mit dem Image und der Vermarktbarkeit der Hotelanlage zu sehen.

Der SeV stellte Fördermittel bereit, um die Aufwendungen der beteiligten Lehrstühle und Institute zu decken.

SunThink

Das Projekt „SunThink – Entwicklung und Simulation eines aktiven Sonnenschutzsystems als fassadenintegrierte Photovoltaik“ befasste sich mit der Machbarkeit eines photoelektrischen Sonnenschutzes. Es handelt sich um eine patentierte Idee, die durch Fördergelder des Solarenergieförderverein Bayern mit der Entwicklung eines Prototypen Gestalt angenommen hat. In einem ersten Schritt wurde der konstruktive Entwurf erstellt und verwirklicht. Die Installation der Solarlamelle wurde in einem Doppelfassadenversuchsstand realisiert und hat erste Herausforderungen erkennen lassen. Für die Bewertung der neuen Technik wurden Messungen der Temperatur und der Leistung durchgeführt, die mit dem Simulationsprogramm INSEL validiert wurden.

In einem 2. Schritt unterstützte der SeV die Fertigstellung einer vollautomatisierten Nachführung eines Labormusters. Dies ermöglicht verfeinerte Messungen. Des Weiteren wird die Simulationsplattform verfeinert.

SunThink

Stichprobenbasierte Labormessungen zur Leistungsbewertung einer Produktionscharge von Solarmodulen (2008)

Projektziel: Es sollen statistische Stichprobenverfahren zur Bewertung der Leistungseigenschaften einer Produktionscharge von Solarmodulen entwickelt werden. Diese Methoden sollen die Grundlage für die Aufstellung von Annahme- und Ablehnungskriterien bilden, die von Installateuren sowie Betreibern genutzt werden können (z. B. Vertragsbestandteil).

Methodik und Algorithmik der statistischen Qualitätsbewertung von Photovoltaik–Modulen bei Ausnutzung von Zusatzinformation durch Flasherlisten Herunterladen

Qualitative Leistungsbewertung von Produktionschargen von Solarmodulen basierend auf Stichprobenmessungen Herunterladen

sonne macht schule II

Solarenergie ist ein Thema, das in der Schule an Bedeutung gewinnt. Der Erfolg der Solartechnik und das enorme wirtschaftliche Wachstum der gesamten Branche der Erneuerbaren Energien, vor allem die beruflichen Zukunftschancen, die den Jugendlichen durch die Struktur einer nachhaltigen Energieversorgung entstehen, machen das Thema Solarenergie an Schulen unumgänglich.

Das Handbuch sonne macht schule II verfolgt das Ziel, das vorausgegangene Handbuch „sonne macht schule“ im Bereich Photovoltaik zu vertiefen und behandelt dabei insbesondere auch Anlagen in größeren Leistungsklassen. Über die Region Mittelfranken hinaus soll das Handbuch deutschlandweit Schulen unterstützen, die sich um die Errichtung und den nachhaltig erfolgreichen Betrieb von Solarstromanlagen bemühen. Es richtet sich vornehmlich an engagierte Lehrer, Eltern, Initiativen, Fördervereine, schulische Entscheidungsträger und alle, die ein Solarprojekt an einer Schule, im besten Falle unter Beteiligung von Schülern und Schülergruppen, realisieren wollen.

Das Handbuch sonne macht schule II bietet
• eine Einführung in die Grundlagen der Photovoltaik,
• einen Wegweiser zur eigenen schulischen Solarstromanlage,
• einen für Schüler geeigneten Analysebogen zur Fehlererkennung,
• eine Beschreibung von Anlaufstellen bei technischen Fragen,
• Musterverträge für Schülerunternehmen,
• erfolgreiche Projektbeispiele.

Insbesondere die Möglichkeiten der Schülerbeteiligung werden im Handbuch ausführlich behandelt, weil Solarprojekte in hervorragender Weise für Jugendliche geeignet sind, um Eigenverantwortung zu erlernen und technische und wirtschaftliche Kompetenzen zu erwerben. Die Durchsetzung der Solartechnik auf breiter Ebene erfordert ausgebildete Fachkräfte und Experten.

Anlagenanalyse, Simulation und Gegenüberstellung von Simulations- und Ist-Werten bei drei netzgekoppelten PV-Anlagen

Die drei untersuchten und simulierten netzgekoppelten PV-Anlagen aus dem Großraum München wurden im Rahmen des Projektes „Sonne in der Schule“ Mitte der 90er Jahre errichtet. Zwei der Anlagen laufen seit Inbetriebnahme ohne größere Ausfälle und die Jahreserträge stehen lückenlos zur Verfügung. Bei einer Anlage fehlten die Jahreserträge zwischen 1997 und 2001, zusätzlich wird der Wechselrichter gelegentlich ausgeschaltet. Für die Simulation der PV-Anlagen wurden standortspezifische Wetterdaten auf Stundenbasis mit der Software Meteonorm erzeugt. Diese dienen als Wetterdatensätze für die Simulation mit den beiden Zeitschrittprogrammen, deren Simulationsergebnisse gegenübergestellt wurden. Zusätzlich wurden die realen Erträge mit durchschnittlichen regionalen Erträgen verglichen.

Durch die Umrechnung der Einstrahlung auf die geneigte Ebene nach den Modellen von Hay und Davis bzw. nach dem von Perez kommt es u. a. zu Abweichungen. Die drei Simulationsergebnisse (Programm 1 mit Hay und Davis, Programm 2 mit Perez und mit Hay/Davis) liegen bei den beiden gut funktionierenden PV-Anlagen 4 – 8 % unter dem Mittelwert der realen Jahreserträge. Die Simulationsergebnisse der öfters gestörten PV-Anlage liegen 2 – 10 % über dem Mittelwert der realen Jahreserträge, die allerdings unvollständig sind. Im Vergleich mit durchschnittlichen regionalen Erträgen seit 2001 erzeugte die eine gut funktionierende Anlage etwa 9 % mehr Energie, die andere etwa die gleiche Menge. Die schlecht funktionierende Anlag erzeugte etwa 17 % weniger Energie im Jahr.

BioGuard

Neben der biologischen Prozessführung ist die technische Effizienz einer Biogasanlage die zweite Säule der Wirtschaftlichkeit. Sie kann nur durch eine adäquate Anlagensteuerung sichergestellt werden.

Ziele von BioGuard als standardisierter Anlagensteuerung:

Primärfunktionen:

Erfassung der betriebsrelevanten Parameter
Automatisierung/Steuerung der wichtigsten Funktionen: Heizung, Rührung, Beschickung mit Input-Material usw.
Visualisierung und digitalisierte Dokumentation

Erweiterte Funtionen:

Online Datenfernübertragung
Integration der bislang eigenständigen BHKW-Steuerung
Intelligentes Prozessmanagement

Nutzen von BioGuard:

Erstmals wurde auf der Basis einer Software mit Industrie-Standard ein Prozessleitsystem entwickelt, das in Struktur und Funktion auf Biogasanlagen zugeschnitten war und somit effizient und zuverlässig eingesetzt werden konnte.
Durch die optimale Prozessführung konnten Anlagenkapazitäten gesteigert, Anlagen besser ausgelastet werden.
Betriebsstörungen wurden vermieden oder schneller behoben.
Der Arbeitsaufwand für den Betreiber wurde vereinfacht.

Fit for Biogas – Optimierung von Biogasanlagen

Die Effizienz von Biogasanlagen hängt im wesentlichen von der Stabilität und Qualität ihrer biologischen Gärprozesse ab. In der Praxis verfügten jedoch die Betreiber solcher Anlagen (zum Großteil Landwirte) nicht über das notwendige know how zum optimalen Betrieb ihrer Anlagen, worunter die Effizienz der Energielieferung litt.

Schmack Biogas entwickelte mit finanzieller Unterstützung des SeV ein Betreuungsprogramm „Fit for Biogas“, das diesen Anlagen zu maximaler Auslastung und Energieproduktion verhilft.

Der Durchschnitt der Ertragssteigerungen bei der Gasausbeute und damit der Stromproduktion durch „Fit for Biogas“ lag für die ersten 50 Anlagen bei rd. 50 Prozent, teilweise konnten sogar Verdoppelungen erreichtwerden.

Die anhaltende Effizienzsteigerung der Biogasanlagen

erspart anderweitige Primärenergie
vermindert Schadstoffemissione
reduziert biologische Abfallmengen
reduziert den erforderlichen Bio-Materialeinsatz
recycelt biologische Reststoffe zu Dünger

und leistet darüberhinaus einen wichtigen stromwirtschaftlichen Beitrag, da die aus einem möglichen Pool von Biogasanlagen (Stichwort „virtuelles Kraftwerk“) abrufbaren Mengen von „grünem Strom“ optimiert werden können.

Biobrennstoffe für Stirling Mikro-BHKW

Ziel dieses Projektes war es, ein Konzept zum Einsatz von flüssigen Biobrennstoffen (Bioalkohole, Pflanzenöle) an einem neuseeländischen Stirlingmotor, der als Mikro-Blockheizkraftwerk in Einfamilien- und Energiesparhäusern eingesetzt werden sollte, zu entwickeln und erste praktische Tests durchzuführen. Vom Hersteller wurde damals nur die Dieselvariante angeboten.

Hintergrund des Projektes ist die Entwicklung nachhaltiger marktfähiger Mikro-KWK-Stirling-Technologie.

Seit 2006 war die interdisziplinäre Projektgruppe Stirling (IPG Stirling) unter der Leitung von Umweltingenieur Kuno Kübler an der Hochschule München aktiv. Es beschäftigten sich Studierende aus mehreren Fakultäten mit dem Stirling-Prinzip zur Kraft-Wärme-Kopplung in Einfamilienhäusern. Dabei sollten regenerative Brennstoffe wie Pflanzenöl und Biogas eingesetzt werden.

2006 konnte die Projektgruppe zusammen mit dem SeV eine Prämie des städtischen Umweltreferates für innovative Maßnahmen im Bereich Biomasse/regenerative Energien gewinnen. Inzwischen wurden mit Unterstützung von Green City Energy zwei Testanlagen von Stirling-Mikro-Blockheizkraftwerken in München aufgebaut, die im Winter 2008/2009 erstmals im Alltagsbetrieb getestet wurden.

Für weitere aktuelle Informationen zum Thema Stirlingmotor verweisen wir auf die Internetseite Arbeitskreis STIRLINGMOTOR MÜNCHEN

Solar angetriebener Stirlingmotor

Projekt der Fachhochschule Regensburg, Fachbereich Maschinenbau, Labor Wärmetechnik, zur Untersuchung des Betriebsverhaltens sowie Ermittlung des Wirkungsgrades eines solar angetriebenen Stirlingmotors.

Während in Verbrennungsmotoren mit innerer Verbrennung die Auswahl der verwendeten Brennstoffe eng begrenzt ist, kann bei Stirlingmaschinen die Wärmezufuhr sowohl durch Verbrennung fester, flüssiger oder gasförmiger Brennstoffe erfolgen als auch durch konzentrierte Sonnenstrahlung. Gerade das Konzept einer mit konzentrierter Sonnenstrahlung betriebenen Stirlingmaschine stellt für die sonnenreichen Staaten in Südeuropa, Afrika, der arabischen Halbinsel, Asien, Australien und auf dem amerikanischen Kontinent eine äußerst interessante Bereicherung auf dem Energiemarkt dar.

Im Rahmen des Projektes wird das Betriebsverhalten der Stirlingmaschine untersucht und nicht nur wesentliche Kennwerte bereitgestellt, sondern auch Anregungen für eine mögliche Verbesserung der Maschine erarbeitet werden.

Der auf dem Dach des Laborgebäudes aufgestellte solar angetriebene Stirlingmotor (Hersteller: EPAS ressourcenschonende Produkte GmbH, Leipzig) ist für einen Inselbetrieb konzipiert. Es wird gleichzeitig die vom Motor abgegebene elektrische Leistung sowie die Solarstrahlung messtechnisch ermittelt, um damit den Wirkungsgrad der Maschine zu berechnen. Weiterhin wird der Einfluss der Genauigkeit der Nachführung des konzentrierenden Kollektors auf die Effizienz der Anlage untersucht. Aus Langzeitmessungen über den Zeitraum von mehreren Jahren kann mit dem aufgebauten konzentrierenden System nicht nur der Wirkungsgrad, sondern vor allen Dingen dessen Abhängigkeit von der Strahlungsdichte bestimmt werden.

Technische und betriebswirtschaftliche Bewertung des EEWärmeG

Im Juli 2007 hat die Bundesregierung in den Meseberger Beschlüssen das Integrierte Energie- und Klimaprogramm (IEKP) auf den Weg gebracht. Dieses Programm beinhaltet eine Beschreibung von 29 Maßnahmen, die zur Reduktion des in Deutschland verursachten CO2-Ausstoßes führen sollen. Die Durchführung der aufgezeigten Maßnahmenpakete wird unter anderem durch den Beschluss einiger Gesetze und Verordnungen gewährleistet. So soll beispielsweise der im IEKP geforderte Ausbau der Stromerzeugung mittels Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen durch die Novellierung des KWK-Gesetzes oder die Erhöhung des Anteils regenerativer Energien an der Stromversorgung durch eine Neufassung des Erneuerbaren Energien Gesetztes erreicht werden. In Punkt 14 des IEKP wird eine Steigerung des regenerativen Anteils an der Wärmebereitstellung auf 14 % bis zum Jahr 2020 gefordert. Im Jahr 2006 betrug in Deutschland die Bereitstellung an Wärmeenergie durch regenerative Energieträger 6 %. Zu diesem Zweck wurde das Erneuerbare-Energien-Wärme-Gesetz beschlossen, das dem Bauherren seit 01.01.2009 vorschreibt, einen gewissen Anteil der Wärmebereitstellung im Gebäude durch den Einsatz regenerativer Energien zu decken. Die Nutzungspflicht kann hierbei durch unterschiedliche Maßnahmen, wie den Einsatz von Solarthermie, Umweltwärme, Geothermie, Biomasse oder durch die Durchführung einzelner Ersatzmaßnahmen (Kraft-Wärme-Kopplung, Energiesparmaßnahmen) erfüllt werden. In dieser Studie wird untersucht, welche ökologischen und ökonomischen Auswirkungen die im EEWärmeG vorgeschriebenen Maßnahmen bezüglich Solarthermie und Wärmepumpe auf den CO2-Ausstoß, die Reduktion des Primärenergieverbrauches und die Investitionskosten für den einzelnen Bauherren haben. Beschränkt wird diese Betrachtung auf den Freistaat Bayern. Es wird weiterhin ermittelt, in wie weit die Ziele aus dem IEKP durch den Ausbau von solarthermischen Anlagen und Wärmepumpen in Bayern erfüllt werden können.

Download 1: PDF der Untersuchung [617 kB]

Anschluss regenerativer Stromerzeugungsanlagen an das Energieversorgungsnetz – Kurzfassung

Als Reaktion auf die Reaktorkatastrophe von Fukushima hat die Bundesregierung im Juni 2011 ihr Energiekonzept überarbeitet und eine schrittweise Abschaltung der deutschen Kernkraftwerke bis Ende 2022 beschlossen. Darüber hinaus wurde in diesem Konzeptpapier als eines der Ziele die Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung von 17 % im Jahr 2011 auf 35 % bis 2020 und auf 80 % bis 2050 festgelegt. Der Durchbruch zur Nutzung regenerativer Energiequellen begann jedoch schon mit dem „Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien“ (Kurztitel: Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)) welches am 29. März 2000 in Kraft trat. Darin wird erneuerbaren Energiequellen der vorrangige Anschluss an das Netz sowie den Betreibern feste Vergütungssätze garantiert. Durch den herausragenden Erfolg des EEG wurden im Jahr 2012 in Deutschland bereits 22 % der 618 Terawattstunden (TWh) Bruttostrom regenerativ erzeugt. Den größten Anteil hatte die Windenergie mit 46 TWh (7,4 %) gefolgt von der Bioenergie (41 TWh bzw. 6,6 %), der Photovoltaik (PV) (28 TWh bzw. 4,5 %) und der Wasserkraft (21 TWh bzw. 3,4 %). Die Geothermie spielte im Jahr 2012 noch keine Rolle.

Um die Herausforderungen und Lösungsmöglichkeiten der Netzintegration dieser enormen Anzahl regenerativer Stromerzeugungsanlagen für den interessierten Leser verständlich darzulegen, wurde eine Informationsschrift erstellt, die beim SeV angefordert werden kann. Sie richtet sich an jene, die einen Einblick in das komplexe Geflecht der Stromnetze bekommen möchten und soll zum Verständnis des Zusammenspiels der konventionellen und der regenerativen Energien beitragen. Dabei steht im Vordergrund welche Möglichkeiten zur Integration der erneuerbaren Energien vorhanden sind, wo die Herausforderungen liegen und welche Anforderungen sowohl an die Netzbetreiber als auch an die Betreiber regenerativer Erzeugungsanlagen gestellt werden. Außerdem wird beschrieben wie die Netze aufgebaut, welche Anforderungen an sie gestellt werden und welche Änderungen nötig sind, damit die Integration regenerativer Energieanlagen einen bestmöglichen Nutzen für die Gesellschaft haben kann.

Damit zukünftig eine nachhaltige Energieversorgung gewährleistet wird, sind Umweltverträglichkeit, Verlässlichkeit und Wirtschaftlichkeit die drei maßgeblichen Bedingungen, die elektrische Energieerzeugungsanlagen erfüllen müssen. Die grundlegende Bedingung besteht in der Umweltverträglichkeit, also vor allem der Ressourcenschonung und der Risikominimierung. Diese wird bei den wichtigsten Energieformen PV, Wind- und Wasserkraft erfüllt. Auch Biomassekraftwerke erzeugen nur so viel schädliche CO2 und CO2-Äquivalente wie die Biomasse während ihrer Wachstumsphase aus der Luft entnommen hat. Im Vergleich zu den regenerativen Energiesystemen schneidet die Nutzung fossiler Energieträger bei der Bewertung dieser ersten Bedingung schlecht ab. Durch die Verwendung von Kohle, Öl oder Gas entweichen große Mengen CO2, Methan und Stickoxide in die Atmosphäre. Weiterhin sind diese Energiequellen endlich. Die Ressourcenschonung ist somit nicht gegeben. Die Risikominimierung stellt vor allem bei Kernkraftwerken den entscheidenden Nachteil dar. Jedoch stellt auch die Nutzung fossiler Energieträger ein beachtliches Risiko im Hinblick auf den Treibhauseffekt und die damit verbundene Klimaerwärmung dar. In Folge dessen sind in den vergangenen Jahren bei zunehmend häufiger werdenden Trockenperioden oder Überschwemmungen viele Opfer zu beklagen gewesen.

Die zweite wichtige Bedingung ist die Verlässlichkeit der Stromerzeugung. Speziell PV-Anlagen und Windkraftanlagen erzeugen Energie sehr volatil. Somit ist eine zuverlässige Energieversorgung nur im Zusammenspiel mit Speichertechnologien zu gewährleisten. Die Zuverlässigkeit ist der große Vorteil der konventionellen Kraftwerkstechnik.

Der dritte Faktor ist die Wirtschaftlichkeit. Hierbei spielt der Begriff Netzparität (grid parity) eine wichtige Rolle. Er bezeichnet den Zustand gleicher Kosten für selbst erzeugte Energie im Vergleich zu der vom Netzbetreiber bezogenen elektrischen Energie. Netzparität ist erreicht, wenn der Strom aus z. B. der eigenen PV-Anlage die gleichen Kosten verursacht wie der Strombezug aus dem öffentlichen Energieversorgungsnetz.

In der Studie wird detailliert auf die einzelnen Auswirkungen regenerativer Erzeugungsanlagen in den unterschiedlichen Netzebenen eingegangen. In der Nieder- und Mittelspannungsebene sind hierbei hauptsächlich die Lastflussumkehr, eine Spannungsanhebung, Herausforderungen durch Blindleistungsflüsse, eine Spannungsunsymmetrie sowie Flicker zu beachten. In der Hoch- und Höchstspannungsebene kann es zu Überlasten und Versorgungsunsicherheiten kommen. Diesen Auswirkungen kann mit verschiedenen technischen Kompensationsmöglichkeiten begegnet werden. So können hohe Spannungen durch eine Blindleistungsregelung der Wechselrichter begrenzt werden. Nach den neuen Nieder- und Mittelspannungsrichtlinien ist eine statische Netzstützung von erneuerbaren Erzeugungsanlagen durch Blindleistungsregelung gefordert. Eine weitere Möglichkeit hohe Spannungen zu begrenzen stellt der Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren dar. Diese stufen abhängig von der Netzspannung und des Lastflusses die Spannung herauf oder herab. Einfache Möglichkeiten sowohl zu hohe Spannungen als auch Überlasten zu vermeiden ist der direkte Eigenverbrauch der erzeugten Energie am Ort der Erzeugung. Alternativ kann die Energie zwischengespeichert werden. Batteriespeicher in Wohngebäuden, welche überschüssig erzeugten Strom aufnehmen und zu Zeiten zu geringer Eigenproduktion wieder bereitstellen, werden in zunehmenden Maß installiert. Von Seiten der Energiewirtschaft wird schon seit geraumer Zeit ein Anreizprogramm zur Integration von Speichersystemen in Photovoltaik-Dachanlagen gefordert. Von Seiten der Netzbetreiber ist die verbreitetste Abhilfemaßnahme für alle Spannungsebenen der Netzausbau.

Es wird ein Übertragungsnetzausbau von 3800 km bis 2022 postuliert. Weiterhin müssen 4000 km vorhandener Trassen modernisiert werden. Für diesen Ausbau alleine sind 20 Mrd. € veranschlagt. Für den Anschluss von Offshore Windparks an das Netz kämen weitere 12 Mrd. € hinzu. Einen Großteil der neuen Trassen stellen Nord-Süd-Verbindungen dar, um den Energieüberschuss durch Windparks im Norden zu den Verbraucherschwerpunkten im Westen und Süden zu transportieren. Im Gegensatz zu den Übertragungsnetzen ist der Ausbaubedarf in den Verteilnetzen noch gar nicht abzuschätzen. Hier ist vor allem im süddeutschen Raum aufgrund der rasanten Entwicklung beim Zubau von PV-Anlagen mit enormen Netzverstärkungs- und Netzausbaumaßnahmen zu rechnen. Eine Prognose stammt aus dem Energiekonzept der Bundesregierung. Hier wird angegeben, dass bis zum Jahr 2020 ca. 66 GW Leistung mit Hilfe von PV-Anlagen und Onshore Windenergieanlagen erzeugt werden und etwa 195 000 km neue Verteilnetze benötigt werden. Die entstehenden Kosten werden mit 13 Mrd. € kalkuliert. Die Abschätzung des Bundesumweltministeriums liegt bei 88 GW Leistung aus PV-Anlagen und Onshore Windenergieanlagen mit einem Bedarf an neuen Leitungen der sich auf 380 000 km beläuft. Diese Kosten werden mit 27 Mrd. € angegeben.

Die Studie kann beim Büro des Solarenergieförderverein Bayern angefordert werden.

PV-Anlage mieten

Solardachbörsen vermitteln solar geeignete Dächer an Solarunternehmen, Fonds, private Investoren. Sie sprechen Gebäudeeigentümer häufig auch direkt an, um geeignete Dachflächen zu akquirieren. Derzeit jedoch ein schwieriges Unterfangen. Die Dachmieten betragen üblicherweise 4 bis 6 Prozent der Jahreserträge. Aufgrund stark sinkender Degression der EEG-Vergütungen wird eine Dachvermietung zunehmend unattraktiv. Die Dacheigentümer können anders als die Investoren nicht von möglichen Kostenreduktionen auf Seiten der Anlagentechnik profitieren. Warum sollte sich ein Gebäudeeigentümer 20 Jahre lang vertraglich binden, um für aktuell 10 bis 16 Euro pro kW sein Dach einem Fremdinvestor zu überlassen? Bleiben nun Dächer von Eigentümern, die selbst nicht investieren wollen, brach liegen? Die gesetzlichen Möglichkeiten der Eigenstromnutzung, die im EEG seit 2009 bestehen, und eine „Umkehrung des Prinzips der Solardachbörse“ könnte helfen, Dacheigentümer und Investoren wieder verstärkt zusammenzuführen: Nicht „Vermieten Sie Ihre Dachfläche“, sondern „Mieten Sie eine PV-Anlage“ könnte die Losung der Zukunft sein, ergänzt noch um den motivierenden Hinweis „..und reduzieren Sie damit ihre Stromkosten.“

Der Ansatz der „Stromkostenreduktion durch gemietete Photovoltaikanlagen“ verändert die Perspektive mit praktischen Konsequenzen. Er rückt die Interessen des Dacheigentümers stärker in den Vordergrund. Er macht aus dem passiven Gebäudeeigentümer, der Gefahr läuft von Investoren übervorteilt zu werden, einen Akteur, der Solartechnik nutzen will, um Energiekosten zu senken und sich dazu eines Investors bedient.

Das Vorgehen ist folgendes: Der Dacheigentümer „mietet“ von einem Investor eine PV-Anlage zur Überschusseinspeisung. Das heißt, auf dem Dach des Gebäudeeigentümers („Mieter“) realisiert ein Investor („Vermieter“) eine PV-Anlage, die über Zählertechnik für Eigenstromverbrauch und Netzeinspeisung verfügt. Mit dieser Anlage, die selbst erzeugten Strom unter der Bedingung der Gleichzeitigkeit von Angebot und Nachfrage ins Gebäude einspeist, kann der „Mieter“ seine Stromkosten in einer vereinbarten Mietzeit/Betriebszeit von 20 Jahren reduzieren. Der Vorteil der geminderten Stromkosten ist für ihn umso größer, je höher die Eigenbedarfsquote liegt und je stärker die Strompreise steigen. Der „Vermieter“, sprich: der Investor, erhält im Gegenzug die volle EEG-Vergütung aus Eigenstromnutzung und Netzeinspeisung. Er zahlt keine Dachmiete, sondern bekommt vielmehr vom „Mieter“ ein Entgelt für die Nutzung der PV-Anlage. Diese „PV-Miete“ entspricht rechnerisch der Differenz zwischen einer gedachten Vergütung bei Volleinspeisung und der Vergütung mit Eigenstromregelung.

Stellt man die Einnahmen der beiden Vertragsparteien gegenüber, so erhält der „Vermieter“ einer PV-Anlage mit Überschusseinspeisung den gleichen Betrag wie für eine identische PV-Anlage mit Volleinspeisung. Der „Mieter“ der PV- Anlage hingegen zahlt keine Mehrkosten im Vergleich zu einer Gebäudenutzung ohne PV-Anlage. Bereits bei konstanten Strompreisen reduziert er seine Kosten, erst recht wenn die Strompreise weiter steigen sollten. Das bedeutet eine win- win-Situation für beide Parteien.

Nähere Informationen zum Konzept
: DGS-Franken: PV mieten

Bewertung des Schwachlichtverhaltens einzelner PV-Module durch Vergleich von Langzeitmessungen unter natürlichem Licht mit Messungen unter dem Sonnensimulator (2007)

Teststand zur Energieertragsmessung der PV Module
Finanziell unterstützt durch den Solarenergieförderverein Bayern untersuchte TÜV Immissionsschutz und Energiesysteme durch Auswertung von Ertragsdaten eines Jahres bei drei verschiedenen Modultechnologien (kristallines Silizium, amorphes Silizium und High Efficiency-Zelle), wie sich das Teillastverhalten der Module darstellt und inwiefern dies im Ergebnis vergleichbar der Teillastleistung bei 200 W/qm unter einem Sonnensimulator ist.

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Überprüfung der Qualität von Photovoltaik-Modulen mittels Infrarot-Aufnahmen (2007)

Damit die photovoltaische Stromerzeugung zu einer nachhaltigen und verlässlichen Stromversorgung herangezogen werden kann, die zum Ersatz der konventionellen Energieträger in zunehmenden Maße beiträgt, gilt es, die Lebensdauer der PV-Module bei gleichzeitiger Reduzierung der Kosten zu verlängern. Der Preis pro erzeugter Energiemenge wird durch die durchschnittliche Sonneneinstrahlung am Installationsort, die Lebensdauer und den Kaufpreis des PV-Moduls bestimmt. Ein Faktor, der noch hohe Kosten verursacht, ist die unvollständige Qualitätskontrolle während der Modulherstellung, nach der Installation und während des Betriebs der PV-Anlage.

Dadurch werden fehlerhafte PV-Module in der Produktion manchmal nicht erkannt und in Umlauf, d. h. auf die Dächer oder die Wiese, gebracht. Im Betrieb geschädigte Module können zu Minderleistung und zu Sicherheitsproblemen führen. Die Erkennung fehlerhafter Solarmodule, die bereits installiert und u. U. bereits längere Zeit in Betrieb sind, gestaltet sich mit der gängigen Methode jedoch schwierig: Die Module werden hierbei einzeln oder im Strang unter Sonnenlicht kennlinienvermessen. Dabei müssen die Stränge oder Module einzeln an das Kennlinienmessgerät angeschlossen werden, was zu einem erheblichen Zeit- und Arbeitsaufwand führt. Wünschenswert wäre also eine Methode, bei der nicht in den Stromkreis eingegriffen werden muss und bei der in kurzer Zeit eine große Anzahl an Modulen abgearbeitet werden kann.

Außerdem werden neben der elektrischen Kennlinienmessung unter gepulstem Licht (Flasher) in der Produktion und unter realem Sonnenlicht bei der installierten Anlage weitere Qualitätskontrollmechanismen benötigt, die vor allem Defekte identifizieren und erkennen, die sich nicht sofort in der elektrischen Leistungsmessung bemerkbar machen, sondern erst durch die im Betrieb auftretenden thermischen und mechanischen Belastungen aktiviert werden und somit zur Leistungsreduktion oder zum Ausfall des Moduls führen. Effektive und schnelle Verfahren zur Qualitätssicherung in der PV-Modulfertigung und im laufenden Betrieb werden umso wichtiger, je größer der Preisdruck z. B. durch eine beschleunigte Reduktion der Einspeisetarife und je kleiner die Diskrepanz zwischen PV-Stromgestehungskosten und konventionellen Stromkosten wird.

Der zielgerichtete Einsatz von Infrarotkameras in der Photovoltaik ist eine gute Möglichkeit der schnellen, großflächigen, berührungslosen und zerstörungsfreien Fehlerortung im Gesamtsystem. Damit bieten sich Wärmebildkameras zur Charakterisierung und Fehleranalyse von PV-Modulen und Komponenten im Labor und im Feld an. Im Rahmen dieses Projektes des Solarenergieförderverein Bayern sollen typische Moduldefekte detektiert, klassifiziert und dabei geklärt werden, inwieweit die einzelnen Fehler auch elektrisch wirksam sind. Hierzu wurden systematische Messungen an verschiedenen PV-Modultypen im Labor und im Feld durchgeführt und mittels elektrischer Vermessung überprüft, welche Auswirkungen die verschiedenen Fehlerfälle haben. Es wurde dabei versucht, eine Korrelation zwischen den IR-Messungen und den elektrischen Messungen herzustellen. Ferner wurde die Fragestellung untersucht, welche Effekte später zu einer Reduzierung der Modulleistung oder auch zu einem späteren Ausfall des Moduls führen.

Mittels IR-Messtechnik lassen sich verschiedene Fehler an PV-Modulen, wie Degradation am Einkapselungsmaterial, Haftungsverlust, Degradation von Zell- und Modulverbindern sowie Einfluss von Feuchtigkeit schnell sichtbar darstellen. Damit stellen die IR-Messungen ein wertvolles Werkzeug bei der Überprüfung der PV-Module während der Installationsphase als auch bei regelmäßigen Inspektionen und bei Fehlerverdacht dar.

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Der Eigenstromverbrauch von Biogasanlagen und Potenziale zu dessen Reduzierung (2006)

In der vorliegenden Studie wurden insgesamt 35 landwirtschaftliche Biogasanlagen der Baujahre 1995 bis 2005 auf ihren Eigenstromverbrauch hin untersucht. Nach der Definition geeigneter Kennzahlen zur Beurteilung des Eigenstromverbrauchs werden die wesentlichen elektrischen Hauptkomponenten von Biogasanlagen und deren typische Leistungsdaten beschrieben. Zur Vergleichbarkeit werden geeignete Bezugsgrenzen definiert und die verschiedenen Anschlussvarianten der Eigenverbraucher an das aufnehmende Stromnetz gegenübergestellt.

Der Datenerhebung aus Literaturrecherche, Hersteller- und Betreiberumfrage und eigenen Messungen kommt eine besondere Bedeutung zu, da jeder hier vermiedene Fehler hilft, die zumeist deutliche Diskrepanz zwischen Theorie und Praxis aufzuklären. Bei sechs Anlagen vor Ort konnten detaillierte Messungen der aufgenommenen elektrischen Leistung und Energie an allen relevanten Verbrauchern der Anlagen durchgeführt und als Referenz für andere Daten genutzt werden. Dass die durchschnittlichen Werte zwischen 5,8 % (Literaturangaben) und 8,1 % (eigene Messungen) liegen, zeigt, dass der Eigenstromverbrauch sowohl in Fachkreisen als auch von Betreibern und Anlagenherstellern oft unterschätzt bzw. zu optimistisch bewertet wird

Verschiedene Korrelationen des Eigenstromverbrauches mit geeigneten Größen wie z. B. Anlagenauslastung und -bauart ermöglichen die Bewertung der Ergebnisse im Hinblick auf den praktischen Nutzen der Studie, nämlich Anlagenbetreibern und -herstellern Hinweise auf Verbesserungspotenziale zu geben. Eine Priorisierung der Verbraucher nach ihrem Anteil am Gesamtverbrauch zeigt schnell die Optimierungsbereiche auf, wobei für detaillierte Aussagen allerdings weitergehende Untersuchungen notwendig sind, beispielsweise der Einfluss von Rührwerktyp, -einsatzzeit und -leistung auf den Biogasertrag.

SeV_BASE-Studie_Biogas-Eigenverbrauch_2006 Herunterladen