Planung & Design für kleine und mittlere PV-Anlagen. Be a solar expert

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1 Planung & Design für kleine und mittlere PV-Anlagen Be a solar expert

2 Organisatorisches > Rettungswege > Sammelplatz bei Feueralarm > Nächster Sanitärbereich > Raucherbereich > Kontaktdaten Solar Academy > Mobiltelefone bitte lautlos oder aus > Telefon: > Besucherausweise > > Kantinenbereich > Downloadbereiche: > 2

3 Seminarinhalt 1 Grundlagen der Anlagenplanung g 2 Tipps & Tools 3 Anpassung Wechselrichter Generator 4 Netzanschlussbedingungen und Einspeisemanagement 5 Al Anlagenauslegung l mit Sunny Design 2 und d Sunny Design Web Wb 6 Schattenmanagement Umgang mit teilverschatteten PV-Generatoren 7 Systemzubehör 3

4 PV-Grundlagen Aufbau einer PV-Anlage Module erzeugen Gleichstrom Wechselrichter h wandelt Gleichstrom in Wechselstrom Strom wird im Haus verbraucht oder ins Netz eingespeist 4

5 Planung und Dimensionierung > Die Planung und Dimensionierung einer PV-Anlage hängt im Wesentlichen von folgenden Punkten ab: > Dach (Größe, Ausrichtung und Neigung) > Verschattungen > Wahl hlder Betriebsweise: i Eigenverbrauch h/a Autarkie /Volleinspeisung i / Überschusseinspeisung > Technische Vorgaben und Wünsche des Betreibers zur eingesetzten Technik > Ästhetische Vorgaben des Besitzers, z. B. Optik der Installation am Dach > Finanzrahmen des Bauherren 5

6 Relevante Normen bei der Errichtung von PV-Anlagen > Die Errichtung von PV-Anlagen und deren Installation ist nach den bestehenden VDE- Bestimmungen auszuführen: > DIN VDE Errichten von Starkstromanlagen mit Nennspannungen bis 1000 Volt, alle zutreffenden Teile > DIN VDE 0105 Teil 100 Betrieb von elektrischen Anlagen > DIN EN (VDE ) Blitzschutz, alle zutreffenden Teile > DIN VDE-AR-N 4105 Anwendungsregel Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz 6

7 Solarchecker 7

8 Sonnenbahnindikator 8

9 9

10 Hilfsmittel zur Dimensionierung > SMA Auslegungssoftware : Sunny Design 2 oder Sunny Design Web > Excel Leitungsberechnungstabelle: Leitungsberechnung.xls > Abschätzung von Oberschwingungsströmen von PV-Anlagen mit THD-Calculator Diese kostenlosen Programme und Tools erhalten Sie im Internet unter: SMAd/d/ /d dht l Zusätzlich stehen Ihnen dort auch Produktupdates zur Verfügung. 10

11 Nennleistungsverhältnis Wechselrichter PV-Generator > Bei einer gut geplanten PV-Anlage muss die Leistung des Wechselrichters zu der Leistung des Photovoltaik-Generators passen > Als Kenngröße dient das Nennleistungsverhältnis Nennleistungsverhältnis maximale Eingangsleistung des Wechselrichters = Nennleistung des PV-Generators bei STC* *STC: Standard Test Conditions 11

12 Anlagenspezifisches Nennleistungsverhältnis > Nennleistungsverhältnis für Mitteleuropa (optimale Ausrichtung) ca. 90 % > Bei nicht optimaler Ausrichtung (z. B. Fassaden- oder Ost/West-Anlagen) kann stärkere Unterdimensionierung sinnvoll sein Nennleistung gsverhältnis (99,8% Energ gienutzung) Neigung % Ost 50% Ost + 50% West 100% West Generator-Peakleistung am Wechselrichter Beispiel: Simulation Ost-West-Generator, Module Sharp ND-210 (E1F), verschiedene Neigungen, Freiburg SMA Solar Technology AG M-P-PD-1-DE-de_DE

13 Energienutzung Nutzungsgrad einer PV-Anlage mit Wechselrichtern unterschiedlicher Maximalleistung 91,2 96,7 99,3 99,9 100,0 ertrag [%] Normie erter Energie Energienutzungsfaktor 83,2 PV-Jahresertrag im MPP Nennleistungsverhältnis SMA Solar Technology AG M-P-PD-1-DE-de_DE

14 Generatorspannung / Kennlinien PV-Generator > Neben der Leistung muss auch die Spannung des PV-Generators (Anzahl PV-Module pro String) zum Eingangsspannungsbereich des Wechselrichters passen = Solarzellentemperatur E = Einstrahlungsdichte Strom A Strom A MPP E=1000 W/m 2 MPP 20 = 0 C W/m W/m W/m W/m 2 V V Leistung W MPP = 0 C Leistung W MPP V V SMA Solar Technology AG M-P-PD-1-DE-de_DE

15 Temperaturkoeffizienten kristalliner PV-Module STC: 25 C ung in % Re elative Änder 10 Kurzschlussstrom ca. 0,07 % / C Leerlaufspannung ca. -0,4% / C MPP-Leistung ca. -0,45% / C -40 Temperatur in C 15

16 Auszug Moduldatenblatt > Sunpower SPR-333NE-WHT-D, SPR-327NE-WHT-D 16

17 Grenzwerte für die Spannungsauslegung > U MPP (70 C) MPP-Spannung bei 1000 W/m 2, Zellentemperatur 70 C* > U 0 (-10 C) Leerlaufspannung bei 1000 W/m 2, Zellentemperatur -10 C* no orm. MPP-Leis stung (P MPP /P MPP (25 C)) 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 STC: 1000 W/m 2, 25 C + 70 C -10 C Auslegungspunkte 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 Normierte MPP-Spannung (U MPP /U MPP (25 C)) *Die minimalen und maximalen Temperaturen sind ggf. an den Installationsort anzupassen 17

18 Die niedrigste Arbeitsspannung > Die niedrigste Arbeitsspannung eines PV-Generators stellt sich bei der höchsten Temperatur der Solarzellen ein > Die Temperatur ist u. a. abhängig von der Montageart Montageart Zellentemperatur ggb. Umgebung freie Aufstellung der PV-Module ca C Dachmontage mit guter Hinterlüftung ca C Fassade mit guter Hinterlüftung ca C Gebäudeintegrierte Montage ohne Hinterlüftung ca C 18

19 Die niedrigste Arbeitsspannung > Im Beispiel ist die MPP-Spannung des PV-Generators niedriger als die kleinste mögliche Eingangsspannung des Wechselrichters 19

20 Flexibler MPP-Bereich beim SB3800 Die minimale Eingangsspannung ist abhängig vom aktuellen Wert der Netzspannung! Min nimale Spann nung des PC Generators Minimale MPP-Spannung des Sunny Boy V DC 240 V DC 219 V 220 VDC 200 V DC 200 V 180 V DC 160 V DC 140 V DC 180 V AC 200 V AC 220 V AC 240 V AC 260 V AC Netzspannung N1 : N2 = ü L N Flexibler Arbeitsbereich b i Beispiele: SB V V SB V V SB V V 20

21 Die höchste Arbeitsspannung > Die höchste Arbeitsspannung (Leerlaufspannung) eines PV-Generators stellt sich bei der niedrigsten Temperatur der Solarzellen ein > Im Beispiel ist die Leerlaufspannung des PV-Generators höher als die max. Eingangsspannung des Wechselrichters h Wechselrichter h gefährdet! 21

22 MPP-Spannung und Wirkungsgrad > Die Höhe der Eingangsspannung hat bei den Wechselrichtern wesentlichen Einfluss auf die Effektivität des Betriebs, dem Wirkungsgrad I PV I ac I ac I PV L ac U PV U ac Wechselrichter N t 0 ms Transistoren leiten 10 ms I PV L I ac I ac U ac Wechselrichter N t 0 ms 10 ms 22

23 Anpassung von PV-Generator und Wechselrichter Pmax MPP Imax U MPP min U DC max SMA Solar Technology AG M-P-PD-1-DE-de_DE

24 Übersicht Anforderungen gemäß VDE-AR-N 4105 Anforderung S E max. [kva] 368 3, , ,8 > 13,8 30 >30 >100 Einspeisemanagement erforderlich (Abregelung) AR 4105: nein* Ja* Wirkleistungsreduktion bei Überfrequenz P(f) Kennlinie gem. AR 4105 erforderlich Blindleistungseinspeisung Vorgabe Keine cos = 095 0,95 durch Netzbetreiber Vorgabe über/untererregt cos = 0,90 über/untererregt Netz-/Anlagenschutz Integriert oder zentral zentral Netzanschlusskriterien 1, 2 oder 3 Max. Schieflast 4,6 kva 3 Max. Schieflast 4,6 kva (1 > 4,6 kva nur mit kommunikativer Kopplung) * EEG 2012 definiert zusätzliche Grenzen ( 6) > Geeignete Auslegungen mit Sunny Design 2.2X möglich 24

25 EEG 2012 Technische Vorgaben ( 6) Anlagen bis max 30 kwp Anlagen bis max. 100 kwp Anlagen größer 100 kwp Ferngesteuerte Leistungsreduzierung oder Ferngesteuerte Leistungsreduzierung Ferngesteuerte gestufte Leistungsreduzierung Begrenzung der max. Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt auf 70% der installierten Leistung (kwp) oder Vorrichtung zum Abrufen der Ist- Einspeisung ist nicht erforderlich g g ( oder aus) ist ausreichend Vorrichtung zum Abrufen der Ist- Einspeisung ist erforderlich Abregelung g mit 0% oder 100% (an Abregelung mit 0% oder 100% (an Stufenlose /gestufte Abregelung g oder aus) ist ausreichend über Rundsteuerempfänger und Power Reducer Box Parametrierung Wechselrichter Für Bestandsanlagen besteht keine Nachrüstpflicht Bestandsanlagen (Inbetriebnahme ab ) müssen bis nachgerüstet werden 25

26 Beispiele Anlagen kleiner 3,68 kva Phase 1 SB 1600TL-10 Phase 2 SB 1600TL DC Phase 3 - Leistung 3,2 kva AC Steuerleitung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG % Regel oder Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung (Funk)Rundsteuerempfänger SB 1600TL SB 1600TL Niederspannungsnetz 26

27 Beispiele Anlagen größer 3,68 kva bis13,80 kva Phase 1 SB 5000TL-21 Phase 2 SB 5000TL-21 DC Phase 3 - Leistung 9,2 kva AC Steuerleitung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG % Regel oder Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung (Funk)Rundsteuerempfänger SB 5000TL-21* SB 5000TL-21* Niederspannungsnetz * Begrenzung auf 4,6 kva bei Auswahl des Länderdatensatzes für Deutschland 27

28 Beispiele Anlagen größer 3,68 kva bis13,80 kva Phase 1 SB Phase 2 SB DC Phase 3 SMC 4600A-11 Leistung 11,7 kva AC Steuerleitung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG % Regel oder Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung (Funk)Rundsteuerempfänger SB SB SMC 4600A-11* Niederspannungsnetz * Begrenzung auf 4,6 kva bei Auswahl des Länderdatensatzes für Deutschland 28

29 Beispiele Anlagen größer 13,80 kva bis 30,00 kva Phase 1/2/3 / Leistung STP12000TL-10 STP12000TL-1010 Phase 1 - Phase 2 - DC Phase 3 SB ,8 kva AC Steuerleitung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG % Regel oder Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung (Funk)Rundsteuerempfänger STP 12000TL-1010 STP 12000TL SB Niederspannungsnetz 29

30 Beispiele Anlagen größer 30 kva bis 100 kva STP 12000TL-10 Phase 1/2/3 STP 15000TL-20 STP 17000TL-10 Leistung 44 kva DC AC Steuerleitung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung (Funk)Rundsteuerempfänger STP 12000TL-1010 STP 15000TL-1010 STP 17000TL-1010 Niederspannungsnetz SMA Grid Gate U<,U>,U>>,f<,f> 30

31 Beispiele Anlagen größer 30 kva bis 100 kva Phase 1/2/3 Leistung STP17000TL-10 STP17000TL-1010 Phase 1 Phase 2 Phase 3 67 kva SMC 11000TLRP-10 SMC 11000TLRP-10 SMC 11000TLRP-10 DC AC Ethernet RS485 Steuerleitung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Sunny WebBox Power Reducer Box (Funk)Rundsteuerempfänger STP 17000TL-1010 STP 17000TL SMC 11000TLRP Niederspannungsnetz SMA Grid Gate U<,U>,U>>,f<,f> 31

32 Beispiele Anlagen größer 100 kva Phase 1/2/3 9 x STP 17000TL-1010 Leistung 153 kva Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Sunny WebBox Power Reducer Box DC AC Ethernet RS485 Steuerleitung 1 9 (Funk)Rundsteuerempfänger STP 17000TL-1010 STP 17000TL-1010 Niederspannungsnetz SMA Grid Gate U<,U>,U>>,f<,f> 32

33 Anlagenerweiterung Beispiel A Altanlage 17,6 kva/19 kwp Inbetriebnahme Erweiterung 17 kva/18 kwp Inbetriebnahme DC Leistung 34,6 kva/37 kwp AC Steuerleitung Power Balancer Altanlage Erweiterung SMC 7000HV SMC 6000A SMC 4600A STP 17000TL-10 Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung (Funk)Rundsteuerempfänger > Netz und Anlagenschutz nach AR-4105 nachrüsten > STP 17000TL-10 mit cos phi = 0.9 > Vereinfachtes Einspeisemanagement für die Gesamtanlage SMA Grid Gate U<,U>,U>>,f<,f> Niederspannungsnetz 33

34 Anlagenerweiterung Beispiel B Altanlage 13,8 kva/15 kwp Inbetriebnahme Erweiterung 4,6 kva/5 kwp Inbetriebnahme DC Leistung 18,4 kva/20 kwp AC Steuerleitung Power Balancer Altanlage Erweiterung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Einspeisemanagement gemäß 6 EEG % Regel oder SMC 4600A SMC 4600A SMC 4600A SB 5000TL-21* Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung (Funk)Rundsteuerempfänger > SB 5000TL-21 mit cos phi = 0,9 > Vereinfachtes Einspeisemanagement nur für Erweiterung (oder 70% Regelung) > Kommunikative Kopplung bei SMC nachrüsten (ansonsten nur 3-phasig erweiterbar) * Gemäß VDE AR-N 4105 auf 4,6 kva begrenzt Niederspannungsnetz 34

35 Anlagenerweiterung Beispiel C Altanlage 11,7 kva/12 kwp Inbetriebnahme Erweiterung 20,00 kva/21 kwp Inbetriebnahme DC Leistung 31,7 kva/33 kwp AC Steuerleitung Altanlage Erweiterung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Einspeisemanagement gemäß 6 EEG % Regel oder 2 x STP 10000TL-10 Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung SB 3300 SB 3800 SMC 4600A (Funk)Rundsteuerempfänger > Netz und Anlagenschutz nach AR-4105 nachrüsten > STP 10000TL-10 mit cos phi = 0.9 > Vereinfachtes Einspeisemanagement nur für Erweiterung (oder 70%) SMA Grid Gate U<,U>,U>>,f<,f> Niederspannungsnetz 35

36 Anlagenerweiterung Beispiel D Altanlage 90 kva/95 kwp Inbetriebnahme Erweiterung 30,00 kva/32kwp Inbetriebnahme Leistung 120 kva/127 kwp Altanlage Erweiterung Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Sunny WebBox Power Reducer Box DC AC Ethernet RS485 Steuerleitung 3 X 3X 3X SMC 10000TL-10 SMC 10000TL-10 SMC 10000TL-10 2 x STP 15000TL-10 (Funk)Rundsteuerempfänger > Netz und Anlagenschutz nach AR-4105 nachrüsten > STP 10000TL-10 mit cos phi = 0.9 > Einspeisemanagement (Altanlage spätestens bis nachrüsten) > Kommunikative Kopplung SMC SMA Grid Gate U<,U>,U>>,f<,f> Niederspannungsnetz 36

37 Sunny Design 37

38 Features Sunny Design 2.2X > Automatische Anlagenkonfiguration > Konfigurationsvergleich > Anlagenspezifische Untergrenze für Nennleistungsverhältnis > Wirtschaftlichkeit von Auslegungsvorschlägen > EEG 2012; 70%-Kappung > Import > Eigener Lastprofile; eigener Wetterdaten 38

39 Konfigurationsvergleich > Einfache Auswahl und Vergleich alternativer Auslegungen > Optional Anzeige der Varianten im Projektbaum 39

40 Anlagenkonfiguration > Sortierung nach Ertrag oder Wirtschaftlichkeit > Rechentiefe einstellbar 40

41 Anlagenspezifische Hinweise zu den Anforderungen des EEG 2012 Option der 70%-Kappung (Anlagen 30 kwp) > Begrenzung der AC-Wirkleistung der Wechselrichter > Anzeige AC-Wirkleistungsverhältnis > Zielgerichtete Auslegungsvorschläge 41

42 Import eigener Verbrauchsprofile > Spezifische Eigenverbrauchsprognose auf Basis eigener Lastprofile > Verwaltung mehrerer Profile möglich > Schrittweiten: 5, 10, 15, 30 oder 60 Minuten > 365 oder 366 Tage (Schaltjahre) > Leistungswerte in W oder KW 42

43 Eigenverbrauch Lastprofile in Sunny Design (Privathaushalt) 43

44 Eigenverbrauch Lastprofile in Sunny Design (Gewerbebetrieb) 44

45 Import eigener Wetterdaten > Beim Anlegen eigener Standorte können nun externe Wetterdaten importiert werden > Unterstützte Formate: > EnergyPlus weather format (EPW) mehr als 2100 Wetterdatensätze weltweit (kostenfrei) > Meteonorm 6.1 Standardformat Bezug über (ca.100 pro Datensatz) > CSV-Format (SMA) offengelegtes Datenformat für die Aufbereitung eigener Messdaten 45

46 Einfluss der Dachausrichtung auf das Nennleistungsverhältnis 46

47 Auslegung einer Ost/West-Anlage 47

48 Eigenverbrauch: Ost/West-Anlage im Vergleich mit Anlage Südausrichtung Ost/West-Anlage mit STP 8000TL E-Quote 24,4% Südanlage mit STP 10000TL E-Quote 21,9% Die Attraktivität von Ost/West-Anlagen liegt in einem, im Vergleich zu Süd-Generatoren, höheren Anteil der selbstverbrauchten Energie im Verhältnis zur PV-Gesamterzeugung Bei zukünftigen PV-Systemen ohne Förderung kann dieser zusätzliche Eigenverbrauch eine Rolle spielen 48

49 Leitungsdimensionierung 49

50 Sunny Design Web 50

51 Sunny Design Web > Immer aktuell dank onlinebasierender Bedienung > Anlagenauslegung neben Windows auch mit Apple, Android usw. > Zugang anonym oder mit kostenfreier Registrierung (Sunny Portal Login) > Genauere Berücksichtigung der Standortbedingungen > Auslegung von SMA Speichersystemen > Berücksichtigung eigener Lastprofile fl > Polystring-Auslegung (unterschiedlich ausgerichtete Modulstrings an einem MPP-Tracker) 51

52 Zusätzliche Funktionen nach kostenfreier Registrierung > Komfortable Projektverwaltung > Eigene PV-Module > Eigene Standorte > Eigene Verbrauchsprofile > Import eigener PV-Module und Standorte t aus Sunny Design 2 52

53 Eigenverbrauchsermittlung / Autarkiegrad mit und ohne Speichersystem > Sunny Design Web ermöglicht eine Prognose mit Speichersystemen unter Nutzung von Lastprofilen > Ergebnisanzeige mit und ohne Optimierung durch Speicher > Auswahlmöglichkeit der Batterie (Akku): > Blei > Lithium 53

54 Polystring-Auslegung > Unterschiedlich ausgerichtete Strings an 1 MPPT MPP-Tracker > Beschränkt auf identische PV- Module und Stringlängen Vorteil: Kostengünstige Auslegung z.b. kleine Ost/West-Anlagen Nachteil: Geringer Ertragsverlust gegenüber gg Multi-String (<1%) 54

55 Untersuchung von typischen Verschattungssituationen > Die Modellanlage (links) besteht aus 20 PV-Modulen, von denen vier PV-Module verschattet werden (rechts) 55

56 Betrachtung verschiedener Schaltungsvarianten > Bei diesen sieben Schaltungsvarianten wird mit Ausnahme der Variante 6 die Stringtechnik betrachtet 56

57 Betrachtung verschiedener Schaltungsvarianten > Darstellung verschiedener Konfigurationen mit unverschatteten und verschatteten Modulen (in Klammern) Konfiguration Nr. 1 Nr. 2 Nr. 3 Nr. 4 Nr. 5 Nr. 6 Nr. 7 Eingang (2) 8 + (2) , 6 + (4) 16 + (4), 8+(2) parallel Eingang (2) (4) 6 + (4) 16 + (4) 57

58 Leistung der Generatorkonfigurationen im Verschattungsfall > Die Auswertung für die sieben Varianten der Modellanlage weist im schlechtesten Fall gegenüber dem unverschatteten Fall Verluste von bis zu 32 % aus, obwohl nur 20 % der Generatorfläche verschattet sind (4 von 20 Modulen) Nr. 1 Nr. 2 Nr. 3 Nr. 4 Nr. 5 Nr. 6 Nr. 7 unverschattet 3, 8 kw 3,8 kw 3,8 kw 3,8 kw 3,8 kw 3,8 kw 3,8 kw Verschattet (MPP) 3,0 kw 3,0 kw 3,3 kw 3,0 kw 2,6 kw 3,3 kw 3,0 kw Erzielbare 80 % 80 % 86 % 80 % 68 % 86 % 80 % Leistung 58

59 Wahl der Schaltungsvariante 59

60 Optimierter Betrieb teilverschatteter PV-Anlagen > Die wichtigsten Handlungsempfehlungen lauten: > Generatorteile mit ähnlicher Beleuchtung zusammenfassen und > Keine Parallelschaltung von Strings, sondern für jeden String einen separaten MPP- Tracker vorsehen (Multi-String-Technik lis i ik verwenden) 60

61 Auswahl geeigneter Wechselrichter > Wechselrichter mit OptiTrac Global Peak > Modul-Wechselrichter: lw l ht Modulgenaues MPPT MPP-Tracking 61

62 OptiTrac Global Peak Guter Ertrag trotz Verschattung > Durch das sichere Auffinden des globalen Leistungsmaximums kann die verfügbare Energie eines teilverschatteten Strings nahezu vollständig genutzt werden Morgens vorhandene Verschattung des PV-Generators (Schwarze + rote PV-Kennlinie) Mittags keine Verschattung des PV-Generators (Blaue PV-Kennlinie) 62

63 Dachanlage mit idealer Süd-Ausrichtung aber ständiger Verschattung Anlagensteckbrief Standort /A Ausrichtung: Kassel, 0 Sd30 Süd, Dachneigung Eingesetzte Module: 88 x Sanyo HIP-190 BE 3 = 16,72 kwp Inbetriebnahme: 63

64 Schattenverlauf zu verschiedenen Tageszeiten 64

65 Verschattung des PV-Generators > Gelber Bereich: Fast keine Verschattung > Blauer Bereich: Regelmäßig morgens (links) bzw. abends (rechts) verschattet > Roter Bereich: Temporäre Verschattung 65

66 Übersicht Teilprojekt 1 66

67 Übersicht Teilprojekt 2 67

68 Gewählte Wechselrichter STP 10000TL-10 SB 4000TL-21 SB 4000TL-21 68

69 SMA Grid Gate -10 (für Deutschland) >U nom : 230 V >U range : 46 V 300 V >AC Frequenz : 50 Hz >I ACmax : 6 A >Phasen: 3 > Voreingestellt für die neue deutsche VDE-AR-N-4105 > Verbindlich vorgeschrieben für Anlagen größer 30 kva > Parameter sind voreingestellt Einfachste Plug&Play Installation Informatives Display mit allen relevanten Messdaten Einfehlersicherheit 69

70 Power Control Module Die kostengünstige Lösung für Einspeisemanagement PWCMOD-10 Optionales Modul für: PWCMOD-10 > SB xx00tlst-21, SB xx00tl-21 PWCMOD-10 > STP xx000tl-10, STP xx000tlee/he-10 PWCBRD-10 > STP x000tl-20 Optionales Wechselrichter-Modul zur Leistungssteuerung > 4di digitale it Eingänge > Direkter Anschluss von Rundsteuersignalempfänger oder externen Signalen möglich > 1 Multifunktionsrelais (30VDC) mit bekanntem Funktionsumfang > Plug-&-Play, keine Konfiguration für Leistungsreduzierung erforderlich PWCBRD-10 Kostengünstige Lösung für Leistungssteuerung gemäß neuen Richtlinien i 70

71 Zwei Versionen vom Power Control Module PWCMOD-10 > SB xx00tlst-21, SB xx00tl-21 > STP xx000tl-10, STP xx000tlee/he-10 PWCBRD-10 > STP xx00tl-20 > Produktbild: > Einbausituation: 71

72 Funktionsumfang Power Control Module PWCMOD-10 > SB xx00tlst-21, SB xx00tl-21 > STP xx000tl-10, STP xx000tlee/he-10 > 4 digitale Eingänge zur Leistungssteuerung Deutschland (gem. EEG 2012): Feste Stufen (0, 30, 60, 100%) zur Leistungsbegrenzung über Rundsteuersignalempfänger (vereinfachtes Einspeisemanagement) Gefordert ab Italien (gem. CEI 0-21 für PV-Anlagen < 6kW): Einengung der Frequenzgrenzen Fernabschaltung der PV-Anlage > 1 Multifunktionsrelais (30V DC ) mit bekanntem Funktionsumfang PWCBRD-10 > STP xx00tl-20 > 4 digitale Eingänge zur Leistungssteuerung Deutschland (gem. EEG 2012): Feste Stufen (0, 30, 60, 100%) zur Leistungsbegrenzung über Rundsteuersignalempfänger (vereinfachtes Einspeisemanagement) Gefordert ab

73 Wo wird es einbaut? Wechselrichterdisplay Anschluß ßMultifunktionsrelais l i Power Control Module* Kommunikationsschnittstelle (RS485, Webconnect, Speedwire) Anschluß Funkrundsteuerempfänger * Das Power Control Module nutzt den Modulsteckplatz des Multifunktionsrelais 73

74 Was ist so besonders am Power Control Module? > Einfach > Vorkenntnisse im Bereich Einspeisemanagementi für die Installation sind nicht notwendig. Installation und Inbetriebnahme ist einfach gelöst. > Systemkosteneinsparung > Mit dem im Wechselrichter integrierbaren Modul, sind externe kostenaufwendige Komponenten nicht mehr notwendig. Kostbare Zeit für Planung und Montage entfällt. > Zukunftssicherheit > Bislang bekannte Einspeisemanagementanforderungen für den Kleinanlagenbereich (Deutschland und Italien) werden heute schon erfüllt. 74

75 Workshop 1 Anlagenerweiterung einer Bestandsanlage Ziel des Workshops ist es, bei einer Anlagenerweiterung die Anforderungen aus der Anwendungsregel VDE-AR-N N4105 und ddem EEG G2012 2umzusetzen und mit Sunny Design den passenden Wechselrichter auszuwählen. > Einstellung Kriterium für Sortierung von Auslegungsvorschlägen Energetisches Optimum > Überprüfen Sie, ob Sie bei der Bestandsanlage ebenfalls die eingesetzten Wechselrichter gewählt hätten (Beachten Sie das Inbetriebnahme-Datum!) > Legen Sie bei Eingabe der Projektdaten das gewählte Modul unter Favoriten ab. > Wählen Sie für die Erweiterung einen geeigneten Wechselrichter (BeachtenSiedas Inbetriebnahme-Datum!). Welche Besonderheit muss beachtet werden? Welcher cos phi muss eingestellt werden? > Wie hoch ist die max. AC-Wirkleistung? 75

76 Anlagenerweiterung einer Bestandsanlage Anlagensteckbrief (Bestandsanlage) Standort /A Ausrichtung: Kassel, 0 Sd30 Süd, Dachneigung Eingesetzte Module: 149 x Aleo S_16 (195W) = 29,06 kwp Verwendete Wechselrichter: 1 x STP 17000TL, 1x STP 10000TL Inbetriebnahme:

77 Anlagenerweiterung Anlagensteckbrief (Erweiterung) Standort /A Ausrichtung: Kassel, 90 West, 20 Dachneigung Eingesetzte Module: 16 x Sunpower SPR-300-WHT = 4,8 kwp Inbetriebnahme: Bestandsanlage Erweiterung 77

78 Anlagenerweiterung gemäß VDE-AR-N 4105 und EEG 2012 Altanlage 27 kva/26,82 kwp Inbetriebnahme Erweiterung 4,6 kva/4,8 kwp Inbetriebnahme DC Leistung 31,6 kva/31,62 kwp AC Steuerleitung Power Balancer Altanlage Erweiterung STP 12000TL-10 STP 12000TL-10 SMC 4600A Einspeisemanagement gemäß 6 EEG 2012 Extern ansteuerbarer Schütz gemäß FNN-Empfehlung (Funk)Rundsteuerempfänger > Netz und Anlagenschutz nach AR-4105 nachrüsten > SMC 4600A mit cos phi = 0,9 > Vereinfachtes Einspeisemanagement für die Gesamtanlage SMA Grid Gate U<,U>,U>>,f<,f> Niederspannungsnetz 78

79 Workshop 2 Ost/West-Anlage Ziel des Workshops ist es, in Sunny Design mehrere Teilgeneratoren anzulegen, verschiedene Funktionen der Software kennenzulernen und Ertragsvergleiche durchführen zu können. > Einstellung Kriterium für Sortierung von Auslegungsvorschlägen Energetisches Optimum > Geben Sie die Projektdaten ein (siehe Anlagensteckbrief). > Wlh Welchen Wert sollte das Nennleistungsverhältnis hl laut Sunny Design mindestens hb haben? > Leitungsdimensionierung: Die einfache Länge pro String auf der DC-Seite beträgt 18m. Wie hoch ist die relative Verlustleistung (in %)? > Ermitteln Sie rechnerisch die max. PV-Spannung des Generators (Hinweis: Benutzen Sie das Moduldatenblatt in Sunny Design, Angaben sind bei STC) 79

80 Workshop 2 Ost/West-Anlage > Vergleichen Sie nun die Ost/West-Anlage mit einer optimal ausgerichteten Anlage (Südausrichtung). Bewerten Sie den Eigenverbrauch und die Wirtschaftlichkeit. > Vergleichen Sie den Ertrag der Ost/West-Anlage mit und ohne der 70%-Kappung. Zu welchem lh Ergebnis bi kommen Sie? Si? > Welche AC-Wirkleistung muss am Wechselrichter eingestellt werden? 80

81 Ost/West-Anlage Anlagensteckbrief Standort /A Ausrichtung: Freiburg, 90 West / 90 Ost, 20 Dachneigung Eingesetzte Module: 48 x Kyocera KD205GH-2P = 9,84 kwp Inbetriebnahme: Quelle: 81

82 Workshop 3 Schattenmanagement Ziel des Workshops ist es, die zeitlichen Verläufe einer Verschattung zu berücksichtigen und daraus folgend eine sinnvolle String-Aufteilung Af zu erstellen. Mit Hilfe von Sunny Design sollen passende Wechselrichter ausgewählt werden. > Entwerfen Sie einen sinnvollen Stringplan unter Berücksichtigung der Verschattungssituation > Wählen Sie geeignete Wechselrichter 82

83 Seien wir Realisten und versuchen das Unmögliche! 83

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