Störungsfreier Betrieb und kaum Degradation

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1 Positive Bilanz der netzgekoppelten PV-Anlage auf dem Jungfraujoch nach 20 Jahren Betrieb Störungsfreier Betrieb und kaum Degradation 1 Wie sämtliche Infrastruktur ist auch die PV-Anlage Jungfraujoch (3454 m) ans schweizerische Stromnetz angeschlossen. Sie funktioniert seit dem 27. Oktober 1993 störungsfrei und hatte bisher eine Verfügbarkeit von Energieproduktion und Messdaten von > 99,9% und im Frühsommer 2013 war die Produktion wegen einer lang dauernden Schneebedeckung der östlichen Hälfte des Solargenerators relativ tief. Der Winterenergie-Anteil bewegte sich in all diesen Jahren zwischen 43,2 % und 50,7 % mit einem Mittelwert von 46,1 %. Im Rekordjahr 2005 betrug der Jahres-Endertrag 1537 kwh/kwp, der Winterenergieanteil 48,5 % und die mittlere Performance Ratio 86,9 %. Solche Erträge sind für eine Anlage in Mitteleuropa absolut hervorragend und wären auch für südeuropäische Anlagen noch beachtlich. Blick auf die eine Hälfte des Solargenerators der PV-Anlage (1,1kWp) an der Fassade der hochalpinen Forschungsstation Jungfraujoch (3454 m, etwa 46,5 N). Am rechten Bildrand sind zwei Strahlungssensoren (ein Pyranometer und eine Referenzzelle) zu erkennen. Heinrich Häberlin* Die seinerzeit höchstgelegene netzgekoppelte PV-Anlage der Welt auf dem Jungfraujoch (3454 m) wurde durch das PV-Labor der BFH-TI im 2. Halbjahr 1993 geplant und an der Fassade der hochalpinen Forschungsstation realisiert. Die Anlage arbeitet seit ihrer Inbetriebnahme Ende Oktober 1993 seit über 20 Jahren störungsfrei mit einer * Dr. Heinrich Häberlin ist emeritierter Professor der Berner Fachhochschule, Technik und Informatik, labor, 3400 Burgdorf. Verfügbarkeit von Energieproduktion und Messdaten von > 99,9 %. Der Betrieb einer PV-Anlage in derartigen Höhenlagen ist ein extremer Stress für alle Komponenten. Trotz dem extremen Klima zeigt die Anlage noch praktisch keine Degradation. Im Sommer 1996 wurde die Energieproduktion durch Elimination der Strangdioden und Ersatz des Wechselrichters noch etwas gesteigert bis 2001 war die Energieproduktion durch den Ersatz der Fenster an der Fassade der hochalpinen Forschungsstation beeinträchtigt. Im Frühling Aufbau der Anlage Der PV-Generator besteht aus 24 Modulen Siemens M75 (48Wp) mit einer Nennleistung von 1152 Wp. Sie sind senkrecht an die Aussenfassade der internationalen Forschungsstation Jungfraujoch montiert. Auf dieser Höhe treten von Zeit zu Zeit STC-Bedingungen auf, deshalb konnte aus den Messdaten die effektive Leistung des PV-Generators bestimmt werden (STC: Standard-Testbedingungen, Einstrahlung 1 kw/m 2, Zellentemperatur 25 C). Die so bestimmte effektive STC-Leistung beträgt 1130 Wp. Der erste Teilgenerator hat eine Westabweichung von 12 gegen Süden, der zweite eine von 27. Die produzierte DC-Energie wurde zunächst von einem Wechselrichter Top Class 1800 ins Netz eingespeist. Nach 32 Monaten mit sehr guten Betriebserfahrungen konnte der Energieertrag der Anlage noch etwas erhöht werden durch die Elimination der Strangdioden und den Ersatz des Wechselrichters durch ein verbessertes Modell (ASP Top Class 2500/4 Grid III). Bild 2 zeigt ein Blockschema der Anlage. Folgende Grössen werden gemessen: Einstrahlung in jede Teilgenerator- 22 Elektrotechnik 5/14

2 T1 Spezifischer Jahres-Energieertrag (bezüglich effektiver STC-Leistung) und Performance Ratio von ebene mit je einem beheizten Pyranometer und einer Referenzzelle Modultemperatur für beide Teilgeneratoren Umgebungstemperatur Von jedem Teilgenerator produzierter Gleichstrom Gleichspannung am Wechselrichter- Eingang Wechselspannung am Wechselrichter-Ausgang Ins Netz eingespeiste Wechselstromleistung Die Messeinrichtung entspricht dem Stand der Technik von Die oben angegebenen Werte werden alle zwei Sekunden abgetastet und die Daten temporär in einem Datenlogger Campbell CR10 gespeichert. Normalerweise werden daraus alle 5 Minuten Mittel- 2 Blockschema der netzgekoppelten PV-Anlage Jungfraujoch (1,152kWp nominal, 1,13 kwp effektiv) des PV-Labors der BFH-TI auf dem Jungfraujoch. Verbindungen für Energieanwendungen In intelligenten Stromnetzen werden heute Fiberoptiklösungen für die Datenübertragung im übergeordneten Stromnetz, in lokalen Netzwerken in Kraftwerken und Umspannwerken, sowie zur Kommunikation mit den Smart Metern bei den Endusern eingesetzt. HUBER+SUHNER bietet dafür umfassende Lösungen - vorkonfektioniert und installationsfreundlich. HUBER+SUHNER AG 8330 Pfäffikon ZH, fiberopticforenergy.com Zürich, Halle 6, Stand J15

3 3 Minuten übersteigen. Die gemessenen Generatortemperaturen schwankten im Bereich von 29 C bis +66 C. Schnee- und Eisbedeckung des PV-Generators: Im Frühling sind Schneehöhen von mehr als 3 m möglich. Die resultierende Schneehöhe hängt nicht nur von der Schneemenge, sondern auch von der Windgeschwindigkeit und der Windrichtung während und nach dem Schneefall ab. Manchmal wird die Energieproduktion aber auch durch massive Reifbedeckung und Schatten von riesigen Eiszapfen vor dem PV-Generator beeinträchtigt. Im Sommer 1999, 2000 und 2001 mussten die Fenster an der Fassade der Forschungsstation ersetzt werden. Deshalb musste ein Gerüst errichtet werden, das in diesen Jahren in den Monaten August bis Oktober eine zeitweise Teilbeschattung des PV-Generators zur Folge hatte. Während der Arbeiten im Jahre 2001 wurde ein Modul mechanisch beschädigt. Beim Ersatz dieses Massive Schneebedeckung der Osthälfte des PV-Generators am Da je vier Module in Serie geschaltet sind, ist die Produktion dieses Teilgenerators unter diesen Bedingungen fast Null. werte berechnet und abgespeichert. Bei einer Störung stehen jedoch die Originaldaten als Error-File zur detaillierten Analyse des Fehlers zur Verfügung. Jeden Morgen werden die Daten via Modem automatisch zur weiteren Analyse und Speicherung ans PV-Labor in Burgdorf übermittelt. Für optimale Zuverlässigkeit ist eine richtige mechanische und elektrische Dimensionierung nötig. Die an diesem Ort auftretenden Windlasten sind extrem hoch. Wegen der häufigen Gewitter ist ein guter Blitz- und Überspannungsschutz unerlässlich. Betriebserfahrungen und Zuverlässigkeit Seit Betriebsbeginn hat die Anlage ohne Schäden folgenden hochalpinen Beanspruchungen standgehalten: Schwere Stürme mit Windgeschwindigkeiten bis über 250 km/h. Gewitter mit schweren Blitzeinschlägen, die in andern Experimenten Überspannungsschäden verursachten. Strahlungsspitzen mit Werten bis 1720 W/m²: Derartige Spitzen können an diesem Standort während «Cloud-Enhancement»-Situationen (wolkenbedingte Strahlungserhöhungen) auftreten, weil die vom Himmel stammende Strahlung durch diffuse Reflexionen vom Gletscher vor dem PV-Generator noch zusätzlich erhöht wird. Solche Spitzen sind eine harte Belastung für den Wechselrichter. Grosse Temperaturdifferenzen: An einem kalten Wintertag kann der Abfall der PV-Generatortemperatur nach Sonnenuntergang 40 C in 30 4 Normierte monatliche Energieproduktion für das Durchschnittsjahr zwischen 1994 und 2013 für die PV-Anlage Jungfraujoch (Einstrahlung mit Referenzzelle gemessen). Teilweise Schneebedeckungen des PV-Generators im Frühling haben höhere L CM-Werte und tiefere PR-Werte speziell in den Monaten Mai und Juni zur Folge. Die monatlichen PR-Werte liegen zwischen 82 % und 88 %, das Jahresmittel beträgt 85 %. Hinweis: Wären die Werte auf die Generator-Nennleistung von 1,152 kwp bezogen, lägen YF und PR etwa 2 % tiefer. Normierte monatliche Energieproduktion für 1994, dem Jahr mit der tiefsten Jahresproduktion in 20 Jahren. Von April bis Juni ist die Energieproduktion durch Schnee beeinträchtigt Elektrotechnik 5/14

4 Normierte monatliche Energieproduktion für 2005, dem Jahr mit der höchsten Jahresproduktion in 20 Jahren. Sehr hohe Produktion besonders im 1. Halbjahr. Moduls wurde bemerkt, dass sich bei einem andern Modul im Westgenerator an der Unterkante Delaminationen zu entwickeln begannen. Bei einer visuellen Inspektion zwei Jahre zuvor war davon noch nichts bemerkt worden, deshalb schien sich diese Delamination relativ rasch entwickelt zu haben. Sie wurde wahrscheinlich durch Feuchtigkeit verursacht, die von der Kante her ins Modul eindrang und eine beginnende elektrolytische Zersetzung der Nachbarzellen verursachte. Es wurde zwar noch kein messbarer Leistungsabfall des PV-Generators registriert, aber als Vorsichtsmassnahme wurde das Modul im Herbst 2001 ebenfalls ersetzt. In mehr als 20 Jahren Betrieb unter extremen klimatischen Bedingungen zeigte nur eines von 24 Modulen sichtbare Zeichen einer Degradation, die von natürlichen Einflüssen verursacht wurde. Vor seinem Ersatz wurde allerdings kein Abfall der elektrischen Leistung registriert. Das einzige betriebliche Problem sind die manchmal grossen Schneemengen im Frühling, die eine zeitweise Schneebedeckung der Osthälfte des PV-Generators bewirken können (siehe Bild 3), welche dann einen Verlust der Produktion dieser Generatorhälfte von einigen Tagen bis einigen Wochen zur Folge hat. Bei lange dauernden, extremen Föhnstürmen in andern Jahreszeiten kann der Wind eine zeitweise Schneeschicht von einigen Zentimeter anwerfen, die aber nach Normalisierung des Wetters bald wieder abgleitet. Datenerfassungssystem Das Datenerfassungssystem mit einem Datenlogger CR10 arbeitete ebenfalls ohne grössere Probleme. Die Verfügbarkeit der Messdaten (AMD) war bisher über 99,9 %. Leider hatte das Lüftungssystem des Pyranometers nicht die gleiche Zuver- 6 Einzigartig wie die Schweiz! Wie Strom-, Daten- und Telefonleitungen zu Arbeitsplätzen in Büros, Labors und Werkstätten führen? # Mit LANZ Brüstungskanal-Stromschienen: Das Beste und Modernste zur Strom-, Kommunikationsund Datenleitungs-Führung. CE- und EN/IEC-konform 2 Stromkreise 230 V/63 A und 400 V/63 A Steckbare Abgangskästen mit Steckdosen 12 V 230 V 400 V, einzeln abgesichert mit LS oder Fi/LS Integrierter IT-Router Topdesign weiss und silber/schwarz # Mit LANZ modularen Brüstungskanälen: Geräumig. Preisgünstig. Apparate verdeckt angeordnet. Verkleidung Holz oder Metall. 150 x 200 bis 250 x 300 mm. # Mit LANZ Doppelboden-Installationsmaterial: Flachgitter- und Multibahnen Bodenanschlussdosen für Strom, Daten, Tel. für alle Steckersysteme Kabelauslässe. Fragen Sie LANZ. Wir haben Erfahrung! Verlangen Sie Beratung und Offerte. lanz oensingen ag CH-4702 Oensingen LANZ Produkte für die Arbeitsplatzerschliessung interessieren mich! Bitte senden Sie Unterlagen. Könnten Sie mich besuchen? Bitte tel. Voranmeldung! Name / Adresse / Tel. IM1 lanz oensingen ag CH-4702 Oensingen Südringstrasse 2 Telefon Fax info@lanz-oens.com Neu gehört das einzigartige Schweizer Korrosionsschutzband GYSKO zur Adhesive Familie ADHESIVE AG, 8501 Frauenfeld, Thurstrasse 14 Telefon +41 (0) , Fax +41 (0) admin@adhesive.ch, Elektrotechnik 5/14 25

5 lässigkeit wie das übrige System. Da das gelieferte Speisegerät unterdimensioniert war, fiel es nach kurzer Zeit bereits aus. Deshalb waren die Pyranometer zwischen Dezember 1993 und Juni 1994 zeitweise mit Schnee oder Eis bedeckt. Dieser Mangel konnte durch den Einbau einer eigenen Speisung behoben werden. Im Februar 1994 trat zudem ein Fehler von etwa 2 % in Wirkleistungsumformer auf, der mit der vorhandenen redundanten Messtechnik entdeckt und korrigiert werden konnte. Das defekte Gerät wurde ebenfalls ersetzt. Im Februar 2003 trat zudem ein Defekt bei einem DC-DC-Wandler auf, der einige der Sensoren speiste. Glücklicherweise konnten auch dieses Mal die fehlenden Daten mithilfe der noch vorhandenen Daten rekonstruiert werden. 7 Wechselrichter-Nutzungsgrad des Wechselrichters (mit Trafo) der PV-Anlage Jungfraujoch. Seit Inbetriebnahme des neuen Wechselrichters wurde über 16 Jahre eine leichte Reduktion des Nutzungsgrades von nur etwa 0,5 % registriert. Mittlere Jahresenergieproduktion und Performance Ratio von Um die Leistung von PV-Anlagen verschiedener Grösse und an verschiedenen Orten miteinander vergleichen zu können, sind normierte Grössen sehr nützlich. Wird die Energieproduktion in einem gegebenen Zeitraum (Monat, Jahr) durch die Solargenerator-Spitzenleistung dividiert (bei Jungfraujoch 1,13kWp), erhält man den Generatorertrag Y A (DC) und den Endertrag Y F (AC). Den Strahlungsertrag Y R erhält man, indem die in der gleichen Periode gemessene Strahlungssumme in die Ebene des PV-Generators durch 1 kw/m 2 dividiert wird. Wenn die Generatortemperatur gemessen wird, kann damit auch der temperaturkorrigierte Strahlungsertrag Y T berechnet werden, indem die temperaturbedingte Reduktion des Wirkungsgrades der Solarmodule berücksichtigt wird. Durch Verwendung durchschnittlicher Tageswerte kann zudem der Einfluss der verschiedenen Monatslängen eliminiert werden. Bild 4 zeigt eine normierte Jahresstatistik für das Durchschnittsjahr zwischen 1994 und 2013 mit Monatswerten von Y F, Y A, temperaturkorrigiertem Strahlungsertrag Y T und Strahlungsertrag Y R. Alle Werte sind auf die effektive PV-Generatorleistung bezogen. Die thermischen Generator-Verluste L CT = Y R-Y T, die nichtthermischen Generator-Verluste L CM = Y T-Y A, die Systemverluste L S = Y A-Y F und die Performance Ratio PR = Y F /Y R (Zahl oben an Balken) sind ebenfalls dargestellt [1, 5]. In Bild 5 und 6 werden normierte Jahresstatistiken für das Jahr mit der tiefsten und der höchsten Jahresproduktion 8 Sommer-Generator-Korrekturfaktor kg des PV-Generators der Anlage Jungfraujoch (bezogen auf Strahlungsmessung mit Referenzzelle und Pyranometer). dargestellt. In all diesen Diagrammen wurde die Einstrahlung mit einer Referenzzelle gemessen. Aufgetretene Degradationserscheinungen Wegen der jedes Jahr unterschiedlichen Einstrahlung, Modultemperaturen und Schneebedeckung kann aus der Variation der Performance Ratio (z. B. in Tabelle 1) nicht direkt auf eine allfällige Degradation geschlossen werden. Dank der normierten Darstellung kann mit den gemessenen Modultemperaturen der Einfluss der Temperatur herausgerechnet werden, indem aus dem gemessenen Strahlungsertrag Y R der temperaturkorrigierte Strahlungsertrag Y T bestimmt wird. Da auf der DC-Seite sowohl Strom und Spannung und auf der AC-Seite Spannung und Wirkleistung gemessen werden, kann aus diesen Werten Y A und Y F und der Wechselrichter-Wirkungsgrad bestimmt werden. Auf diese Weise kann auch der Generator-Korrekturfaktor k G = Y A/Y T bestimmt werden, der ein Mass für die Güte des PV-Generators ist. Bei einem neuwertigen, unbeschatteten und nicht mit Schnee bedeckten Solargenerator ist k G im Idealfall 100 % [1, 5]. Für die Beurteilung der Langzeit- Degradation des Wechselrichters kann der Verlauf des Jahres-Nutzungsgrades des Wechselrichters verwendet werden (siehe Bild 7). Auffällig ist ein deutlicher Anstieg von etwa 2 % zwischen 1995 und Der Grund ist der Mitte 1996 erfolgte Ersatz des ursprünglich verwendeten ASP Top Class 1800 durch ein verbessertes Modell Top Class 2500/4, der seither ununterbrochen und ohne irgendwelche Defekte im Einsatz ist. Da die ursprüngliche Messgenauigkeit der Leistung auf der DC- und AC-Seite zwischen etwa 0,5 % und 1 % liegt, ist dies ein sehr gutes Resultat, d. h. der Wechselrichter zeigt bezüglich Nutzungsgrad noch praktisch keine 26 Elektrotechnik 5/14

6 Degradation. Die beobachtete Reduktion liegt noch weit innerhalb der ursprünglichen Messtoleranz und könnte ebenso gut durch eine leichte Degradation der Messgeräte selbst entstanden sein. Es ist auch sehr erfreulich, dass in mehr als 17 Jahren am Wechselrichter Top Class 2500/4 noch kein Defekt aufgetreten ist. Dies dürfte auf die deutliche Überdimensionierung (im Flachland zulässig: 2,5 kwp) zurückzuführen sein, sodass trotz der dünneren Luft in dieser Höhe und der dadurch geringeren Kühlleistung auch bei den auftretenden sehr hohen Strahlungsspitzen noch keine allzu grosse Erwärmung mit beschleunigter Alterung der Komponenten erfolgte. Angesichts der häufig auftretenden Überspannungen dürfte sich auch der ausgeklügelte Blitzschutz und die galvanische Trennung mit einem 50Hz-Trafo günstig ausgewirkt haben. Für die Beurteilung der Degradation des Solargenerators kann der Generator-Korrekturfaktor k G verwendet werden. Da jedoch in den Monaten Oktober bis Juni gelegentlich mehrtägige Schneebedeckungen mindestens der Osthälfte des PV-Generators auftreten können, wird dazu zweckmässigerweise nur der Sommer-Generatorkorrekturfaktor (Mittelwert aus den drei praktisch immer schneefreien Monaten Juli bis September) verwendet. Allerdings finden in diesen Monaten manchmal auch Arbeiten an der Aussenhülle der Forschungsstation statt, die Teilbeschattungen und eine entsprechende Reduktion zur Folge haben (siehe Bild 8, ). Um auch einige Informationen über die zeitlich variable spektrale Zusammensetzung der Sonnenstrahlung zu erhalten, wurde die Anlage für die Strahlungsmessung sowohl mit zwei Pyranometern als auch mit zwei Referenzzellen ausgerüstet. Erfahrungsgemäss ist bei regelmässiger Wartung die Strahlungsmessung mit dem Pyranometer am genauesten (Messfehler unter 0,5 %). Bezogen auf die Strahlungsmessung mit Pyranometern hat der Sommer-k G um gut 1 % abgenommen, bezogen auf die Referenzzelle hat er aber sogar um etwa 2 % zugenommen. Unter Vernachlässigung allfälliger Fehler der Pyranometer wäre eine Erklärung für diese Beobachtungen, dass der k G des PV-Generators in 20 Jahren um gut 1 % abgenommen hat und dass die Referenzzellen um gut 3 % degradiert Verdankungen Ich danke allen Institutionen, die dieses Projekt finanziell unterstützt haben. Die in diesem Beitrag beschriebenen Arbeiten wurden vom Bundesamt für Energie (BFE), dem WEA des Kantons Bern ( ), dem PSEL ( ) und der Gesellschaft Mt. Soleil (seit 2000) unterstützt. Der Bau der Anlage selbst wurde vom BFE, VSE (Verband Schweizerischer Elektrizitätswerke), Siemens Solar (Module), Fabrimex Solar (Wechselrichter) und den Jungfraubahnen finanziert. Dank gebührt auch der hochalpinen Forschungsstation Jungfraujoch, welche die Anlage an und in ihrem Gebäude beherbergt. Die PV-Aktivitäten der BFH-TI im Allgemeinen werden auch durch die Localnet AG, Burgdorf unterstützt. Mein spezieller Dank geht an meine Assistenten Ch. Beutler, Ch. Renken, Christof Geissbühler, Martin Kämpfer und Philipp Schärf, die das Projekt in der Zeit von 1992 bis 2012 betreuten. Dank gebührt auch S. Oberli, der am Bau der Anlage und der Entwicklung der Auswertesoftware mitwirkte und Monika Jost, welche die Anlage ab 2012 auch unter meinem Nachfolger, Prof. Urs Muntwyler, weiter betreut. Heinrich Häberlin sind. Auf jeden Fall zeigen die Messungen, dass die elektrische Leistung des Solargenerators im hochalpinen Klima in 20 Jahren kaum abgenommen hat. Insgesamt sind somit bei der PV-Anlage Jungfraujoch in über 20 Jahren un- Geniales Zugpferd ohne Konkurrenz. Pajero. Neu ab CHF » Robust, wendig, enorm viel Platz» 3.2 DID Diesel, 200 PS/441 Nm» Permanenter Super Select 4x4, Reduktionsgetriebe» 3- oder 5-Door, 5 oder 7 Sitze, variabler Laderaum bis Liter» Anhängelast Tonnen» 3-Door 3.2 DID Profi CHF *» 5-Door 3.2 DID Profi Plus CHF *» Anhängekupplung nur CHF 599.» 2.9% Leasing** Abb.: 3-Door 3.2 DID Intense Automat CHF Abb.: 5-Door 3.2 DID Intense Automat CHF * BEST OFFER empfohlene Nettopreise inkl. 8% MWST und Cash Bonus ** 2.9% Leasing: , Vertrag + Immatrikulation, Leasingpreis 3-Door Profi , ab 399. /Mt., 15% Sonderzahlung, 48 Mt., km/jahr, eff. Jahreszins 2.92%, Kaution 5% (min ), Vollkasko obligat. MultiLease AG gewährt keine Finanzierung, falls diese zu einer Überschuldung des Elektrotechnik Leasingnehmers 5/14 führen 27 kann. Normverbrauch 3-Door: 7.8 l/100 km (Benzinäquivalent 8.7 l/100 km), 207 g/km CO 2, Effizienz-Kategorie F. CO 2 -Durchschnitt aller verkauften Neuwagen: 148 g/km.

7 9 Normierte Monats-Energieproduktion (bezogen auf PV-Generator-Nennleistung) der PV-Anlagen Jungfraujoch (1,15kWp), Birg (4,134kWp), Mont Soleil (554kWp) und Gfeller/Burgdorf (3,18kWp) von 2008 bis Alle Anlagen sind über 20 Jahre in Betrieb. Entsprechende Diagramme für frühere Jahre z. B. in [3, 4, 5]. unterbrochenen Betriebs kaum nennenswerte Degradationen aufgetreten. Wenn die Qualität heutiger Solarmodule trotz der inzwischen erfolgten massiven Preisreduktionen vergleichbar mit der Qualität vor 20 Jahren ist, sind die Voraussetzungen für den erfolgreichen Einsatz von hochalpinen PV-Anlagen mit ihren viel höheren Winterenergieerträgen als im Flachland somit sehr gut. Normierte Jahresenergieproduktion im Vergleich mit anderen Anlagen Bild 9 zeigt die normierte monatliche Energieproduktion bezogen auf die Solargenerator-Spitzenleistung in den Jahren 2008 bis 2013 für eine PV-Anlage auf einem Einfamilienhaus in Burgdorf (3,18kWp, 540 m), für die grosse PV-Anlage Mont Soleil (560kWp, 1270 m), die PV-Anlage Birg (4,134kWp, 2670 m) und für die PV-Anlage Jungfraujoch (1,15kWp, 3454 m). All diese Anlagen waren Anfang 2008 schon mindestens 14 Jahre und Ende 2013 schon mindestens 20 Jahre in Betrieb. Ein Vergleich mit der Energieproduktion früherer Jahre (siehe z. B. [3, 4, 5]) zeigt, dass diese Anlagen immer noch erfolgreich im Betrieb sind. Bei einigen war zwar nach einigen Jahren ein Ersatz des Wechselrichters erforderlich, die Solargeneratoren arbeiten aber zum grossen Teil immer noch recht gut. Bei PV-Anlagen im Mittelland, das im Herbst und Winter oft von Nebel oder Hochnebel bedeckt ist, variiert die Energieproduktion im Jahresverlauf sehr stark zwischen einem Maximum im Sommer und einem tiefen Minimum im Winter. Bei der oben erwähnten Anlage in Burgdorf beträgt das Verhältnis zwischen Sommer-Maximum und Winter-Minimum etwa 10 :1. Der Winterenergieanteil (Oktober bis März) liegt an solchen Orten knapp unter 30 %. Bei der Anlage Mont Soleil auf 1270 m ist das Verhältnis zwischen Sommer-Maximum und Winter-Minimum geringer, die Energieproduktion gleichmässiger und der Winterenergieanteil ist höher. In einigen Jahren tritt ein Sommer-Maximum wie bei Mittellandanlagen auf, in anderen Jahren treten dagegen zwei Maxima im Frühling und im Herbst auf (wie bei der Anlage Jungfraujoch). Bei der Anlage Jungfraujoch ist die Situation noch besser. Die jährliche Energieproduktion ist viel höher als an anderen Standorten und die monatliche Energieproduktion ist viel besser über das ganze Jahr verteilt und relativ konstant. Das Verhältnis zwischen Maximum und Minimum ist normalerweise nur knapp über 2 und der Winterenergieanteil liegt zwischen 43,2 % und 50,7 % mit einem Mittelwert von 46,1 %. Bei der alpinen Anlage Birg ohne einen Gletscher vor der Anlage ist sowohl der Sommer- als auch der Jahresenergieertrag deutlich tiefer als beim Jungfraujoch, dafür ist jedoch der Winterenergieertrag viel höher als bei Anlagen im Flachland (Winterenergieanteil im Mittel 56,7 %, Minimum 53,4 %, Maximum 60,9 %). Schlussbemerkungen Die Anlage Jungfraujoch ist nun seit über 20 Jahren erfolgreich in Betrieb. Dank des Anstellwinkels von 90 und der hohen Sonneneinstrahlung im Winter ist die Energieproduktion der PV-Anlage Jungfraujoch während des ganzen Jahres relativ konstant. Statt des üblichen Sommer-Maximums und Winter-Minimums (der Unterschied kann bei Mittellandanlagen bis zu 10 betragen, siehe Bild 9), treten üblicherweise zwei Maxima (ein höheres im Frühling (März, April oder Mai) und ein niedrigeres im Herbst (September oder Oktober)) auf. Dank des hohen Albedos (Rückstrahlvermögen) des Gletschers vor dem Solargenerator wird auch im Sommer viel Diffusstrahlung auf den Generator reflektiert, sodass die Sommerproduktion trotz des Anstellwinkels von 90 nicht allzu stark einbricht und bemerkenswert hoch ist. Das einzige grössere betriebliche Problem sind temporäre Schneebedeckungen, die oft im Frühling auftreten. Dank des Anstellwinkels von 90 ist dieses Problem jedoch nicht sehr schwerwiegend. Mit einer grösseren Höhe des PV-Generators über Grund (z. B. 5 m bis 7 m statt nur 3 m) würde dieses Problem wahrscheinlich kaum mehr auftreten. Die Energieproduktion und die Performance Ratio der hochalpinen PV- Anlage auf Jungfraujoch erreichte während der letzten 20 Jahre Rekordwerte. Somit konnte gezeigt werden, dass ein zuverlässiger Betrieb einer netzgekoppelten PV-Anlage und sehr hohe Energieerträge unter den extremen klimatischen Bedingungen in den Hochalpen möglich sind. Die mit dieser Anlage gewonnenen Erfahrungen werden bei der möglichen Realisierung anderer hochalpiner PV-Anlagen sehr nützlich sein. Literatur [1] H. Häberlin und Ch. Beutler: «Analyse des Betriebsverhaltens von anlagen durch normierte Darstellung von Energieertrag und Leistung». Elektrotechnik 5/1995 und 6+7/1995. [2] H. Häberlin, Ch. Beutler und S. Oberli: «Die netzgekoppelte 1,1kW-Fotovoltaikanlage der Ingenieurschule Burgdorf auf dem Jungfraujoch». SEV-Bulletin 10/94. [3] H. Häberlin: «Hoher Energieertrag auf Jungfraujoch: Die ersten fünf Betriebsjahre der netzgekoppelten 1,1kWp-anlage der HTA Burgdorf». Elektrotechnik 10/1999. [4] H. Häberlin: «Hochalpine anlagen - Langzeiterfahrungen mit Fassadenanlagen». Elektrotechnik 6+7/2004. [5] H. Häberlin: «Strom aus Sonnenlicht für Verbundnetz und Inselanlagen», 3. Auflage Electrosuisse-Verlag, CH-8320 Fehraltorf, 2012, ISBN Elektrotechnik 5/14