Photovoltaik Engineering

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2 Photovoltaik Engineering

3 Andreas Wagner Photovoltaik Engineering Handbuch für Planung, Entwicklung und Anwendung 3., erweiterte Auflage 1 3

4 Professor Dr.-Ing. Andreas Wagner Fachhochschule Dortmund Fachbereich Informations- und Elektrotechnik Sonnenstraße Dortmund Deutschland ISBN e-isbn DOI / Springer Heidelberg Dordrecht London New York Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über abrufbar. Springer-Verlag Berlin Heidelberg 1999, 2006, 2010 Dieses Werk ist urheberrechtlich geschützt. Die dadurch begründeten Rechte, insbesondere die der Übersetzung, des Nachdrucks, des Vortrags, der Entnahme von Abbildungen und Tabellen, der Funksendung, der Mikroverfilmung oder der Vervielfältigung auf anderen Wegen und der Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen, bleiben, auch bei nur auszugsweiser Verwertung, vorbehalten. Eine Vervielfältigung dieses Werkes oder von Teilen dieses Werkes ist auch im Einzelfall nur in den Grenzen der gesetzlichen Bestimmungen des Urheberrechtsgesetzes der Bundesrepublik Deutschland vom 9. September 1965 in der jeweils geltenden Fassung zulässig. Sie ist grundsätzlich vergütungspflichtig. Zuwiderhandlungen unterliegen den Strafbestimmungen des Urheberrechtsgesetzes. Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in diesem Werk berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürften. Abbildungen: Thomas Wambach Einbandentwurf: WMXDesign GmbH, Heidelberg Gedruckt auf säurefreiem Papier Springer ist Teil der Fachverlagsgruppe Springer Science+Business Media (

5 Vorwort In der Erstauflage stand die ingenieurmäßige Berechenbarkeit der Kennlinie des PV-Generators zur Lösung von Anpassungsproblemen im Vordergrund. In der zweiten Auflage wurde auf die Energie-Ertragsprognose von photovoltaischen Systemen zur Netzeinspeisung ausführlicher eingegangen und es wurden Methoden für Qualitätskontrolle und Ertragsgutachten vorgestellt. In der vorliegenden überarbeiteten dritten Auflage werden neue Erkenntnisse der Qualitätskontrolle dargestellt, beispielsweise bei der Serieninnenwiderstandsmessung. Ein besonderer Schwerpunkt ist die Behandlung photovoltaischer Inselsysteme. Es wird am Beispiel einer Relaisfunkstation auf einem abgelegenen Turm in Iserlohn gezeigt, dass auch in Deutschland eine sehr gute Verfügbarkeit während des ganzen Jahres erreicht werden kann. Photovoltaische Inselsysteme werden vermehrt weltweit in den sonnenreicheren Regionen eingesetzt. Die Grundlage einer guten Dimensionierung ist die Kenntnis von Einstrahlungsstatistiken. Es wurden daher Einstrahlungsdaten für etwa 500 Städte in 140 Ländern aller Kontinente erfasst und im Anhang dargestellt. Iserlohn, im September 2009 Andreas Wagner

6 VI Vorwort Vorwort zur 1. Auflage Photovoltaische Stromversorgungssysteme sind heute (1999) keine exotischen Anlagen mehr, deren Funktionsfähigkeit in Demonstrationsanlagen erst noch bewiesen werden muss. Es gibt inzwischen mehr als 1000 Dächer in Deutschland, staatlich gefördert z.b. im 1000-Dächer-Programm, auf denen photovoltaische Anlagen schon seit einigen Jahren Sonnenlicht in elektrische Energie wandeln und ins öffentliche Stromversorgungsnetz einspeisen. Das 1999 initiierte Dächer-Programm zeigt den politischen Willen, die Verbreitung von PV-Systemen noch stärker zu fördern. Auch andere Anwendungen ohne Netzanschluss haben insbesondere in den sonnenreichen Ländern in Äquatornähe einen beachtlichen kommerziellen Erfolg. Diese erfreuliche Verbreitung photovoltaischer Anlagen wirft in der praktischen Anwendung neue Fragen auf, beispielsweise die folgende zur Qualitätskontrolle: Stimmt die Peakleistung des Solarmoduls? Wie kann aus einer Kennlinienmessung, die unter realen Umgebungsbedingungen durchgeführt wurde, die Datenblattangabe der Peakleistung, die nur unter sogenannten Standard-Testbedingungen gilt, kontrolliert werden? Standard-Testbedingungen treten in der realen Umgebungen praktisch nicht auf. Eine Umrechnung der realen Messergebnisse auf die Erwartungswerte der Ergebnisse bei Standard-Testbedingungen mit einer für technische Praxisanwendungen geforderten Genauigkeit (5%) wäre hier eine Lösung. Der Autor des Buches stand Anfang der Achtziger-Jahre vor ähnlichen Problemen, als er in Projekten der Technischen Zusammenarbeit mit den Philippinen und Senegal bei der Erprobung und Verbreitung photovoltaischer Systeme tätig war. In Ermangelung geeigneter Fachliteratur wurden neue Methoden zur Berechnung des Solarzellenverhaltens unter realen Einstrahlungsbedingungen und Umgebungstemperaturen entwickelt. Insbesondere die Berechnung der Solarzellenkennlinie aus den Messwerten Kurzschlussstrom I sc, Leerlaufspannung U oc, Strom I pmax und Spannung U pmax im Punkt maximaler Leistung war ohne aufwändige Iterationsmethoden mit einer Genauigkeit von 1% möglich. Aufbauend auf diese Berechnungsmethode wurden weitere Lösungsmethoden für Aufgaben im Photovoltaik-Engineering entwickelt, die die Grundlage für das vorliegende Buch darstellen. Der Autor hofft, mit diesem Buch eine Lücke in der Berechnung der Solarzellenkennlinie zu schließen. Dank sagen möchte ich meiner Frau Helga, die mir in den Auslandsjahren und bei der Verfassung des Buches durch ihre Unterstützung und durch ihr Verständnis bei auftretenden Problemen diese Arbeit ermöglichte. Iserlohn, im Mai 1999 Andreas Wagner

7 Inhaltsverzeichnis Vorwort... V Inhaltsverzeichnis... VII Symbolverzeichnis... XI 1 Einführung Eine kurze Geschichte der Photovoltaik Photovoltaische Anwendungstechnik Solares Strahlungsangebot Spektrum des Sonnenlichtes Astronomische Gegebenheiten Einstrahlung auf die Horizontale Einstrahlung auf die geneigte Fläche Solargenerator Ersatzschaltbild und Kennlinie der Solarzelle Ideale Solarzelle Ersatzschaltbilder mit konzentrierten Elementen Effektive Solarzellen-Kennlinie Kennlinien-Gleichung Berechnung der Gleichungsparameter Approximationsfunktion für die Steigung M Berechnungsbeispiel zur effektiven Solarzellen-Kennlinie Verlustwiderstände Serien-Innenwiderstand R s R s -Messung unter freiem Himmel... 48

8 VIII Inhaltsverzeichnis R s -Messung aus nur einer Solarzellen-Kennlinie Einfluss der Bestrahlungsstärke auf den R s Parallel-Innenwiderstand R p Messung der Kennlinie Ausgewählte Prinzipschaltbilder zur Kennlinienmessung Realisierung eines Kennlinien-Messgerätes Qualitätskontrolle vor Ort Peakleistungsmessung Innenwiderstandsmessung Matchverluste Verlustbegrenzung durch Bypass-Diode Internes Mismatching Verluste durch Staub-Belag Komponenten von PV-Systemen Inselsysteme und Netzeinspeisesysteme Batterie Laderegler Wechselrichter Verbraucher Dimensionierung von PV-Inselanlagen Dimensionierung des Solargenerators Dimensionierung der Batterie Definition der Systemverfügbarkeit Verfügbarkeit als Zielgröße der Dimensionierung Einfluss der Batteriegröße auf die Verfügbarkeit Dimensionierung ausgewählter Anwendungen Solare Heimsysteme Dorfstromversorgungsanlagen Medizin-Kühlschrank Wochenendhaus Einfamilien-Wohnhaus Relaisfunkstation Energieversorgung mit PV-Anlagen Jahres-Energieertrag von PV-Systemen Kosten pro Kilowattstunde Aufzinsungsfaktor und Abzinsungsfaktor

9 Inhaltsverzeichnis IX Barwertfaktor und Wiedergewinnungsfaktor Kosten-Annuitäten-Methode Ländliche Elektrifizierung mit Solar-Home-Systemen PV-Inselsystem vs. Netzerweiterung Einfamilien-Wohnhaus Netzeinspeiseanlage Energie-Ertragsgutachten Selbstverpflichtung der Ertragsgutachter Wetterdaten Systemkomponenten Standort, Vor-Ort-Termin, Verschattung Berechnungsverfahren Darstellung der Ergebnisse Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Brucknerstraße Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Uhlenburg Kreuzkirche Sümmern, Kirschblütenweg Zusammenfassung Anhang A.1 Solares Strahlungsangebot A.1.1 Spektrum des Sonnenlichtes A.1.2 Astronomische Gegebenheiten A.1.3 Deklination Januar bis Juni A.1.4 Deklination Juli bis Dezember A.1.5 Zeitgleichung Januar bis Juni A.1.6 Zeitgleichung Juli bis Dezember A.1.7 Einstrahlung auf die Horizontale A.1.8 Einstrahlung auf geneigte Fläche A.1.9 Jährliche Schwankung der Globalstrahlung A.2 Solargenerator A.2.1 Effektive Solarzellen-Kennlinie A.2.2 PV-Modul-Datensammlung A.3 Ursachen für Minder-Leistung A.4 Mathcad Grundlagen A.5 Qualitätskontrolle A.5.1 Ermittlung der Kennwerte A.5.2 Peakleistung A.5.3 Serien-Innenwiderstand R s

10 X Inhaltsverzeichnis A.5.4 Parallel-Innenwiderstand R p A.6 Matchverluste A.7 Anlagenkomponenten A.7.1 Bleibatterie A.7.2 Wechselrichter A.8 Systemdimensionierung A.8.1 Täglicher Energiebedarf A.8.2 Dimensionierung der Batterie A.8.3 Dimensionierung des Solargenerators A.8.4 Mittlere Verfügbarkeit A.9 Energieversorgung mit PV-Anlagen A.9.1 Energieertrag A.9.2 Kosten pro Kilowattstunde A.9.3 Kosten-Annuitäten-Methode A.10 CO 2 -Emission Literatur Literaturverzeichnis Weiterführende Literatur Zeitschriften Simulations-Software Sachverzeichnis

11 Symbolverzeichnis a a A F AM Verfügbarkeit mittlere Verfügbarkeit Autonomiefaktor der Batterie Air-Mass, relative Weglänge des Sonnenlichtes durch die Erdatmosphäre AN Annuität einer Investition [ ] BF C C C N c T d Barwertfaktor Kapazität einer Batterie [Ah] Kapazität eines Kondensators [F] Nennkapazität der Batterie [Ah] Temperaturkoeffizient der maximalen Leistung ein Tag, täglich E Bestrahlungsstärke [W/m 2 ] E 0 E N F A FF 1000 W/m 2 (Bestrahlungsstärke bei STC) 800 W/m 2 (Bestrahlungsstärke für NOCT) Flächenfaktor Füllfaktor G mittlere Einstrahlung [kwh/m 2 ] G tägliche Einstrahlung [kwh/m 2 ]

12 XII Symbolverzeichnis GA Jahresmittelwert der tägliche Einstrahlung [kwh/m 2 ] G dim Dimensionierungs-Einstrahlung [kwh/m 2 ] G eff effektive Dimensionierungs-Einstrahlung [kwh/m 2 ] GM Monatsmittelwert der tägliche Einstrahlung [kwh/m 2 ] I I 0 I D I m Strom [A] Sperrstrom [A] Diodenstrom [A] Kurzform für I pmax [A] IN Investition [ ] I ph I pmax I sc K kwh M MPP NOCT n p n r P P a P e P eb P max Photostrom [A] Strom im Punkt maximaler Leistung [A] Kurzschlussstrom (engl. short circuit current) [A] Kosten pro kwh [ /kwh] Steigung der Solarzellenkennlinie bei I=0 [V/A] Maximum Power Point (engl.: Punkt Maximaler Leistung) Nominal Operating Cell Temperature [ C] Zellen-Betriebstemperatur bei T ambn =20 C und E N =800W/m 2. Anzahl Zellen in Parallelschaltung Anzahl Zellen in Reihenschaltung Leistung [W] Ausgangsleistung [W] Eingangsleistung [W] Eigenbedarfs-Leistung [W] aktuelle Spitzenleistung einer Solarzelle [W]

13 Symbolverzeichnis XIII P N PR PR 0 PR 0cSi P pk PV Q q Nennleistung [W] Performance-Ratio (der Anlage) Performance-Ratio der Solarzelle Performance-Ratio von kristallinen Solarzellen Peak-Power Nenn-Spitzenleistung der Solarzelle bei STC [W] Photovoltaik, photovoltaisch Ladung einer Batterie [Ah] mittlerer täglicher Trübungsfaktor durch Verstaubung q Zinsfaktor 1+z R R E R F R ib R p R pv R s R se R sh R S SHS STC T Widerstand [ Emitterwiderstand [ Faraday-Widerstand [ Innenwiderstand der Batterie [ Parallel- Innenwiderstand [ Photovoltaik-Widerstand [ Serien-Innenwiderstand [ Selbstentladungswiderstand [ Nebenwiderstand, Shunt [ ohmscher Widerstand [ Schalter Solar-Home-System Standard Test Conditions Standardprüfbedingungen zur Ermittlung von P pk Betriebsdauer [Jahre]

14 XIV t T amb T j T j0 U U AC U b U BE Symbolverzeichnis Zeit [Jahre] Umgebungstemperatur (ambient temperature) [ C] Zellentemperatur (junction temperature) [ C] 25 C (Zellentemperatur bei STC) Spannung [V] Wechselspannung [V] Batteriespannung [V] Basis-Emitter-Spannung [V] U bmax U bmin U D U DC U m U N U oc U pmax U st U T W W A W bat W d W el WF Ladeschlussspannung der Batterie [V] Entladeschlussspannung der Batterie [V] Diodenspannung [V] Gleichspannung [V] Kurzform für U pmax [V] Nennspannung der Batterie [V] Leerlaufspannung (engl. open circuit voltage) [V] Spannung im Punkt maximaler Leistung [V] Steuerspannung [V] Temperaturspannung [V] Energie [kwh] Jahresenergieertrag [kwh] Energiekapazität der Batterie [kwh] Tagesenergieertrag zur Anwendung [kwh] Tagesenergieertrag des Solargenerators [kwh] Wiedergewinnungsfaktor

15 Symbolverzeichnis XV z Z Z T i u a bat EUR lr rel s sp sr wr Kalkulationszinssatz Zyklenfestigkeit der Batterie Teilzyklenfestigkeit der Batterie Strahlungsfluss [W] Einfallswinkel Streubreite der Ströme Streubreite der Spannungen Wirkungsgrad Wirkungsgrad bei 10 % der Nennleistung Wirkungsgrad bei 100 % der Nennleistung Anpassungswirkungsgrad Energiewirkungsgrad der Batterie Euro-Wirkungsgrad des Wechselrichters Wirkungsgrad des Ladereglers relativer Wirkungsgrad Schaltungswirkungsgrad Schaltungswirkungsgrad bei Parallelschaltung Schaltungswirkungsgrad bei Reihenschaltung Wirkungsgrad des Wechselrichters Wirkungsgrad bei Nennbedingungen Standardabweichung der Einstrahlung [kwh/m 2 ]

16 1 Einführung 1.1 Eine kurze Geschichte der Photovoltaik Der Beginn der Geschichte der Photovoltaik kann mit dem Beginn der Geschichte der Telekommunikation gesehen werden [200]: Samuel Morse schaffte 1837 den Durchbruch mit der Erfindung eines praxistauglichen elektrischen Telegrafen. Damit begann die Installation von Telegrafenleitungen über weite Entfernungen über Land, zunächst in Amerika. Auch in Europa wurden Telegrafenleitungen gebaut. Die Verlegung eines Transatlantik-Kabels wurde 1860 begonnen. Willoughby Smith, der leitende Elektro-Ingenieur, erfand ein Prüfgerät, um Fehler während des Versenkens des Kabels festzustellen. Für das Prüfgerät benötigte er preiswerte Materialien für die Herstellung der Spezial-Bauteile. Smith probierte Stangen aus kristallinem Selen aus. Der Bauleiter May, der die Prüfung beaufsichtigte, berichtete, dass mit dem Selen alles gut funktionierte, wenn nachts gearbeitet wurde. Bei Tag aber, wenn die Sonne herauskam, funktionierte die Messung nicht mehr. Smith vermutete, dass sich die elektrischen Eigenschaften von Selen veränderten, wenn Licht darauf fiel. Er machte daher Versuche und stellte fest, dass der elektrische Widerstand von Selen hoch war, wenn sich das Selen in einer dunklen Schachtel befand. Wurde die Schachtel geöffnet, so dass Licht auf das Selen fallen konnte, verringerte sich der Widerstand bzw. verbesserte sich die Leitfähigkeit. Smith veröffentlichte die Ergebnisse seiner Untersuchungen und so wurden auch in Europa Experimente mit Selen gemacht. Der britische Wissenschaftler William Grylls Adams und sein Student Richard Evans Day machten um 1876 Widerstandsmessungen an Selen mit einer Batterie und einem Strommessgerät. Als bei einem Versuch die Batterie entfernt wurde, geschah etwas merkwürdiges: Der Strom floss weiter! Und zwar umso stärker, je mehr Licht darauf fiel! Adams und Day haben entdeckt: Licht verursacht einen Elektrizitätsfluss in einem Festkörper.

17 2 1 Einführung Adams und Day nannten den Strom, der durch Licht erzeugt wird photoelektrisch. Wenige Jahre später (1885) hatte Charles Fritts aus New York die Idee, mehrere Selen-Platten zum ersten photoelektrischen Modul zusammenzubauen, um eine höhere Leistung zu erhalten. Fritts sandte seine Solar-Panels an Werner von Siemens nach Deutschland zur Beurteilung. Siemens erklärte vor der Königlichen Akademie von Preußen, dass diese Module uns zum ersten Mal die direkte Wandlung von Licht in elektrische Energie zeigen. Auch der britische Wissenschaftler James Clerk Maxwell stimmte dem zu. Aber weder Siemens noch Maxwell konnten den inneren Photoeffekt erklären. Die Physik des 19. Jahrhunderts hatte keine Erklärung. Albert Einstein erkannte, dass mit der bisherigen Beschreibung des Lichtes allein als elektromagnetische Welle der innere Photoeffekt nicht erklärt werden konnte. Im Jahr 1905 veröffentlichte er eine Arbeit, in der er annahm, dass Licht auch aus Energie-Teilchen besteht, die er Licht- Quanten nannte. Diese Licht-Quanten werden heute als Photonen bezeichnet. Der innere Photoeffekt wird etwa seit 1920 photovoltaischer Effekt genannt, nach dem italienischen Physiker Alessandro Volta, dem Namensgeber der elektrischen Spannungseinheit Volt. In dieser Zeit ließ das Interesse an photovoltaischen Zellen etwas nach, da der Wirkungsgrad von Selen-Zellen sehr gering ist (viel kleiner als 1%) und eine Anwendung in der Energieerzeugung nicht zu erwarten war. Ab etwa 1950 arbeiteten drei Wissenschaftler, Gerald Pearson, Darryl Chapin und Calvin Fuller, bei den Bell-Laboratories in den USA an der Verbesserung von Silizium-Gleichrichtern. Abb Die Erfinder der Silizium-Solarzelle Gerald Pearson, Darryl Chapin, Calvin Fuller

18 1.2 Photovoltaische Anwendungstechnik 3 Im Jahr 1953 entdeckten die drei, dass auch eine Silizium-Scheibe einen Stromfluss bei Lichteinfall hervorruft (wie Selen), aber eine viel stärkere Lichtausbeute besitzt. Im April 1954 konnte das Forscherteam Pearson, Chapin und Fuller die erste praktisch anwendbare Solarzelle aus Silizium der Weltöffentlichkeit präsentieren. Die Silizium-Solarzelle war erfunden. 1.2 Photovoltaische Anwendungstechnik Die hohen Herstellungskosten in der Anfangszeit der Silizium-Solarzelle ließen zunächst eine breite Anwendung dieser neuen Technologie nicht zu. Ein Durchbruch kam durch den Sputnik-Schock, ausgelöst durch den Start des ersten Satelliten Sputnik am Daraufhin brachten die USA ebenfalls einen Satelliten in eine Erdumlaufbahn. Am startete der zweite Satellit der USA, Vanguard I. Dieser Satellit wurde (gegen die anfänglichen Bedenken der Verantwortlichen) mit Photovoltaik-Zellen ausgestattet, die den eingebauten Akkumulator nachluden. Die sicherheitshalber ebenfalls eingebauten Trocken-Batterien waren nach 19 Tagen leer. Der Sendebetrieb wurde durch die PV-Zellen mehr als sieben Jahre aufrecht erhalten. Für die Raumfahrt war die Photovoltaik-Zelle folglich die Lösung für die elektrische Energieversorgung der Satelliten. Die Anwendung auf der Erde war zunächst nur in Sonderfällen möglich. Die Ölkrise 1973 war der Anlass, die terrestrische Nutzung solarer Energie auf ihre Durchführbarkeit und Wirtschaftlichkeit hin zu untersuchen [1]. In den achtziger Jahren wurden die ersten größeren photovoltaischen Pilotanlagen geplant und aufgebaut [2]. Ziel dieser Pilotanlagen war es, die technische Durchführbarkeit zu demonstrieren. Technische Qualität und Zuverlässigkeit standen im Vordergrund; die Wirtschaftlichkeit der Anlagen war in dieser Phase der Entwicklung von untergeordneter Bedeutung. Wenn die Nutzung solarer Energie in mittlerer Zukunft einen nennenswerten Beitrag zum immer noch wachsenden Energiebedarf der Menschen liefern soll, so muss die Wirtschaftlichkeit als wichtiges Kriterium bei der Dimensionierung von photovoltaischen Stromversorgungssystemen stärker berücksichtigt werden. Photovoltaische Insel-Systeme werden heute zur elektrischen Energieversorgung an abgelegenen Standorten in Europa, vor allem aber in den sonnenreichen Regionen in Äquatornähe eingesetzt. Die Bandbreite des täglich zu befriedigenden Energiebedarfes reicht von Bruchteilen einer

19 4 1 Einführung Kilowattstunde (z.b. 0,2 kwh für einen ländlichen Haushalt in Afrika) bis zu 100 kwh für ein afrikanisches Dorf mit ca Einwohnern [3]. Bei den heute überwiegend angewandten Dimensionierungsverfahren wird noch immer eine hohe Versorgungssicherheit zugrunde gelegt, wie sie zu Zeiten der Demonstrationsanlagen üblich war [4]. War es damals richtig, den Erfolg der Demonstration der technischen Zuverlässigkeit nicht durch Unterdimensionierung zu gefährden, so ist es heute richtig, die Wirtschaftlichkeit (d.h. auch die Bezahlbarkeit) der Anlagen nicht durch Überdimensionierung zu gefährden [5], [6], [7]. Es wird daher eine Dimensionierungsmethode vorgestellt, die die gewünschte mittlere Verfügbarkeit des photovoltaischen Stromversorgungssystems aufgrund bekannter Einstrahlungsstatistiken nicht mehr zu 100% ansetzt, sondern einen geringeren Wert (z.b. 90%) bewusst als Zielgröße der Dimensionierung zulässt. In Industrieländern wie z.b. in Europa oder Japan werden Photovoltaik- Anlagen hauptsächlich zur direkten Einspeisung der erzeugten Energiemenge ins öffentliche Stromversorgungsnetz installiert. Bei diesen Anlagen ist die Frage des zu erwartenden Energieertrags die wichtigste Größe für die wirtschaftliche Beurteilung der Anlage, da in Abhängigkeit von nationalen gesetzlichen Gegebenheiten (z.b. in Deutschland das Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG) unterschiedliche Finanzierungsmodelle bedacht werden müssen. Der Energieertrag einer Netzeinspeise-Anlage hängt von den Einstrahlungsbedingungen und der Qualität der Anlagenkomponenten ab. Da der Jahresenergieertrag proportional zur Peakleistung des PV- Generators und zum Wirkungsgrad des Wechselrichters ist, ist die Qualität dieser beiden Komponenten der Schlüssel zu einem wirtschaftlichen Betrieb der Anlage. Die Qualitätskontrolle der Anlage bei Inbetriebnahme ist eine wichtige Maßnahme zur Sicherung des Installateurs und des Anlagenbetreibers im Falle des Auftretens eines Garantiefalles. Darüberhinaus müssen die Komponenten von qualifizierten Fachleuten installiert und das entsprechende Zubehör sachgerecht ausgewählt werden. Die entsprechenden Methoden für Planung, Entwicklung und Anwendung werden im Folgenden behandelt.

20 2 Solares Strahlungsangebot 2.1 Spektrum des Sonnenlichtes Die Sonne kann näherungsweise als schwarzer Strahler betrachtet werden. Messungen des Sonnenspektrums ermöglichen Rückschlüsse auf die Temperatur sowie auf die Elementenverteilung der Sonne Strahlungsintensität [W/m² m] AM0 AM K Wellenlänge[m] Abb Spektrale Strahlungsverteilung des Sonnenlichtes Der Jahresmittelwert der extraterrestrischen Bestrahlungsstärke wird als Solarkonstante bezeichnet [201]. Solarkonstante E 1367 W (2.1.1) 2 m Die Erdatmosphäre verändert das auf der Erdoberfläche auftretende Sonnenspektrum durch Absorptions- und Streuungseffekte. Bei unterschiedlichen Weglängen (relativen Luftmassen, AirMass AM) treten auch unterschiedliche Spektren auf. Abbildung zeigt neben dem Spektrum eines schwarzen Strahlers bei 5762 K auch das extraterrestrische Spektrum AM 0 sowie das für die Qualitätskontrolle von PV-Zellen wichtige Spektrum AM 1,5.

21 6 2 Solares Strahlungsangebot 2.2 Astronomische Gegebenheiten Die elektrische Leistung, die eine photovoltaische Solarzelle abgibt, ist abhängig vom Strahlungsfluss des Sonnenlichtes auf die Zelle. Pel (2.2.1) Der Strahlungsfluss auf eine ebene Fläche errechnet sich zu EdA A (2.2.2) mit der Bestrahlungsstärke E und dem Flächenelement da. Ist die Bestrahlungsstärke auf der Solarzellenfläche homogen verteilt (was bei direkter Sonneneinstrahlung ohne Abschattungen näherungsweise gilt), so kann (2.2.2) vereinfacht werden: E A (2.2.3) Der Flächen-Vektor A ist definiert als Normalenvektor der ebenen Fläche mit dem Betrag A A. Aus dem Skalarprodukt folgt somit: EAcos (2.2.4) Der wirksame Strahlungsfluss auf die Fläche A hängt ab vom Einfallswinkel (Winkel zwischen Strahlrichtung und Flächennormale) Abb Einfallswinkel des Sonnenlichtes

22 2.2 Astronomische Gegebenheiten 7 Zur Berechnung des Einfallswinkels des Sonnenlichtes auf einer beliebig orientierten ebenen Fläche müssen die folgenden Informationen als Winkelbeziehungen vorliegen [81]: - Orientierung der Fläche - Geografische Lage des Standortes - Datum und Uhrzeit Der Einfallswinkel auf eine ebene Fläche berechnet sich wie folgt: cossin sin cos s sin cossin scos a cos coscos s cos cos sinsin scos acos cos sin ssin asin (2.2.5) mit den Winkeln: Geografische Breite (Nord +, Süd -) Geografische Länge (Ost +, West -) Stundenwinkel (Vormittag +, Nachmittag ) Deklination (beschreibt jahreszeitliche Stellung der Erdachse) s Neigungswinkel zwischen Horizontale und Fläche (immer positiv) a Azimutwinkel der Fläche (Nord=0, O=90, Süd=180, W=270 ) Für einige Sonderfälle vereinfacht sich die Beziehung. - Der Einfallswinkel auf die Horizontale ist der Zenitwinkel. Hier gilt: Neigungswinkel s = 0. cosz sin sincos cos cos (2.2.6) - Zenitwinkel bei Sonnenhöchststand (=0) cosz cos( ) (2.2.7) 0 - Neigung Richtung Äquator. Hier gilt: Azimutwinkel a = 180 oder 0. Neigungswinkel s beliebig. cosäquator sin sin( s) cos cos( s) cos (2.2.8) - Neigung Richtung Äquator, zusätzlich mit Neigungswinkel s= (geografische Breite). Es ergibt sich der gleiche Winkel wie der Zenitwinkel am Äquator. cosz Äquator cos cos (2.2.9)

23 8 2 Solares Strahlungsangebot Die Zusammenhänge der Winkelbeziehungen sollen im Folgenden erörtert werden. Durch die große Entfernung zur Sonne können die einfallenden Strahlen auf der Erdoberfläche als quasiparallel betrachtet werden. Abb Strahlungsrichtung des Sonnenlichtes Der Neigungswinkel s ist Richtung Äquator gerichtet. Das bedeutet auf der Nordhalbkugel Richtung Süden und auf der Südhalbkugel Richtung Norden. Der Azimutwinkel a beschreibt die horizontale Abweichung vom Meridian des Standortes. Abb Orientierung einer Fläche relativ zur Erdoberfläche Als günstiger Standard-Neigungswinkel bezüglich der Jahres- Energieausbeute für nicht nachgeführte Solarmodule hat sich die Neigung um den Winkel der geografischen Breite herausgestellt. Abweichungen von dieser Empfehlung aufgrund von starken jahreszeitlichen Unterschieden des Wetters und der daraus folgenden jahreszeitlich unterschiedlichen Bewölkung sind regional möglich. Der regional optimale Neigungswinkel

24 2.2 Astronomische Gegebenheiten 9 kann über Einstrahlungsstatistiken oder durch Simulationsrechnungen ermittelt werden. Die Neigung um s= (geografische Breite) führt zu den gleichen Einfallswinkeln wie auf eine horizontal Fläche am Äquator [81]. Abb Erhöhung der Strahlungsaufnahme durch Neigung Die Berechnung der Einfallswinkel für einige in der Praxis wichtige Sonderfälle ist in den Beziehungen (2.2.6) bis (2.2.9) angegeben. Die Deklination beschreibt die jahreszeitliche Stellung der Erdachse relativ zur Sonne. In den Tabellen im Anhang sind die Deklinationen des Jahres 1965 angegeben [83]. Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (Umlaufzeit der Erde von Frühlingspunkt zu Frühlingspunkt, =Kalenderjahr+0,2422d). Da das tropische Jahr nicht synchron zum Kalenderjahr verläuft, müssen z.b. für Navigationszwecke der Seefahrt jährlich Tabellenwerke mit den genauen aktuellen Deklinationswerten vorliegen. Zur Überprüfung von Abschattungs-Problemen oder für einfache Nachführungen von Solarmodulen genügt folgende Näherung für die Deklination [81]: 284 N 23, 45sin(360 d ) (2.2.10) 365 Winkeldarstellung: Grad mit Dezimalbruchteil. Mit dem Kalender-Datum (Tag.Mon) folgt näherungsweise die Tagesnummer N d N 30,3 ( Mon1) Tag (2.2.11) d

25 10 2 Solares Strahlungsangebot Das folgende Diagramm zeigt den Verlauf der Deklination während eines Jahres. Deklination [Grad] Tagesnummer Abb Deklination Der Stundenwinkel beschreibt die wahre Ortszeit WOZ für den Ortsmeridian. Beispiel: Gleiche Ortszeit in Helsinki und Johannesburg. Da die Erde in 24 Stunden eine vollständige Drehung (=360 ) durchläuft, folgt die Winkelgeschwindigkeit 15 pro Stunde. Vorzeichen des Stundenwinkels: vormittags positiv, nachmittags negativ, 12h-Mittag=0. Es folgt die wahre Ortszeit 15 (12 hwoz) (2.2.12) h h WOZ 12h 15 Zeitformat: Stunden und dezimale Stundenbruchteile. (2.2.13) 45 Beispiel: 12h 45 min 12h h 12, 75h (2.2.14) 60 Uhrzeiten in Formeln als Dezimal-Stunden angeben. Erst als Endergebnis in Stunden und Minuten umwandeln. Die Erde ist in mehrere Zeitzonen unterteilt, in denen jeweils eine gemeinsame gesetzliche Zeit gilt. Jeder Zeitzone ist ein Bezugsmeridian 0 zugeordnet, der in der Regel von der aktuellen geografischen Länge des Standortes abweicht. Bezugsmeridiane einiger Zeitzonen: - UT Universal Time (Weltzeit, früher GMT) UT = 0 - MEZ Mitteleuropäische Zeit MEZ = 15 - MESZ Mitteleuropäische Sommerzeit MESZ = 30

26 2.2 Astronomische Gegebenheiten 11 Zur Berechnung der Einfallswinkel muss die gesetzliche Zeit GZ in die wahre Ortszeit WOZ umgerechnet werden. h GZ WOZ ( Zh ( 0 ) ) 15 (2.2.15) Neben der Zeitkorrektur aufgrund der Abweichung des aktuellen Längengrades vom Bezugsmeridian 0 muss ein weiterer Korrekturfaktor berücksichtigt werden: die Zeitgleichung Z h. Sonnenuhren zeigen die wahre Ortszeit an. Die wahre Länge eines Tages ergibt sich somit aus der Zeit zwischen zwei aufeinanderfolgenden Durchgängen der Sonne durch den Ortsmeridian. Die Tage der wahren Ortszeit sind verschieden lang, da die Erde die Sonne mit einer schräg stehenden Achse und einer nicht konstanten Geschwindigkeit umläuft. Johannes Kepler erkannte diese Zusammenhänge und veröffentlichte im Jahr 1609 zwei Gesetze über den Umlauf der Planeten um die Sonne in dem Werk Astronomia Nova. Das folgende Diagramm veranschaulicht die beiden Gesetze. Abb Darstellung der ersten beiden Keplerschen Gesetze 1. Keplersches Gesetz. Die Planeten bewegen sich auf elliptischen Bahnen um die Sonne. Die Sonne befindet sich in einem der Brennpunkte der Ellipse. 2. Keplersches Gesetz. Die Verbindungslinie Sonne-Planet überstreicht in gleichen Zeitabschnitten die gleiche Fläche. Daraus folgt, dass die Umlaufgeschwindigkeit in Sonnennähe größer ist als in Sonnenferne (die Bahn A-B wird in der gleichen Zeit zurückgelegt wie die Bahn C-D). Um diese Zusammenhänge einfacher zu beschreiben, stellt man sich die Umlaufbahn als Kreisbahn vor, auf der die Erde die Sonne mit konstanter Geschwindigkeit umkreist. Dadurch werden die Tage gleich lang (genau 24 Stunden) und es entsteht eine mittlere Ortszeit.

27 12 2 Solares Strahlungsangebot Die Abweichung zwischen wahrer Ortszeit und mittlerer Ortszeit wird durch die Zeitgleichung Z h beschrieben. Näherungsweise gilt [81]: 88 Nd 10 Nd Zh 0,123hcos(360 ) 0,167hsin(720 ) (2.2.16) Zeitgleichung [min] Tagesnummer Abb Zeitgleichung Aus dem Diagramm der Zeitgleichung ist ersichtlich, dass an 4 Tagen im Jahr (14.4., 14.6., 1.9 und ) die Zeitgleichung Null beträgt. An diesen Tagen stimmt die wahre Ortszeit mit der mittleren Ortszeit überein und die Tage haben genau 24 Stunden. Die Sonnenscheindauer pro Tag ist durch die astronomische Taglänge gegeben, der Zeit zwischen Sonnenaufgang und Sonnenuntergang. Wenn die Sonne am Horizont steht, herrscht horizontale Lichteinstrahlung: z =90. Mit (2.2.6) folgt für Sonnenauf- und -untergang: arccos( tan tan ) (2.2.17) s Sonnenaufgang (2.2.18) sa s Sonnenuntergang (2.2.19) su s Abb Modell einer Sonnenuhr Zur experimentellen Überprüfung der hier vorgestellten Beziehungen eignet sich ein Sonnenuhrenmodell.

28 2.2 Astronomische Gegebenheiten 13 Fallbeispiel Am 30. April wurde in Iserlohn-Sümmern ein Uhrzeit-Vergleich zwischen wahrer Ortszeit und gesetzlicher Zeit durchgeführt. Aus diesen Ergebnissen soll der Längengrad von Sümmern ermittelt werden [206]. Der Uhrenvergleich wurde 15:04 MESZ durchgeführt. 4 GZ 15h h 15, 067h MESZ (2.2.20) 60 Die Sonnenuhr zeigte zu dieser Zeit folgende wahre Ortszeit: WOZ 13,6h (2.2.21) Die geografische Länge folgt aus der Differenz zwischen wahrer Ortszeit WOZ und gesetzlicher Zeit GZ. Aus (2.2.15) folgt: 15 0 ( GZ WOZ Z h ) (2.2.22) h Die Zeitgleichung kann der Tabelle (Anhang) für den 30. April entnommen oder mit der Näherungsgleichung (2.2.16) berechnet werden. Zunächst die Tagesnummer für den 30.4.: Es folgt die Zeitgleichung für diesen Tag: Nd (30.4.) 120,9 (2.2.23) Z (30.4.) 0, 053 h ( 3,18 min) (2.2.24) h Mit dem Bezugsmeridian für mitteleuropäische Sommerzeit MESZ folgt der Längengrad von Sümmern: 0 MESZ 30 (2.2.25) 7, 2 (östliche Länge) (2.2.26) Sümmern Die tatsächliche geografische Länge von Sümmern beträgt 7,7. Die Messabweichung ist hier begründet durch die begrenzte Ablese- Genauigkeit der wahren Ortszeit der Sonnenuhr.

29 14 2 Solares Strahlungsangebot Fallbeispiel Zur Bestimmung der geografischen Lage eines Solaranlagen-Standortes wird die Schattenlänge eines Stabes der Höhe H s =53 cm, der senkrecht auf einer horizontalen Fläche steht, am 19. Februar gemessen. Um 12:35 Uhr MEZ tritt der kürzeste Schatten mit einer Länge von L s =94cm auf. Der Schatten weist nach Norden. a) Welches ist die geografische Länge des Standortes? b) Welches ist die geografische Breite? Nächstgelegene Großstadt? c) Empfolene Aufstellung des Solargenerators für optimale Energieausbeute? Lösung zu a): Die geografische Länge folgt aus der Differenz zwischen wahrer Ortszeit WOZ und gesetzlicher Zeit GZ. Aus (2.2.15) folgt: 15 0 ( GZ WOZ Z h ) (2.2.27) h Bei Sonnenhöchststand ist wahrer Mittag: WOZ=12h. Dies trat auf zur gesetzlichen Ortszeit 35 GZ 12h h 12,583h MEZ (2.2.28) 60 Die Zeitgleichung kann der Tabelle (Anhang) für den 19.Februar entnommen oder mit der Näherungsgleichung (2.2.16) berechnet werden. Zunächst die Tagesnummer für den 19.2.: Nd (19.2.) 49,3 (2.2.29) Es folgt die Zeitgleichung für den 19.Februar: Z (19.2.) 0, 236 h ( 14,19 min) (2.2.30) h Mit dem Bezugsmeridian für Mitteleuropäische Zeit MEZ folgt der Längengrad. 0 MEZ 15 (2.2.31) 9,8 (östliche Länge) (2.2.32)

30 2.2 Astronomische Gegebenheiten 15 Lösung zu b): Die geografische Breite folgt aus dem Zenitwinkel z0 bei Sonnenhöchststand. Am 19. Februar ergibt sich aus dem rechtwinkeligen Dreieck mit Stabhöhe H s und Schattenlänge L s der Zenitwinkel am Mittag: Ls Z 0 arctan 60,58 (2.2.33) H Sonnenhöchststand ist durch =0 definiert. Somit folgt aus (2.2.7) Z 0 s cos cos( ) (2.2.34) und weiter der Betrag des Zenitwinkels bei Sonnenhöchststand: (2.2.35) Z 0 Es existieren 2 Lösungen, eine für die Nordhalbkugel und eine für die Südhalbkugel. Die Richtung des Schattens gibt Aufschluss über die Orientierung des Standortes zum Äquator. Auf der Nordhalbkugel weisen die Schatten nach Norden, auf der Südhalbkugel nach Süden. Somit folgen die beiden Lösungen: Nordhalbkugel: 1 Z 0 (2.2.36) Südhalbkugel: 2 Z 0 (2.2.37) Für die Auswertung der Beziehungen muss noch die Deklination für den 19.Februar bekannt sein. Mit (2.2.10) und der bereits ermittelten Tagesnummer folgt: (19.2.) 12, 2 (2.2.38) Da der Schatten nach Norden weist, befindet sich der Anlagenstandort auf der Nordhalbkugel. Somit folgt die Geografische Breite: (, ) 48, 4 (nördliche Breite) (2.2.39) Z0 Z0 Der Ort ist Herrlingen (Blaustein) bei Ulm an der Donau. Lösung zu c): Wenn keine weiteren Informationen über lokale Besonderheiten bei der Einstrahlungs-Statistik vorliegen, wird als günstiger Neigungswinkel für stationäre Anlagen der Neigungswinkel gleich der geografischen Breite Richtung Äquator empfohlen. Im vorliegenden Fall folgt daraus: 48 Richtung Süden. Dadurch ergeben sich die gleichen Einstrahlungswinkel wie auf eine horizontale Fläche am Äquator.

31 16 2 Solares Strahlungsangebot Fallbeispiel Die geografischen Koordinaten sollen für einen weiteren Standort ermittelt werden: Eine Messung am 21.April ergab um 1:54 Uhr UT (Universal Time) mit einem Schattenstab der Höhe H s =50cm den kürzesten Schatten der Länge L s =51cm nach Süden. Da der Schatten nach Süden weist, befinden wir uns auf der Südhalbkugel. Zunächst die Tagesnummer für den 21.4.: Es folgt die Zeitgleichung für den 21.4: h Nd (21.4.) 111,9 (2.2.40) Z (21.4.) 0, 0278 h ( 1, 67 min) (2.2.41) Mittag=12 Uhr WOZ ergab sich bei der gesetzlichen Zeit (in UT) 54 GZ 1h h 1,90h UT (2.2.42) 60 Mit dem Bezugsmeridian für Universal Time 0 UT 0 (2.2.43) folgt die geografische Länge. 151,1 (östliche Länge) (2.2.44) Die geografische Breite folgt aus dem Zenitwinkel z0 bei Sonnenhöchststand. Am 21. April ergibt sich aus dem rechtwinkeligen Dreieck mit Stabhöhe H s und Schattenlänge L s der Zenitwinkel am Mittag: Ls Z 0 arctan 45,57 (2.2.45) H Mit der Deklination am 21. April folgt die geografische Breite. Z0 Z0 s (21.4) 11,9 (2.2.46) (, ) 33, 7 (südliche Breite) (2.2.47) Wir befinden uns in der Nähe von Sydney, Australien. Der optimale Neigungswinkel ist auf der Südhalbkugel immer nach Norden orientiert.

32 2.2 Astronomische Gegebenheiten 17 Fallbeispiel In 15 m Entfernung südlich des Solargenerators einer PV-Pumpanlage in Guinea Bissau (Westafrika, = 15, = 12 ) steht ein 18 m hoher Mangobaum. Bei einer technischen Inspektion der neugebauten Anlage im Sommer mussten die Verantwortlichen die Frage klären, ob im Winter, wenn die Sonne tiefer steht und längere Schatten hervorruft, eine Abschattung des Solargenerators auftreten wird. Die folgenden Fragen waren zu beantworten: a) Fällt am Tag der Wintersonnwende (längster Schatten) mittags der Baumschatten auf den Generator? b) In welcher nördlichen Mindestentfernung muss der Solargenerator aufgebaut werden, damit zum gegebenen Zeitpunkt der Baumschatten den Generator nicht erreicht? Lösung zu a): Der Tag der Wintersonnwende auf der Nordhalbkugel ist gekennzeichnet durch das negative Maximum der Deklination. Dieser Winkel bezeichnet damit auch den Breitengrad, über dem die Sonne am Tag der Sonnwende am weitesten südlich im Zenit steht (Südlicher Wendekreis). (22.12.) 23, 45 (2.2.48) Der Begriff Wintersonnwende wird hier vom Jahreszeiten-Standpunkt der Nordhalbkugel verwendet und gilt damit auch für Guinea-Bissau. Abb Abschattungssituation einer PV-Pumpanlage Es soll die Schattenlänge L s mit der Entfernung L zum PV-Generator verglichen werden.

33 18 2 Solares Strahlungsangebot Gegeben sind folgende Größen: Breitengrad 12 Entfernung zum Generator L 15m Höhedes Mangobaums H 18m B (2.2.49) Die Schattenlänge folgt aus der Höhe des Mangobaums und dem Zenitwinkel am (Wintersonnwende Nordhalbkugel): Schattenlänge L tan( ) H (2.2.50) s Z0 B Mittags tritt der Sonderfall für den Zenitwinkel bei Sonnenhöchststand auf (2.2.7): Z 0 35,45 Z 0 (2.2.51) Somit folgt die Schattenlänge Ls 12,8m (2.2.52) Ein Vergleich zeigt: Schattenlänge L s Entfernung L (2.2.53) Die Schattenlänge ist geringer als die Entfernung zum Solargenerator. Es tritt keine Abschattung auf. Lösung zu b): Bei der Überlegung zur Mindestentfernung zu Bäumen muss auch berücksichtigt werden, ob der Baum schon ausgewachsen ist oder ob ein Höhenzuwachs noch zu erwarten ist. Im vorliegenden Fall handelte es sich um einen seit mehreren Jahren ausgewachsenen Baum, so dass eine nachteilige Veränderung der Abschattungsverhältnisse nicht zu erwarten ist.

34 2.2 Astronomische Gegebenheiten 19 Solarzellen besitzen eine spektrale Empfindlichkeit, weshalb neben der Bestrahlungsstärke auch die spektrale Verteilung des auf die Solarzelle wirkenden Lichtes bekannt sein muss, um eine vergleichende Qualitätskontrolle, wie z.b. bei der Peakleistungsmessung, durchführen zu können. Das Spektrum des Sonnenlichtes wird auf dem Weg des Lichtes durch die Erdatmosphäre verändert[74]. Die Weglänge des Lichtes durch die Atmosphäre ist ein Kriterium für die spektrale Veränderung des Lichtes. Die relative Weglänge durch die Atmosphäre wird als Luftmasse AM, (engl. AirMass) bezeichnet. Die folgende Abbildung illustriert die Bedeutung der AM-Zahl. Abb Relative Weglänge AM des Sonnenlichtes durch die Atmosphäre Näherungsweise gilt für die AM-Zahl bis etwa AM3 1 AM cos Z (2.2.54) Die folgenden 3 Spektren werden für Vergleichs-Betrachtungen genutzt: - AM0 Extraterrestrisches Spektrum. - AM1 Senkrechte Einstrahlung. Kürzester Weg durch die Atmosphäre. Kann nur innerhalb der Wendekreise auftreten. - AM1,5 Spektrum tritt auch in Mitteleuropa auf. Spektrum bei STC (Standard Test Conditions). Spektrum zur Ermittlung der Peakleistung. Das Spektrum AM1,5 der Standard-Prüfbedingungen (IEC [78]) tritt an klaren Tagen näherungsweise zu bestimmten Uhrzeiten auf. Bei Bedarf können zu diesen Zeiten Messungen unter freiem Himmel durchgeführt werden.

35 20 2 Solares Strahlungsangebot Fallbeispiel An einem klaren Tag sollen in Dortmund Vergleichsmessungen mit Bestrahlungsstärke-Sensoren unterschiedlicher spektraler Empfindlichkeit durchgeführt werden. Geografische Lage Dortmund: = 7,45, = 51,52. Am 17. August herrschen optimale Bedingungen. Die Messungen sollen von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang durchgeführt werden. Zeitangaben in MESZ. a) Wann ist ist Sonnenaufgang, wann Sonnenuntergang? b) Wann ist Sonnenhöchststand? Welches AM-Spektrum liegt dann vor? c) Wann treten die Spektren AM1,5 und AM2 auf? Lösung zu a): Der Stundenwinkel s des Sonnenaufgangs und des Sonnenuntergangs ist definiert durch den Zenitwinkel. Bei Sonnenaufgang und Sonnenuntergang steht die Sonne am Horizont, es herrscht horizontale Lichteinstrahlung: z=90. Mit (2.2.17) beträgt der Stundenwinkel für Sonnenauf- und -untergang: arccos( tan tan ) (2.2.55) s Zur Auswertung dieser Beziehung wird neben der geografischen Breite auch die Deklination für den aktuellen Tag benötigt. Zunächst die Tagesnummer für den 17.8.: Nd (17.8.) 229,1 (2.2.56) Es folgt die Deklination am 17.8.: (17.8.) 13,1 (2.2.57) Mit der geografischen Breite von Dortmund 51,52 (2.2.58) folgt der Stundenwinkel für Sonnenauf- und -untergang: s 107, 0 (2.2.59) Der Stundenwinkel wird in die wahren Ortszeiten für Sonnenauf- und -untergang und weiter in die korrespondierenden gesetzlichen Zeiten umgerechnet.

36 2.2 Astronomische Gegebenheiten 21 Wahre Ortszeit für Sonnenauf- und -untergang: h WOZ 12h 15 Sonnenaufgang WOZSA 4,866h 4h 52 min Sonnenuntergang WOZ 19,134h 19h 8min SU (2.2.60) Zur Umrechnung der wahren Ortszeit in die Mitteleuropäische Sommerzeit werden der Ortsmeridian von Dortmund und der Bezugsmeridian für die MESZ sowie die Zeitgleichung benötigt. 7,45 (2.2.61) 30 MESZ Zeitgleichung für den 17.8: Z (17.8.) 0, 0717 h ( 4,30 min) (2.2.62) h Mitteleuropäische Sommerzeit für Sonnenauf- und -untergang: h GZ WOZ ( Zh ( 0 ) ) 15 Sonnenaufgang GZSA 6, 441h 6h 26 min Sonnenuntergang GZ 20,709h 20h 43min SU Lösung zu b): Bei Sonnenhöchststand ist WOZ Mittag =12h. (2.2.63) Mittag GZ 13,575h 13h 35 min (2.2.64) Mittag Mit (2.2.7) folgt der Zenitwinkel am Mittag 1 cosz 0 cos( ) AM 1 oder AM Mittag cos( ) Im vorliegenden Fall ergibt sich Mittag (2.2.65) AM 1, 28 (2.2.66) Mittag Dies ist die kürzeste Wegstrecke für das Sonnenlicht am 17.August in Dortmund.

37 22 2 Solares Strahlungsangebot Lösung zu c): Aus dem Zenitwinkel (2.2.6) folgt mit (2.2.54) 1 AM sin sincos coscos (2.2.67) Aus (2.2.67) lassen sich die Stundenwinkel ermitteln, zu denen die gesuchten AM-Spektren auftreten. 1 sin sin ( AM ) arccos( AM ) cos cos (2.2.68) Somit folgen die Uhrzeiten, zu denen die gesuchten AM-Spektren auftreten. Hinweis: Vormittag = am, Nachmittag = pm. (1,5) am 36, 2GZ AM 1,5am (1,5) pm 36, 2GZ AM 1,5 pm (2) am 57,8GZ AM 2am 11h 15h 9h 10 min 59 min 43min (2) 57,8GZ 17h 26min pm AM 2 pm (2.2.69) 2.3 Einstrahlung auf die Horizontale Die jahreszeitliche Schwankung der täglichen Globalstrahlung wird nicht nur durch die Veränderung der Winkelbeziehungen der Erde relativ zur Sonne verursacht sondern auch durch die daraus folgende jahreszeitlich stark unterschiedliche Wetterlage. Wesentlich ist hier die Lichtabsorption in den Wolken zu nennen, die zur erheblichen Verringerung der tatsächlich auftretenden Sonnenstrahlung auf der Erdoberfläche gegenüber dem extraterrestrischen theoretischen Idealwert führt. Die tägliche Globalstrahlung bezeichnet die an einem Tag auf eine horizontale Fläche von Sonnenaufgang SA bis Sonnenuntergang SU eingestrahlte Energiemenge. SU G E() t dt (2.3.1) SA Die in Kapitel 5 vorgestellte Methode zur Dimensionierung von PV- Anlagen setzt die gewünschte Verfügbarkeit der Anlage als Zielgröße der

38 2.3 Einstrahlung auf die Horizontale 23 Dimensionierung an. Die Verfügbarkeit der Anlage ist definiert als das Verhältnis der benötigten täglichen Energiemenge zur tatsächlich bereitgestellten Energiemenge. Die statistische Verteilung der täglichen Einstrahlungen während eines Jahres bedingt den Erwartungswert der Verfügbarkeit in Abhängigkeit von der gewählten Auslegungs-Einstrahlung. Mittelwert der täglichen Globalstrahlung über einen Zeitraum von n Tagen: Standardabweichung: 1 n Gi n i 1 G (2.3.2) n 1 ( 2 2 Gi n G ) 1 i1 (2.3.3) n Zur Ermittlung des Erwartungswertes der mittleren Verfügbarkeit wird neben dem Mittelwert der Einstrahlung auch die Standardabweichung benötigt. Strahlungsstatistiken liegen in Form von Strahlungs-Atlanten vor [79]. Aktuelle Strahlungsstatistiken der Wetterämter werden in Fachzeitschriften veröffentlicht [300], [302]. Monatsmittelwerte werden regional unterschieden (Anhang). Stehen keine zeitlich höher aufgelöste Messreihen zur Verfügung, so kann aus den Monats-Mittelwerten eines Jahres näherungsweise die Standardabweichung ermittelt werden. Monatsmittelwerte der Tagessummen für die folgenden Beobachtungszeiträume werden von den Wetterämtern veröffentlicht: Jahr GA G( Jahr) Monat GM G( Monat) (2.3.4) Soll die PV-Anlage nur während eines Teils des Jahres genutzt werden, so können die Strahlungsbedingungen dieses Jahresabschnitts zur Auslegung der Anlage herangezogen werden, beispielsweise April bis September für überwiegende Nutzung im Sommer oder Oktober bis März für überwiegende Nutzung im Winter. Sommer (NH) Gsom G( AprSep) Winter (NH) Gwin G( Okt März) (2.3.5) Jahreszeiten-Region :Nordhalbkugel (NH)

39 24 2 Solares Strahlungsangebot Die unterschiedliche Anzahl von Tagen pro Monat N m bedingt die Anwendung gewichteter Monatsmittelwerte zur Ermittlung der Teil- Mittelwerte für den gewählten Jahresabschnitt. GM G eff part 12 GM Nm 365 n 1 GM n i 1 eff (2.3.6) Fallbeispiel Die folgende Tabelle zeigt eine typische Jahresstatistik für das Strahlungswetter in Deutschland. Als Beispiel wurde Berlin gewählt. Im Anhang sind weitere Jahresstatistiken für einige Städte der Erde angegeben. Tabelle Strahlungsstatististik der Tagessummen der Globalstrahlung Monat N m GM GM eff G som G win Januar 31 0,75 0,76 0,76 Februar 28 1,32 1,22 1,22 März 31 2,29 2,33 2,33 April 30 3,91 3,86 3,86 Mai 31 5,05 5,15 5,15 Juni 30 5,26 5,19 5,19 Juli 31 4,80 4,89 4,89 August 31 4,61 4,70 4,70 September 30 3,06 3,02 3,02 Oktober 31 1,65 1,68 1,68 November 30 0,94 0,93 0,93 Dezember 31 0,59 0,60 0,60 Jahressumme Mittelwert 2,86 2,86 4,47 1,25 der Tagessummen Standardabweichung 1,81 0,86 0,65 Die Einheit von Mittelwert, Standardabweichung und Jahressumme ist kwh/m 2.

40 2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche Einstrahlung auf die geneigte Fläche Der Energieertrag eines PV-Generators ist proportional zur Einstrahlung, die auf die Generatorfläche fällt. Da üblicherweise PV-Generatoren nicht horizontal installiert werden, muss für eine Energie-Ertragsberechnung die Einstrahlung auf die geneigte Fläche bekannt sein. Monatsmittelwerte der Tagessummen auf die Horizontale werden für einige Orte von den Wetterämtern veröffentlicht. Monatsmittelwerte auf eine geneigte Fläche können bei den Wetterämtern erworben werden. Für die Bestellung eines Datensatzes muss zunächst die geografische Lage des PV-Anlagenstandortes bekannt sein. Zusätzlich muss die Orientierung der Fläche angegeben werden, auf die der PV-Generator installiert werden soll. Die Beschreibung des Azimutwinkels einer Dachfläche kann mit folgendem Diagramm erläutert werden: Abb Beschreibung des Azimutwinkels einer Generatorfläche Der Pfeil zeigt die Neigungs-Richtung des PV-Generators an. Hier ergibt sich der Azimutwinkel a=210. In Datensätzen des Deutschen Wetterdienstes (DWD) wird dieser Winkel mit 30 Südwest angegeben.

41 26 2 Solares Strahlungsangebot Um Missverständisse und Berechnungsfehler zu vermeiden, wird hier nur die Nordrichtung als Bezugsrichtung für Azimutangaben verwandt. Der Elevationswinkel s kann bei der Installation parallel zu einer Dachfläche direkt an den Dachbalken gemessen werden. Durch die Neigung des PV-Generators wird eine höhere Jahres- Energieausbeute erwartet als bei horizontaler Installation. Dies lässt sich anschaulich dadurch erklären, dass eine geneigte Fläche einen größeren Schatten auf der horizontalen Ebene hervorruft als bei ebener Lage. Die Schattenfläche zeigt anschaulich die Fläche des Strahlungsflusses, der auf der PV-Generatorfläche auftrifft. Durch die Neigung wird also eine größere Fläche des Strahlungsflusses genutzt. Der Energiegewinn durch Neigung der Generatorfläche kann somit durch einen Flächenfaktor F A beschrieben werden. Die Jahresmittelwerte der täglichen Globalstrahlung GA auf der Horizontalen und GA T auf der geneigten Fläche stehen in folgendem Zusammenhang: GA ( a, s) F ( a, s) GA (2.4.1) T A Der Flächenfaktor hängt ab von der geografischen Lage und der Orientierung des Solargenerators. Für bestimmte Klimaregionen wurden bereits Solar-Atlanten erstellt, aus denen sich die Flächenfaktoren in Abhängigkeit von Elevation und Azimut näherungsweise bestimmen lassen [104]. Im Anhang A.1.8 ist eine Tabelle mit Flächenfaktoren für einen mitteleuropäischen Standort (51 N, 7 O) angegeben. Beispiel: Für eine Dachfläche mit Azimut a=210 (Südwest) und einer Neigung von s=35 folgt aus der Tabelle der Flächenfaktor FA (210,35) 112,5%. (2.4.2) Durch die Dachorientierung wird ein Energie-Ertragsgewinn von 12,5% gegenüber der Horizontalen erwartet. Da geografische Unterschiede (Mittelgebirge, Städte, ländliche Gebiete, Flusstäler usw.) zu starken lokalen Abweichungen führen, müssen für rechtlich verbindliche Planungen oder gutachterliche Bewertungen verbindliche Einstrahlungsstatistiken auf die geneigte Fläche, z.b. von den Wetterämtern, bezogen werden. Eine weitere Möglichkeit bietet die Europäische Datenbank für Tageslicht und Solare Strahlung Satel-Light.

42 2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche 27 Über das Internet-Portal können registrierte Benutzer u.a. Informationen über Einstrahlungsstatistiken der Globalstrahlung auf horizontale und geneigte Flächen beziehen. Die Registrierung ist kostenlos. Die Ermittlung von Sonneneinstrahlungsdaten für Europa ist mit Satellitenbildern des europäischen Wettersatelliten Meteosat möglich. Ein Ziel hierbei ist, Zugang zu geographisch lückenlosen Globalstrahlungsdaten zu bekommen. In halbstündlichen Intervallen tastet Meteosat die von Wolken und Erdoberfläche reflektierte Strahlung im Ausschnitt Mitteleuropa ab. Die räumliche Auflösung beträgt dabei etwa 3km 4,5km pro Pixel, entsprechend befinden sich ca Bildpunkte zur Globalstrahlungsbestimmung in Deutschland. Wolken zeigen eine höhere Rückstrahlung als die Erdoberfläche. Das Heliosat-Verfahren (entwickelt an der École Nationale Supérieure des Mines de Paris) basiert auf der Grundidee, dass die Globalstrahlung in einem Gebiet statistisch durch den Bewölkungsgrad über diesem Gebiet bestimmt wird. Durch Filterung einer Zeitreihe schwach bewölkter Satellitenaufnahmen wird eine Referenzkarte des unbewölkten Bodensignals erstellt. Ein Vergleich des aktuellen Bildes mit der Referenzkarte liefert einen Bewölkungsgrad für jeden Bildpunkt. Annahme: Zwischen satellitenbestimmtem Bewölkungsindex und Transmissionsfaktoren der Atmosphäre besteht ein linearer Zusammenhang. Mit Hilfe experimentell gefundener Korrelationskoeffizienten werden aus dem Bewölkungsindex Transmissionsfaktoren und somit die Globalstrahlung berechnet. Täglich werden mehrere Satelliten-Aufnahmen des Ausschnitts Mitteleuropa zur Berechnung von Stundensummen der Globalstrahlung mit einer räumlichen Auflösung von 3km 4,5kmgespeichert. Mit dieser umfangreichen Datenbasis können Tagessummen, sowie monatliche und jährliche Mittel der Globalstrahlung berechnet werden [105]. Bei der Nutzung von Satel-Light gibt es für die Eingabe der geografischen Daten des PV-Anlagen-Standortes verschiedene Möglichkeiten. Satel-Light bietet selbst eine Auswahl ausgesuchter europäischer Standorte in einer Datenbank an. Auch manche Reiseplanungs-Software bietet die Möglichkei der Ermittlung der Koordinaten für einen Standort. Das Internet-Portal bietet hier eine sehr umfangreiche weltweite Datenbank der geografischen Koordinaten selbst kleiner Orte und Dörfer.

43 28 2 Solares Strahlungsangebot Fallbeispiel Für einen PV-Anlagen-Standort mit den geografischen Koordinaten 51 N, 7 O soll der Flächenfaktor einer Dachorientierung mit dem Azimutwinkel a=210 (30 Südwest) und dem Neigungswinkel s=35 aus der Satel-Light-Datenbank ermittelt werden. aufrufen und die Anmeldung durchführen. Abb Satel-Light Startmenü Menüpunkt SITE wählen zur Standortauswahl. Das folgende Menü wird geöffnet.

44 2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche 29 Abb Auswahl der geografischen Zone Nach Auswahl der Zone G muss die geografische Lage eingegeben werden. Die Vorzeichen der Winkel entsprechen den Regeln, die in diesem Kapitel angegebenen sind. Abb Standortauswahl mit geografischen Koordinaten

45 30 2 Solares Strahlungsangebot Abb Bestätigung der Standort-Eigenschaften Geografischen Angaben ohne Änderungen mit NEXT quittieren. Abb Auswahl Zeitraum der Daten Die Zeitvorschläge ohne Änderungen übernehmen. 6 of 7 überspringen. Abb Anforderung der Globalstrahlungsdaten auf die Horizontale Mit SUBMIT Anfrage abschicken. Die Daten werden als Link an die -adresse gesandt.

46 2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche 31 Nach Erhalt des Links die entsprechende Site aufrufen. Abb Satel-Light Datensatz der Globalstrahlung auf die Horizontale Es wird noch die Einstrahlung auf die geneigte Fläche benötigt. Dazu müssen die Anfragen in Punkt 5 entsprechend geändert werden: Abb Geänderte Angaben für Globalstrahlung auf geneigte Fläche Mit SUBMIT Anfrage abschicken. Die Daten werden als Link an die -adresse gesandt.

47 32 2 Solares Strahlungsangebot Nach Erhalt des zweiten Links die entsprechende Site aufrufen. Abb Satel-Light Datensatz der Globalstrahlung auf geneigte Fläche Aus den Jahressummen der Globalstrahlungen folgt der Flächenfaktor für eine Dachfläche der Orientierung Azimutwinkel a=210 (30 Südwest) und Neigungswinkel s=35 am PV-Anlagen-Standort mit den geografischen Koordinaten 51 N, 7 O: Jahresmittelwert der täglichen Einstrahlung horizontal: GA 2,699 kwh (2.4.3) 2 m Jahresmittelwert der täglichen Einstrahlung geneigt: GA T kwh 2,976 (2.4.4) 2 m Es folgt der Flächenfaktor für die genannte Orientierung: F A GAT 110,3% (2.4.5) GA Ein Vergleich mit der Näherung (2.4.2) zeigt ein um 2% abweichendes Ergebnis. Die Ermittlung des Flächenfaktors mit den Daten der Satel- Light-Datenbank bieten üblicherweise die höhere Genauigkeit.

48 3 Solargenerator 3.1 Ersatzschaltbild und Kennlinie der Solarzelle Ideale Solarzelle Die Solarzelle ist ein Halbleiter-Bauelement zur direkten Wandlung des Sonnenlichtes in elektrische Energie. Abb Polykristalline Silizium-Solarzelle Die in den großflächig ausgeführten pn-übergang einfallenden Photonen können Elektron-Loch-Paare erzeugen. Diese beweglichen Ladungsträger driften im elektrischen Feld des pn-übergangs ihrem Vorzeichen entsprechend in verschiedene Richtungen und bewirken eine Ladungstrennung (innerer Photoeffekt). Dadurch entsteht eine äußerlich messbare Spannung. Die Solarzelle wirkt jetzt als elektrische Energiequelle.

49 34 3 Solargenerator Die Strom-Spannungs-Kennlinie der unbeleuchteten idealen Solarzelle (Dunkel-Kennlinie) entspricht der von Shockley hergeleiteten Beziehung für die ideale Diode: U D UT ID I0 ( e 1) (3.1.1) An einer beleuchteten Solarzelle stellt sich in einem angeschlossenen Verbraucher der Laststrom I I I (3.1.2) ein mit dem vom Lichtfluss abhängigen Photostrom ph D I ( ) ph Iph (3.1.3) Aus (3.1.2) folgt das Ersatzschaltbild der idealen Solarzelle: Abb Ersatzschaltbild der idealen Solarzelle Abb zeigt den idealen Kennlinienverlauf (dunkel und beleuchtet). Abb Ersatzschaltbild der idealen Solarzelle Die Kennliniengleichung beschreibt den Verlauf der Kennlinie ohne Durchbrucheffekte. Diese sind in der weiterführenden Literatur beschrieben [201].

50 3.1 Ersatzschaltbild und Kennlinie der Solarzelle Ersatzschaltbilder mit konzentrierten Elementen Das Ersatzschaltbild nach Abb wurde unter idealisierten Voraussetzungen hergeleitet. Zur Berücksichtigung realer Verhältnisse werden in der Literatur mehrere Vorschläge gemacht. Interne Verlustprozesse werden durch ohmsche Widerstände beschrieben. So beschreibt ein Parallelwiderstand R p Oberflächen- Rekombinationsprozesse. Ein Serienwiderstand R s beschreibt Verluste, die durch schlechte Leitfähigkeit, schlechten ohmschen Rückkontakt und generell Kontaktwiderständen hervorgerufen werden. Da der Serienwiderstand auch durch schlechte externe Anschlüsse vergrößert werden kann, ist eine messtechnische Erfassung des Serien-Innenwiderstandes in der technischen Anwendung wichtig (vgl. Kapitel 3.3) In [15] wurde gezeigt, dass sich die gemessene Kennlinie einer Solarzelle besser approximieren läßt, wenn im Ersatzschaltbild eine zweite Diode parallel zur ersten eingefügt wird (beide Dioden besitzen unterschiedliche Sperrströme I 01 und I 02 sowie unterschiedliche Temperaturspannungen U T1 und U T2 ). Weitere Modelle berücksichtigen zusätzliche Kapazitäten zur Beschreibung des dynamischen Verhaltens [18]. Alle genannten Modelle mit konzentrierten Elementen haben zum Ziel, die physikalischen Vorgänge in einer Solarzelle mit realen technischen Bauteilen nachzuahmen. Dies gelingt dann gut, wenn alle Feldgrößen in der Solarzelle nur von einer Ortskoordinate abhängen (eindimensionales Modell). Da dies in der Realität nicht zutrifft, stößt jedes Modell mit konzentrierten Elementen bei inhomogener Bestrahlung [19] oder bei hohen Bestrahlungsstärken [20], [21] an seine Grenzen. Auch eine gute Approximationsqualität für den Kennlinienverlauf ist kein Beweis für eine korrekte physikalische Beschreibung. Vertiefende Darstellungen der physikalischen Zusammenhänge siehe weiterführende Literatur [74]. Der Sinn der Kennlinien-Approximation mit Ersatzschaltbildern liegt in der daraus folgenden expliziten Berechenbarkeit von Anpassungsproblemen zwischen PV-Solargeneratoren und Verbrauchern. An eine Berechnungsmethode für Anpassungs-Aufgaben im Engineering-Bereich werden daher die folgenden Anforderungen gestellt: 1. Explizite Berechnung der Strom-Spannungs-Kennliniengleichung 2. Explizite Berechnung der Kennlinien-Gleichungsparameter aus den Kennwerten I sc, U oc, I pmax, U pmax. 3. Approximationsgenauigkeit im Bereich der zur Verfügung stehenden Messgenauigkeit (Stand der Technik: 1%)

51 36 3 Solargenerator Zur Lösung von Berechnungs-Aufgaben im Engineering-Bereich soll aus den folgenden Ersatzschaltbildern im quasistationären Zustand eines ausgewählt werden, das alle drei genannten Anforderungen erfüllt: Tabelle Solarzellen-Ersatzschaltbilder mit konzentrierten Elementen Ersatzschaltbild Erläuterung geringe Approximationsqualität U U 0 T I I I ( e 1) (3.1.4) ph Abb Ideal-Modell I ph I I0 U UT ln( ) (3.1.5) I 0 gute Approximationsqualität U I Rs 0 UT I I I ( e 1) (3.1.6) ph Abb Einfaches Modell I ph I I0 U UT ln( ) IR (3.1.7) s I 0 Zahlenwert für R s kann negativ werden gute Approximationsqualität Abb Standard-Modell I I ph I0( e U I Rs UT U IR 1) R U=? explizite Lösung unbekannt sehr gute Approximationsqualität p s (3.1.8) Abb Zwei-Dioden-Modell I I ph I UIRs UIRs UT1 UT 2 01( e 1) I02( e U IRs 1) R p (3.1.9) U=? explizite Lösung unbekannt

52 3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 37 Keines der in Tabelle dargestellten Ersatzschaltbilder erfüllt die weiter vorn definierten Anforderungen. Untersuchungen haben gezeigt, dass die sehr gute Approximationsqualität des Zwei-Dioden-Modells auch mit dem Ersatzschaltbild Abb erreicht werden konnte, wenn ein negativer Zahlenwert anstelle des Wertes für R s zugelassen wurde. Da negative Widerstände real nicht existieren, kann das ermittelte Element kein ohmscher Widerstand sein. Das Element im Ersatzschaltbild soll daher durch ein fiktives photoelektrisches Bauelement dargestellt werden, das ein positiver oder negativer Widerstand sein kann. Das Bauelement soll durch R pv (Photovoltaik-Widerstand) beschrieben werden. Die Kennlinienbeschreibung wird somit zu einer mathematischen Kurven- Approximationsfunktion, deren Parameter nicht zwingend physikalische Bedeutung haben. Wichtig: Auch wenn ein nach der im folgenden Kapitel beschriebenen Berechnungs-Methode ermittelter Zahlenwert für R pv positiv ist, so ist dieser Wert nur in Ausnahmefällen gleich dem wahren Serien- Innenwiderstand R s. Die rechnerische Ermittlung von R s nach Norm IEC wird in Kapitel 3.3 beschrieben. Abb Ersatzschaltbild für die Effektive Solarzellen-Kennlinie Es folgt die Effektive Solarzellen-Kennlinie oder UIRpv UT I I I0 ( e 1) T ph ph 0 ln( ) I0 pv (3.1.10) I I I U U I R (3.1.11) Der Begriff der Effektiv-Kennlinie ist als Analogie zu den Effektivwerten im Wechselstrombereich zu verstehen, wo Effektivwerte als äquivalente Gleichstromwerte zur Leistungsberechnung angewandt werden. Die Effektiv-Kennlinenbeschreibung ermöglicht die ingenieurmäßige Berechnung der Kennlinie des PV-Generators zur Lösung von Anpassungsproblemen mit einer Genauigkeit von von 1% (bezogen auf P max ).

53 38 3 Solargenerator 3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie Kennlinien-Gleichung Für die Berechnung von Anpassungsproblemen wird im Weiteren das Ersatzschaltbild für die effektive Solarzellen-Kennlinie herangezogen. Abb Ersatzschaltbild für die effektive Solarzellen-Kennlinie Aus diesem Ersatzschaltbild ergibt sich nach Beziehung (3.1.10) folgende Kennlininengleichung: explizite Form Steigung der Kennlinie Leistung P=U I mit (3.2.2) Steigung der Leistung UIRpv UT I Iph I0 ( e 1) T ph 0 ln( ) I0 pv (3.2.1) I I I U U I R (3.2.2) du UT ( Rpv ) di I I I ph ph 0 2 P I UT ln( ) I Rpv I0 0 (3.2.3) I I I (3.2.4) dp I I I U U T I R di I I I I ph 0 T ln( ) ( 2 pv) 0 ph 0 (3.2.5)

54 3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 39 Eine experimentell ermittelte Strom-Spannungs-Kennlinie einer Solarzelle habe das folgende Aussehen: Die Kennwerte Abb Strom-Spannungs-Kennlinie einer Solarzelle Kurzschlussstrom I sc Leerlaufspannung U oc Spannung U pmax und Strom I pmax im Punkt maximaler Leistung (P max ) Steigung M bei I=0 (bzw. U=U oc ) können mit geeigneten Methoden der Kennlinie entnommen werden. Um die 4 unabhängigen Parameter (R pv, U T, I 0, I ph ) der Kennliniengleichnung zu berechnen, werden auch 4 unabhängige Kennwerte benötigt. Da im vorliegenden Fall 5 Kennwerte (I sc, U oc, I pmax, U pmax, M) gegeben sind, muss ein Kennwert von den 4 anderen abhängig sein. Ausgehend von den 5 Kennwerten I sc, U oc, I pmax, U pmax, M können die folgenden beiden Gleichungssysteme mit jeweils 4 Unbekannten aufgestellt werden: Gleichungssystem 1: abhängiger Kennwert U pmax du ( I 0) M ( ) di Gleichungssystem 2: abhängiger Kennwert M U( I I ) U ( ) pmax pmax

55 40 3 Solargenerator Die restlichen drei Gleichungen sind für beide Systeme dieselben: dp ( I Ip max ) 0 (3.2.7) di U( I 0) Uoc (3.2.8) U( I I sc ) 0 (3.2.9) Beide Systeme sind gleichwertig. Die Entscheidung für eines hängt davon ab, welcher der beiden Werte U pmax oder M besser zu ermitteln ist. Aus ( ) mit (3.2.3) folgt U ( M R )( I I ) 0 ( ) T pv ph 0 Aus ( ) mit (3.2.1) folgt Upmax Ipmax Rpv UT 0 ph p max I ( e 1) I I 0 ( ) Aus (3.2.7) mit (3.2.5) folgt I p max UT ( 2 Rpv ) UT IphIpmax I0 0 ph p max I ( e 1) I I 0 (3.2.11) Aus (3.2.8) mit (3.2.1) folgt Uoc UT I0 ( e 1) I ph 0 (3.2.12) Aus (3.2.9) mit (3.2.1) folgt IscRpv U T I0 ( e 1) Isc Iph 0 (3.2.13) Die Gleichung (3.2.11) wurde so umgeformt, dass statt der Logarithmusfunktion eine Exponentialfunktion enthalten ist. Dies wurde notwendig, da manche Iterationsverfahren zur Lösung nichtlinearer Gleichungssysteme nicht immer konvergieren, wenn Logarithmen enthalten sind.

56 3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie Berechnung der Gleichungsparameter Die numerische Lösung der beiden Gleichungssysteme kann mit einem der bekannten Iterationsverfahren (z.b. nach Newton-Raphson) gefunden werden. Allen Iterationsverfahren zur Lösung nichtlinearer Gleichungssysteme ist gemeinsam, dass sie hinreichend genaue Startwerte benötigen. Im vorliegenden Fall betrifft das R pv, U T, I 0, I ph. Diese lassen sich aus I sc, U oc, I pmax, U pmax, M wie folgt berechnen: Aus ( ) mit (3.2.2) folgt I I U U I R (3.2.14) ph p max pmax T ln( 1) pmax pv I0 Aus (3.2.7) mit (3.2.5) folgt I I U ph p max T 0 UT ln( 1) Ipmax ( 2 Rpv) I0 Iph Ip max I0 (3.2.15) Die Differenz der Gleichungen (3.2.14)-(3.2.15) ergibt U I R I pmax pmax pv pmax UT I I I ph p max 0 (3.2.16) Mit den Näherungsbeziehungen I I0 I und I I (3.2.17) ph ph ph sc eingesetzt in ( ) folgt näherungsweise für U T U ( M R ) I (3.2.18) T pv sc Mit (3.2.17) und (3.2.18) in (3.2.16) folgt I U p max Ip max Rpv ( M Rpv) I pmax sc I I sc p max (3.2.19)

57 42 3 Solargenerator (3.2.19) aufgelöst nach R pv I U I (1 ) (3.2.20) sc p max sc Rpv M I pmax I pmax I pmax Aus (3.2.18) U ( M R ) I (3.2.21) T pv sc (3.2.17), (3.2.18) und (3.2.21) in (3.2.12) Aus ( ) I I e 0 I ph sc Uoc UT sc (3.2.22) I (3.2.23) Üblicherweise lassen sich die 4 Kennwerte I sc, U oc, I pmax, U pmax mit guter Genauigkeit ermitteln. Die Ermittlung der Steigung M dagegen ist ungenauer. Da sich mit Hilfe des Gleichnungssystems aus den 4 Kennwerten I sc, U oc, I pmax, U pmax eindeutig die Gleichungsparameter R pv, U T, I 0, I ph berechnen lassen und die Steigung du M ( I 0) (3.2.24) di eindeutig aus den Gleichungsparametern berechnet werden kann, gibt es eine eindeutige Funktion M f( I, U, I, U ) (3.2.25) sc oc pmax p max In nächsten Kapitel wird folgende allgemeingültige Approximationsfunktion für die Steigung M hergeleitet: U I U U I M I I U U I oc ( 5, 411 pmax pmax 6, 450 pmax 3, 417 pmax 4, 422) (3.2.26) sc sc oc oc sc Es hat sich gezeigt, dass die Startwerte allein schon die geforderte Approximationsgenauigkeit von 1% bieten, somit erübrigen sich weitere Iterationen.

58 3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie Approximationsfunktion für die Steigung M Die Steigung M im Leerlaufpunkt ist definiert durch ( ) du ( I 0) M (3.2.27) di Mit der Kennliniengleichung folgt mit ( ) I I I U U I R (3.2.28) T ph 0 ln( ) I0 UT M ( Rpv ) ( I I ) ph 0 pv (3.2.29) Da die Gleichungsparameter R pv, U T, I 0, I ph hier noch nicht bekannt sind, wird eine Näherungsbeziehung für M gesucht, die nur die bekannten 4 Kennwerten I sc, U oc, I pmax, U pmax benötigt. Die folgende Funktion erwies sich als geeignet: U I U U I M ( k k k k ) (3.2.30) I I U U I oc pmax pmax pmax pmax sc sc oc oc sc Mit den Methoden der numerischen Mathematik wurden folgende allgemein gültigen Gleichungskonstanten gefunden [73]: 5,411 6,450 k 3,417 4,422 (3.2.31) Da diese Konstanten nicht empirisch, sondern materialunabhängig gefunden wurden, lassen sich die Kennlinien aller bekannten Solarzellen- Technologien (Si, a-si, CIS, CdTe, usw.) mit der effektiven Solarzellenkennlinie beschreiben.

59 44 3 Solargenerator Berechnungsbeispiel zur effektiven Solarzellen-Kennlinie Das Datenblatt eines Solarzellenmoduls enthält folgende Angaben zur Kennlinie unter Standard-Prüfbedingungen (STC): I sc =3,65A, U oc =21,7V, I pmax =3,15A, U pmax =17,5V (3.2.32) Um einen Überblick über den Kennlinienverlauf zu erhalten, sollen die folgenden Berechnungen durchgeführt und ein maßstäbliches Diagramm gezeichnet werden. a) Berechnung der effektiven Gleichungsparameter R pv, U T, I 0, I ph. b) Graphische Darstellung der Kennlinie mit 11 Stützpunkten. Intervallbreite für die Berechnung der Kennlinienpunkte: Bereich 0...I pmax : Intervallbreite I pmax /5 Bereich I pmax...i sc : Intervallbreite (I sc -I pmax )/5. c) Zur Funktionsprüfung soll ein Widerstand angeschlossen werden. Es soll ein Strom von 2 A fließen. Was für ein Widerstand muss angeschlossen werden? Zeichnen Sie die Kennlinie des Widerstandes maßstäblich in das Kennlinienbild und überprüfen Sie zeichnerisch die rechnerische Lösung. Lösung zu a): Zunächst muss als Hilfsgröße die Steigung M im Leerlaufpunkt berechnet werden.mit (3.2.26) folgt V M( Isc, Uoc, Ip max, Up max ) 0,222 (3.2.33) A Mit (3.2.20) bis (3.2.23) folgen die effektiven Gleichungsparameter: R U I pv I T 0 ph 0,624 3, 09V 3, , 65 A 3 A (3.2.34) Lösung zu b): Mit der hier empfohlenen Schrittfolge für die Wertetabelle lässt sich durch die Geradenstücke eine für viele praktische Näherungslösungen ausreichend genaue Kennlinie maßstäblich aufzeichnen.

60 3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 45 Tabelle Wertetabelle für die Solarzellen-Kennlinie Spannung Strom 0 V 3,650 A 3,5 V 3,648 A 7,0 V 3,638 A 10,5 V 3,606 A 14,0 V 3,504 A 17,5 V 3,15 A 19,659 V 2,52 A 20,632 V 1,89 A 21,182 V 1,26 A 21,511 V 0,63 A 21,7 V 0 A Es folgt die Solarzellenkennlinie und die Widerstandskennlinie. Abb Solarzellen-Kennlinie mit Widerstands-Kennlinie Lösung zu c): Für den Laststrom I L folgt der Arbeitspunkt U L : I 2 A U U( I ) 20,5V (3.2.35) L L L Für den Lastwiderstand folgt damit U L RL RL 10,25 (3.2.36) I L

61 46 3 Solargenerator 3.3 Verlustwiderstände Wenn sich die Peakleistung von Solarmodulen im Laufe der Jahre verringert, so kann dies auch an der Zunahme des Serien-Innenwiderstandes oder an einer Verringerung des Parallel-Innenwiderstandes liegen. Eine Ursache dafür sind z.b. korrodierende Kontakte. Um hier gegebenenfalls eine Wartung bzw. Instandsetzung zu veranlassen, ist die regelmäßige Messung des aktuellen Serien-Innenwiderstandes eines gesamten Strings sinnvoll Serien-Innenwiderstand R s Die Norm DIN EN [77] schreibt Verfahren zur Umrechnung von gemessenen Strom-Spannungs-Kennlinien von photovoltaischen Bauelementen aus kristallinem Silizium auf andere Temperaturen und Einstrahlungen vor. Zur Bestimmung des Serien-Innenwiderstandes R s unter künstlichem Sonnenlicht müssen folgende Bedingungen eingehalten werden: - Bei Raumtemperatur müssen 2 Kennlinien bei unterschiedlicher Bestrahlungstärke (die Größe braucht nicht bekannt zu sein) aber gleicher spektraler Verteilung der Bestrahlungsstärke gemessen werden. - Während der Messung muss die Temperatur der Zellen konstant gehalten werden (zulässige Toleranz 2 C) Aus den beiden Kennlinien U A (I) und U B (I) müssen zwei Arbeitspunkte U 1 und U 2 ermittelt werden, woraus der Serien-Innenwiderstand berechnet wird. Folgende Prozedur zur Ermittlung der beiden Arbeitspunkte ist vorgeschrieben: - Festlegung einer Stromdifferenz I zwischen Kurzschlussstrom und Strom im gewählten Arbeitspunkt der Kennlinie B. (Der Index 2 bezeichnet die Kennlinie B mit dem niedrigeren Kurzschlussstrom). I (3.3.1) 0,5 I sc2

62 3.3 Verlustwiderstände 47 Abb Ermittlung des Serien-Innenwiderstandes R s - Ermittlung der Arbeitspunkte U 1 und U 2 U U ( I I) 1 A sc1 U U ( I I) 2 B sc2 (3.3.2) - Berechnung des Serien-Innenwiderstandes R s U I U I 2 1 sc1 sc2 (3.3.3) Die Norm dient der Ermittlung des Serieninnenwiderstandes unter Laborbedingungen, wo die Zelltemperatur konstant gehalten werden kann und bei künstlichen Lichtquellen die Bestrahlungsstärke verändert werden kann, ohne das Spektrum zu verändern. Allerdings treten hier systematische Messfehler auf, weshalb die Norm vorschreibt, zwei weitere Messungen mit anderen Bestrahlungsstärken durchzufühern und den tatsächlichen R s aus dem Mittelwert dieser drei Messungen zu bilden.

63 48 3 Solargenerator R s -Messung unter freiem Himmel Da das Spektrum für die R s -Messung nicht bekannt sein muss, kann auch unter freiem Himmel unter natürlichem Sonnenlicht gemessen werden. Die Bedingung der unveränderten spektralen Verteilung des Sonnenlichtes lässt sich dadurch einhalten, dass die Messung der beiden Kennlinien innerhalb eines kurzen Zeitintervalls (T<1 min) durchgeführt wird. Die Veränderung der Bestrahlungsstärke ohne Änderung des Spektrums wird durch ein großflächiges Filter bewirkt, das unmittelbar nach der ersten Messung ohne Filter über die Solarmodul-Fläche gelegt wird. Als Filter wird ein feinmaschiges Netz verwandt ( Fliegengitter ). Dadurch bleibt das Spektrum unverändert [88], [89]. Abb R s -Messung unter freiem Himmel Werden die Kennlinien mit einem handelsüblichen Kennlinienmessgerät aufgenommen, so lässt sich daraus unmittelbar der Serien-Innenwiderstand berechnen [93]. Das hier vorgestellte R s -Messverfahren eignet sich für Einzelzellen oder Einzelmodule, da für deren Flächen die genannten feinmaschigen Netze über die Generatorfläche gelegt werden können. Für die Ermittlung des Serien-Innenwiderstandes ganzer Strings oder ganzer PV-Generatoren, die sich über viele Quadratmeter erstrecken, ist diese Methode allerdings nicht mehr anwendbar. Hier stellt sich die Frage nach der Ermittlung des Serien- Innenwiderstandes R s aus nur einer aktuell gemessenen Kennlinie.

64 3.3 Verlustwiderstände R s -Messung aus nur einer Solarzellen-Kennlinie Ziel ist es jetzt, den Serien-Innenwiderstand aus nur einer Kennlinie zu ermitteln, die bei einer beliebigen Bestrahlungsstärke >0 gemessen wurde. Zur R s -Berechnung werden auch hier zwei Kennlinien benötigt. Kennlinie 1 folgt aus einer Kennlinienmessung unter natürlichen Umgebungsbedingungen: Isc 1 Uoc 1 Ip max1 U p max1 (3.3.4) Kennlinie 2 folgt aus Kennlinie 1 durch eine Simulation der Bestrahlungsstärken-Verringerung. Dazu werden einige Annahmen getroffen: Kurzschlussstrom I sc und Strom I pmax verringern sich um den gleichen Faktor f i.dieser Faktor ist laut DIN EN frei wählbar. Dabei treten allerdings systematische Ungenauigkeiten auf, weshalb die Norm vorschreibt, zwei weitere Messungen mit anderen Bestrahlungsstärken durchzuführen und den tatsächlichen R s aus dem Mittelwert dieser drei Messungen zu ermitteln. Dieser Mittelwert tritt auch schon bei einer R s -Messung auf, wenn der Faktor zur Verringerung der Bestrahlungsstärke in Abhängigkeit vom Füllfaktor wie in folgender Abbildung gezeigt gewählt wird [97]: Abb Veränderungsfaktor in Abhängigkeit vom Füllfaktor Mit diesem Strom-Verringerungsfaktor lässt sich die zweite Kennlinie zur R s -Ermittlung simulieren.

65 50 3 Solargenerator Zunächst muss der Füllfaktor ermittelt werden: I FF pmax1 I U U pmax1 sc1 oc1 (3.3.5) In Abhängigkeit vom Füllfaktor folgt der Strom-Verringerungsfaktor. f i FF if FF FF otherwise e (3.3.6) Leerlaufspannung U oc und Spannung U pmax verringern sich um den gleichen Faktor f u. Die Verringerung der Spannung ist hier sehr gering und liegt im Bereich der Messgenauigkeit von 1%. Somit folgt: f 1 keinespannungsänderung messbar (3.3.7) u Unter der Annahme, dass sich der Füllfaktor der beiden Kennlinien nicht ändert, folgen die Kennwerte der Kennlinie 2: I I f I sc1 sc2 i sc1 U U U oc1 oc2 oc1 I I f I pmax1 pmax 2 i pmax1 U U U pmax1 pmax 2 pmax1 (3.3.8) Mit (3.3.2) folgen die Arbeitspunkte U 1 und U 2. U U ( I I) 1 A sc1 U U ( I I) 2 B sc2 (3.3.9) Es folgt mit (3.3.3) der Serien-Innenwiderstand R s U I U I 2 1 sc1 sc2 (3.3.10)

66 3.3 Verlustwiderstände 51 Fallbeispiel Die Messung der U-I-Kennlinie eines PV-Strings aus 12 PV-Modulen des Typs SOLON P100 TR des Herstellers Solon ergab folgende Wertetabelle: Tabelle Wertetabelle einer Kennlinien-Messung Spannung Strom Leistung 0 V 6,400 A 0 W 38,04 V 6,397 A 243,34 W 76,08 V 6,395 A 486,55 W 114,12 V 6,391 A 729,29 W 152,16 V 6,323 A 962,16 W 190,20 V 5,80 A 1103,16 W 213,13 V 4,64 A 988,93 W 226,08 V 3,48 A 786,74 W 236,00 V 2,32 A 547,52 W 244,44 V 1,16 A 283,55 W 252,00 V 0 A 0 W Ein Datenblatt des Solarmoduls enthält folgende Angaben: PV-Moduldatenblatt Hersteller: Solon Typ: SOLON P100 TR I 6, 4 A Peakleistung P 100,3W U sc oc p max p max 21,0V I 5,8 A Füllfaktor FF 0, 75 U 17,3V Serien-Innenwiderstand R 0, 27 Zelltyp p-si Parallel-Innenwiderstand R 194 c T 0, 43% relative Peakleistungsänderung pro Kelvin pk s p Folgende Punkte sind zu bearbeiten: a) Kennlinien-Darstellung I(U) und P(U) b) Ermittlung der Kennlinien-Parameter c) Berechnung des Serien-Innenwiderstandes d) Qualitätskontrolle der Verkabelung

67 52 3 Solargenerator Lösung zu a): Kennliniendiagramm Grafische Darstellung der Messergebnisse. Abb Strom und Leistung in Abhängigkeit von der Spannung Lösung zu b): Kennlinien-Parameter Aus der Tabelle und den Diagrammen folgt I 6, 4AU 252, 0V I 5,8AU 190, 2V (3.3.11) sc1 oc1 p max1 p max1 Lösung zu c): Gleichungsparameter der Kennlinie 1: GP R U pv1 T1 1 6 I01 3,82610 I ph1 3,484 17,585V 6, 4 A A (3.3.12) Lösung zu c): Serien-Innenwiderstand. Zunächst: Füllfaktor FF 0, 684 fi 0, 457 (3.3.13) Kennwerte der zweiten Kennlinie I 2,93AU 252, 0V I 2, 65A U 190, 2V (3.3.14) sc2 oc2 p max 2 p max 2

68 3.3 Verlustwiderstände 53 Gleichungsparameter der Kennlinie 2 GP R U pv2 T I02 1,74910 I ph2 7,621 17,585V 2,926 A Berechnung des Serien-Innenwiderstandes: Kurzschluss-Ströme. Isc 1 6, 4A I 2,926A sc2 A (3.3.15) (3.3.16) Festlegung der Strom-Differenz. I 0,5I I 1, 463A (3.3.17) sc2 Arbeitspunkte der Kennlinien. U1 UA( Isc 1I, GP1) U1 208,8V U U ( I I, GP) U 228,7V 2 B sc2 2 2 Somit folgt der Serien-Innenwiderstand U2 U1 Rs Rs 5, 7 I I sc1 sc2 (3.3.18) (3.3.19) Lösung zu d): Qualitätskontrolle der Verkabelung. Laut Datenblatt beträgt der Serien-Innenwiderstand eines Moduls Rs0 0, 27 (3.3.20) Für N r =12 Module in Reihe folgt daraus der theoretische Gesamt- Innenwiderstand der Module des Strings Rs0String NR Rs 0 Rs 0String 3, 24 (3.3.21) Der Widerstand der Verbindungs-Leitung folgt aus der Differenz: Leitungswiderstand R R R R 2, 46 (3.3.22) L s s0string L

69 54 3 Solargenerator Einfluss der Bestrahlungsstärke auf den R s Die bisherigen Serieninnenwiderstand-Messmethoden boten die Möglichkeit, entweder aus einer Dunkelkennlinie oder aus der Veränderung des Kennlinienverlaufs von mehreren Hell-Kennlinien auf den Serieninnenwiderstand zu schließen [77], [107]. Dabei wurde davon ausgegangen, dass der Serieninnenwiderstand von der aktuellen Bestrahlungsstärke unabhängig sei, da der Serieninnenwiderstand nicht mit nur einer Bestrahlungsstärke korreliert werden konnte. Mit der hier beschriebenen Methode ist die Ermittlung des Serieninnenwiderstandes aus nur einer Hell-Kennlinie möglich. In Folge kann jetzt die Abhängigkeit des Serien-Innenwiderstandes von der aktuellen Einstrahlung untersucht werden. Es wurden umfangreiche Messreihen mit einem polykristallinen 160W- Modul bei Einstrahlungen zwischen 100 W/m 2 und 900 W/m 2 durchgeführt [108]. Strom [A] Spannung [V] Abb Kennlinien aus der Messreihe zur R s -Abhängigkeit

70 3.3 Verlustwiderstände 55 Es zeigte sich eine exponentielle Abhhängigkeit des Serieninnenwiderstandes R s von der Bestrahlungsstärke E. Der Serieninnenwidertstand läuft bei hohen Bestrahlungsstärken auf einen Grenzwert zu. In dem Bereich E>400 W/m 2 verringert sich der Serieninnenwiderstand nur noch geringfügig. Serieninnenwiderstand [] Einstrahlung [W/m 2 ] Abb Einfluss der Bestrahlungsstärke auf den R s Die Messreihen haben gezeigt, dass der Serieninnenwiderstand kristalliner Solarzellen exponentiell von der Bestrahlungsstärke abhängig ist. Insbesondere bei Einstrahlungen unterhalb von ca. 400 W/m 2 nimmt der Serieninnenwiderstand stark zu. Dies ist bei der Bewertung von Serieninnenwiderstandsmessungen von PV-Generatorstrings zu berücksichtigen.

71 56 3 Solargenerator Parallel-Innenwiderstand R p Der Parallel-Innenwiderstand kann aus einer Solarzellen-Kennlinie ermittelt werden, die bei beliebiger Bestrahlungsstärke und Zellentemperatur gemessen wurde. Das Kennlinienverhalten der Solarzelle kann in der Nähe des Kurzschlussstromes näherungsweise als lineare Stromquelle I sc mit dem Verlustwiderstand R p beschrieben werden: U I( U) Isc oder U( I) ( Isc I) Rp (3.3.23) R p Aus der Kennliniensteigung im Kurzschlusspunkt folgt somit R p du. (3.3.24) di Näherungsweise kann der Parallel-Innenwiderstandes aus der Sekantensteigung beim Kurzschlusspunkt bestimmt werden: - Festlegung eines Laststromes nahe beim Kurzschlussstrom: - Ermittlung des Arbeitspunktes U L : I L 0,99 I. (3.3.25) L L pv T 0 ph sc U U( I, R, U, I, I ). (3.3.26) - Die flache Steigung der Kennlinie in der Nähe des Kurzschlusspunktes kann zu Rundungsfehlern führen, wenn mit Lastströmen nahe beim Kurzschlussstrom gearbeitet wird. Wenn der Kurzschlussstrom in die Kennliniengleichung eingesetzt wird, wird daher eine kleine, von Null abweichende Spannung auftreten. Mit dieser Spannung U(I sc ) wird der Rundungsfehler minimiert. U( I ) U( I, R, U, I, I ). (3.3.27) sc sc pv T 0 ph - Berechnung des Parallel-Innenwiderstandes: R p UL U( Isc). (3.3.28) I I sc Fallbeispiel Mit den Messwerten (3.3.11) aus Fallbeispiel folgt der Parallel-Innenwiderstand Rp L 2,7 k. (3.3.29)

72 3.4 Messung der Kennlinie Messung der Kennlinie Ausgewählte Prinzipschaltbilder zur Kennlinienmessung Kennlinien von Solarzellen werden bei konstanter Bestrahlungsstärke und konstanter Zellentemperatur gemessen. Im Labor kann konstante Bestrahlung durch geregelte Lichtquellen (Sonnensimulatoren) erreicht werden. Konstante Temperatur wird erreicht, wenn die Messzeit für die Kennlinien-Messung kleiner ist als die thermische Zeitkonstante der Zelle. Für die Messung der Kennlinie von Solarmodulen, in denen mehrere Solarzellen verschaltet sind, werden häufig gepulste Lichtquellen verwandt (Flasher), weil die Erwärmung der Solarzellen durch den Lichtpuls vernachlässigt werden kann [22]. Die Messung der Kennlinien kann auch unter natürlichem Sonnenlicht durchgeführt werden, wenn sichergestellt ist, dass die Bestrahlungsstärke vor und nach der Messung (wenige Millisekunden) nur geringe Schwankung aufweist [23]. Eine Messung wird durchgeführt, indem an der zu messende Solarzelle mit einem variablen Widerstand alle Lastfälle von Leerlauf ( R ) bis Kurzschluss (R=0) eingestellt werden und die sich dabei einstellenden Strom-Spannungspaare aufgezeichnet werden. Während in der Vergangenheit analoge X-Y-Schreiber als Aufzeichnungsgeräte für die Kennlinien verwandt wurden, bieten sich in jüngerer Zeit digitale Aufzeichnungsgeräte an, die die Strom-Spannungskennlinie als Wertetabelle an einen Rechner zur Weiterverarbeitung übertragen können [24], [25], [26]. Die folgenden beiden Abbildungen zeigen zwei Prinzipschaltbilder für Messschaltungen, in denen der variable Widerstand mit einem Transistor und einer variablen Steuerspannung U st realisiert wird. Abb Messschaltung mit Steuerung des Solarzellenstroms

73 58 3 Solargenerator In der Messschaltung nach Abb wird der Strom I durch die Solarzelle gesteuert durch die Steuerspannung U st gemäß der Beziehung I U U R st BE (3.4.1) E mit der für Siliziumtransistoren näherungsweisen konstanten Spannung UBE 0,6V (3.4.2) Durch den flachen Verlauf der Kennlinie lassen sich Arbeitspunkte mit Spannungen U<U pmax mit der Messschaltung nach Abb nicht immer stabil einstellen. Die folgende Messschaltung mit Operationsverstärker umgeht dieses Problem, indem der Strom durch die Solarzelle so geregelt wird, dass die Solarzellenspannung U der Steuerspannung U st folgt. Abb Messschaltung mit Steuerung der Solarzellenspannung Die Spannung U an der Solarzelle folgt in der Messschaltung nach Abb der Steuerspannung U st gemäß U U st (3.4.3) In beiden Schaltungen wird der Spannungsabfall im Messkreis im Kurzschlussfall durch die Hilfsspannungsquelle U B kompensiert. Wird der gesteuerte Widerstand des Transistors nach Erreichen des Kurzschlusspunktes noch weiter verringert, so kann der Kennlinienverlauf auch im zweiten Quadranten (Solarzellenspannung U<0) gemessen werden. Fallbeispiel Zur Berechnung der effektiven Solarzellen-Kennlinie werden neben Kurzschlussstrom I sc und Leerlaufspannung U oc auch die Kennwerte des MPP benötigt (U pmax und I pmax ). Zur Ermittlung des aktuellen MPP eines Standard PV-Moduls für 12V-Betrieb werden mit Hilfe der Messschaltung

74 3.4 Messung der Kennlinie 59 nach Abb Messwerte in der Umgebung des MPP aufgenommen. Aus dem vorliegenden Kennlinienverlauf ist ersichtlich, dass U pmax oberhalb 0,7 Uoc liegt. Es werden daher ab diesem Startwert Messwerte in 1Volt Schritten aufgenommen. Es ergibt sich folgendes Messprotokoll. Kurzschlussstrom und Leerlaufspannung sind direkt mit einem Multimeter messbar. Es ergibt sich I U sc oc 1, 97 A 21,68V Die folgende Messreihe um den MPP wurde aufgenommen: Tabelle Messreihe zur Ermittlung des MPP U L I L P L 15 V 1,85 A 27,75 W 16 V 1,77 A 28,32 W 17 V 1,65 A 28,05 W (3.4.4) Zur Interpolation wird ein Parabelabschnitt gewählt. In der Umgebung des MPP gilt somit folgende Interpolationsfunktion: I L a b UL c UL 2 (3.4.5) Die Konstanten a, b und c folgen aus den Messwerten und dem linearen Gleichungssystem mit (3.4.5). 2 1 UL 1 U L1 a IL1 2 1 UL2 UL2 b IL2 2 1 UL3 U L3 c I L3 (3.4.6) Die Lösung des linearen Gleichungssystems ergibt die Konstanten für die Approximationsfunktion in der Umgebung des MPP: a1, 75 A A b 0,54 V (3.4.7) A c 0,02 2 V

75 60 3 Solargenerator Es folgt der Kennlinienabschnitt: 2 1, 75 0,54 A A I L A UL 0, 02 U 2 L V V (3.4.8) Mit den Approximationskonstanten a, b und c kann der Leistungsverlauf im interessierenden Abschnitt mit (3.4.5) beschrieben werden. Für den MPP folgt P U abu c U (3.4.9) 2 L L ( L L ) dpl 2 a b UL c UL UL ( b 2 c UL) 0 du (3.4.10) L Es folgt die im Definitionsbereich (U L >0) gültige Lösung: 2 b b 3ac U p max 3c I abu cu 2 pmax pmax pmax Im vorliegenden Fall ergeben sich die Zahlenwerte U I p max p max 16, 2V 1, 75 A (3.4.11) (3.4.12) Abb MPP-Ermittlung durch Parabel-Approximation Die Übereinstimmung des Parabelverlaufes mit dem Kennlinienabschnitt zwischen 15V und 17V zeigt die Genauigkeit des ermittelten MPP.

76 3.4 Messung der Kennlinie 61 Die vorstehenden Messschaltungen sind für einzelne Solarzellen und Solarmodule kleiner Leistung geeignet. Da die vom Solarmodul und der Hilfsspannungsquelle abgegebene Leistung im Transistor in Wärme gewandelt wird, muss für geeignete Kühlung gesorgt werden. Der Aufwand für die Kühlung verursacht insbesondere bei der Vermessung von Solargeneratoren großer Leistung (> 1 kw) hohe Kosten. Für große Solargeneratoren empfiehlt sich daher eine andere Messschaltung, in der ein Kondensator die Funktion eines variablen Widerstandes übernimmt [24], [25], [26], [27]. Während des Messvorganges wird die dem Solargenerator entzogene Energie im Kondensator gespeichert und nicht sofort in Wärme gewandelt. Abb zeigt das Prinzipschaltbild der Messanordnung. Abb Messschaltung mit Kondensator als variablem Widerstand Die Messung einer Kennlinie wird folgendermaßen durchgeführt: Tabelle Messzyklus einer Kennlinienmessung S 1 S 2 S 3 Bemerkung Ruhezustand Alle Schalter geöffnet S 2 schließen Restentladung Kondensator C S 1 schließen Kurzschluss PV-Generator kein gefährlicher Zustand! S 2 öffnen Start des Messvorgangs S 1 öffnen Ende des Messvorgangs S 3 schließen Kondensator C entladen S 3 öffnen Ruhezustand Alle Schalter geöffnet Die Beschreibung eines nach dem vorstehenden Prinzip realisierten Kennlinienmessgerätes, sowie die Beschreibung der Dynamik des Messvorganges, ist im folgenden Kapitel gegeben.

77 62 3 Solargenerator Realisierung eines Kennlinien-Messgerätes Dynamik des Messvorgangs In Kapitel ist das Prinzipschaltbild zur Messung der Solargeneratorkennlinie mittels eines Kondensators als variablen Lastwiderstand gegeben (Abb ). Zur Dimensionierung des Messkondensators sollen die zeitlichen Strom- und Spannungsverläufe während eines Messvorgangs anhand der Effektiven Solarzellen-Kennlinie berechnet werden. Während des Ladevorgangs des Kondensators wird eine vollständige Solarzellenkennlinie durchlaufen. Der Ladevorgang des Kondensators lässt sich wie folgt beschreiben: Aus der Kondensatorgleichung und der Solarzellen-Kennliniengleichung I U C (3.4.13) C I I I U U I R ph 0 SC T ln( ) pv I0 oder I U U IR SC T pv Iph I I0 (3.4.14) ergibt sich folgende Differentialgleichung: U C oder U SC 0 UT I I ( Rpv ) 0 I I I C ph 0 (3.4.15) Für die weitere Berechnung soll der Einfluss des Photovoltaikwiderstandes R pv vernachlässigt werden. Daraus resultieren etwas kürzere Zeiten für den Ladevorgang. Anfangsbedingungen: Ut ( 0) 0 It ( 0) Iph (3.4.16) Mit den Anfangsbedingungen folgt der zeitliche Verlauf des Ladevorgangs.

78 3.4 Messung der Kennlinie 63 Zeitlicher Verlauf des Stromes It () I Zeitlicher Verlauf der Spannung I I ph 0 ph t( Iph I0 ) CU T Iph I0 e I I I Ut () U ln( (1 )) ph 0 ph T t( Iph I0 ) I0 CU T Iph I0 e (3.4.17) (3.4.18) Mit der Leerlaufspannung U oc und den Näherungen (3.2.17) folgt aus U (3.4.19) oc t1 C I sc für die Ladeströme zu den Zeitpunkten t 1 und 2t 1 I sc I( t ) I(2 t ) I (3.4.20) 2 Der Ladevorgang des Kondensators ist nach 2t 1 nahezu abgeschlossen. Es folgt für die optimale Kapazität C opt des Messkondensators mit der gewählten Messzeit T=2t 1 C opt T Isc ( T) (3.4.21) 2 U oc Für die Kennwerte I sc =25 A, U oc =250 V und einer gewünschten Messzeit von mindestens T=10 ms ergibt sich ein Messkondensator der Mindest-Kapazität C opt =500 F. Wird ein Messkondensator mit C=4000 F gewählt, so verlängert sich die Messzeit auf 80 ms [24]. Die gleiche Messzeit ergibt sich für ein Modul mit den Kennwerten I sc =2,5 A und U oc =25 V.

79 64 3 Solargenerator Blockschaltbild eines Kennlinien-Messgerätes Abb Blockschaltbild eines Kennlinien-Messgerätes Das Kennlinien-Messgerät ist in 7 Funktionsmodule aufgeteilt: 1. Stromversorgung 2. Interface 3. A/D-Wandler 4. Spannungsverstärker 5. Stromverstärker 6. Leistungsschalter 7. Kondensator Der Messzyklus einer Kennlinienmessung entspricht der in Tabelle angegebenen Funktionsfolge. Ein Prototyp des Kennlinienmessgerätes wurde 1993 im Rahmen eines Forschungsprojektes der Arbeitsgemeinschaft Solar Nordrhein Westfalen entwickelt [24].

80 3.4 Messung der Kennlinie 65 Die Messung der Kennlinie eines PV-Moduls oder eines PV-Generator- Strings gibt Aufschluss über das Betriebsverhalten des Generators. Abb Qualitätskontrolle vor Ort Wird gleichzeitig mit der Kennlinie auch Temperatur und Bestrahlungsstärke gemessen, so lässt sich daraus auch die Peakleistung ermitteln (vgl. nächstes Kapitel). Für weitere Auswertungen können die Messdaten an einen PC übertragen werden [93]. Abb Kennlinien-Auswertung am PC Die Abweichung des Kennlinienverlaufs vom idealen Erwartungswert ermöglicht das Auffinden von Fehlerursachen. Im Anhang A.3 ist eine Tabelle mit möglichen Fehlern und deren Ursachen aufgeführt.

81 66 3 Solargenerator 3.5 Qualitätskontrolle vor Ort Peakleistungsmessung Qualitätskontrolle von PV-Modulen unter natürlichen Umgebungsbedingungen ist eine notwendige Dienstleistung für die Anwender von PV- Systemen unter Berücksichtigung von Garantieleistungen von 10 und mehr Jahren. Das Betriebsverhalten einer Solarzelle wird durch ihre Strom- Spannungs-Kennlinie (I-U-Kennlinie) dargestellt. Durch Messung aktueller Kennlinien unter natürlichen Umgebungsbedingungen kann die Funktionsfähigkeit eines Solargenerators, bestehend aus einem oder mehreren PV-Modulen nachgewiesen werden. [24]. Abweichungen des Kennlinienverlaufs vom theoretischen Erwartungswert erlauben Rückschlüsse auf interne Störungen, Kabelbrüche, Teilabschattungen, Fehlanpassung usw. Neben dem aktuellen Betriebsverhalten ist zur Erkennung von Degradationserscheinungen auch die Messung der stationären Eigenschaften Peakleistung und Serien-Innenwiderstand notwendig. Da die aktuelle Spitzenleistung sich durch die laufend variierende aktuelle Einstrahlung auch laufend verändert, sind für objektive Vergleichszwecke feste Prüfbedingungen sinnvoll. Zur Messung der Peakleistung P pk wurden Standard Prüfbedingungen vereinbart, die durch die Norm DIN EN beschrieben werden. Diese Norm stellt hohe Anforderungen an die Qualität des Prüfstandes, was folglich zu hohen Kosten pro Messung führt. Für die Messung der Peakleistung unter realen Umgebungsbedingungen müssen die Messwerte der aktuellen Kennlinie auf den Zustand bei Standard-Prüfbedingungen umgerechnet werden. DIN EN Standard-Prüfbedingungen STC Standard Test Conditions W Bestrahlungsstärke E m (3.5.1) Sonnenspektrum Air Mass AM 1,5 Zellentemperatur T 25C j0

82 3.5 Qualitätskontrolle vor Ort 67 Definition: Peakleistung ist die Spitzenleistung bei Standard-Prüfbedingungen. P P ( E, T ) (3.5.2) pk max 0 j0 Der Zusammenhang zwischen der Peakleistung P pk und der aktuellen Spitzenleistung P max kann wie folgt beschrieben werden: P P ( E, T ) E ( E, T ) (3.5.3) max pk j rel j E0 Für den Fall, dass der Wirkungsgrad der Solarzelle unabhängig von Temperatur und Einstrahlung wäre, bestünde ein linearer Zusammenhang zwischen Einstrahlung und aktueller maximaler Leistung: Ppk E linearer Erwartungswert E (3.5.4) 0 Das nichtlineare Verhalten der Wirkungsgradabhängigkeit wird durch den relativen Wirkungsgrad rel beschrieben: ( ET, ) Anpassungsfaktor rel j "relativer Wirkungsgrad" (3.5.5) Für den relativen Wirkungsgrad von kristallinen Silizium-Zellen wurde folgende Beziehung gefunden [73]: (1 c ( T T )) relcsi T j j0 U E R I E T 0 pv pma0 (1 ln( ) ( 1)) U pmax 0 E0 Upmax 0 E0 (3.5.6) Mit dieser Beziehung ist es möglich, Kennlinien für variierende Einstrahlungen und Temperaturen zu berechnen, wenn die STC-Kennwerte bekannt sind. Bei der Qualitätskontrolle stellt sich die umgekehrte Frage: Welche STC-Kennlinie ergibt sich aus einer unter natürlichen Umgebungsbedingungen gewonnenen Messung? Dies soll im Folgenden beantwortet werden.

83 68 3 Solargenerator Bei Messungen der aktuellen Spitzenleistung unter natürlichen Umgebungsbedingungen hat neben der Bestrahlungsstärke auch die aktuelle spektrale Verteilung des Lichtes maßgebliche Auswirkung auf die Photonen-Ausbeute. Die spektrale Bewertung der Solarzellenempfindlichkeit drückt sich im Kurzschluss-Strom der Solarzelle aus. Vorschlag: zur linearen Beschreibung der spektralen Abhängigkeit wird eine spektral bewertete Effektive Bestrahlungsstärke eingeführt [88]. Definition: Die Effektive Bestrahlungsstärke für eine Solarzelle wird nur aus dem Teil des Sonnenspektrums gebildet, das zur Energiewandlung in dieser Solarzelle genutzt wird. In Analogie zur Einheit Lux (Einheitenzeichen lx) der Beleuchtungstechnik, wo die Beleuchtungsstärke durch die menschliche Augenempfindlichkeit spektral bewertet wird, wird hier vorgeschlagen, die spektrale Empfindlichkeit der Solarzelle durch eine effektive Bestrahlungsstärke mit der angepassten Einheit Phox (Photovoltaik Lux, Einheitenzeichen px) zu beschreiben. Der Kurzschluss-Strom ist ein lineares Maß für die effektive Bestrahlungsstärke. Bei Lichtspektrum AM 1,5 gilt: Eeff E W (3.5.7) px 2 m Außerhalb AM 1,5 gilt: Eeff Isc Kpx (3.5.8) Die effektive Bestrahlungsstärke wird mit einer Referenzzelle oder einem Referenzmodul gemessen, dessen spektrale Eigenschaft der des Prüflings entspricht. Die Phox-Konstante K px der Referenzzelle kann unter freiem Himmel an einem klaren Tag ermittelt werden, an dem das AM1,5- Spektrum auftritt (vgl. Kapitel 2.2, Fallbeispiel 2.2.5). Zur Ermittlung der Phox-Konstante wird bei AM 1,5-Bedingungen mit einem Pyranometer die Bestrahlungsstärke gemessen sowie der dabei auftretende Kurzschluss-Strom der Referenzzelle. K E AM 1.5 px (3.5.9) IscAM 1.5 Für die weiteren Berechnungen wird die Bestrahlungsstärken- Abhängigkeiten immer auf die effektive Bestrahlungsstärke E eff (gemessen in Phox) bezogen.

84 3.5 Qualitätskontrolle vor Ort 69 Zur Peakleistungsmessung werden gleichzeitig drei Messgrößen benötigt: - Eine aktuelle Strom-Spannungskennlinie, - die effektive Einstrahlung E eff und - die Zellentemperatur T j. Die Anforderungen an eine Kennlinienmessung sind in der Norm DIN EN beschrieben [78]. Zur Minimierung der Fehler durch den Widerstand der Messleitung muss mit getrennten Leitungen für Stromführung und Spannungsmessung gemessen werden (4-Leiter-Messung, vgl. Abb.3.4.5). Die Referenzeinrichtung muss im Wesentlichen die gleiche spektrale Empfindlichkeit wie der Prüfling haben. Die Referenzeinrichtung ist so nahe wie möglich an und in der gleichen Ebene mit dem Prüfling anzubringen. Wenn sich für die Referenzzelle und für den Prüfling nach einer Wartezeit näherungsweise die gleiche Temperatur eingestellt hat, kann die Temperatur der Messzelle als Näherungswert für die Temperatur des Prüflings verwandt werden. Die hier genannten Unsicherheiten bedingen eine systematische Messunsicherheit von typisch 5%. Für kristalline Silizium-Zellen ergaben sich folgende Beziehungen für die Umrechnung von Messwerten auf STC [88]: I I E 0 p max 0 p max (3.5.10) Eeff Der Leistungstemperaturkoeffizient muss dem Datenblatt entnommen werden. Sind keine Angaben vorhanden, so kann für kristalline Silizium- Zellen c T = 0,44%/K als Standardwert angenommen werden. U p max 0 U p max 1 c ( T T U T T T T j0 Es folgt die Peakleistung P pk j j j0 E ln( E ) 0 eff ) I p max p max0 p max0 R pv E ( E 0 eff 1) (3.5.11) I U (3.5.12) Vollständige Kennliniendarstellung mit folgenden Beziehungen: E I I U U U 0 pmax0 sc0 sc oc0 oc E eff U (3.5.13) pmax

85 70 3 Solargenerator Innenwiderstandsmessung Wenn sich die Peakleistung von Solarmodulen im Laufe der Jahre verringert, so kann dies auch an der Zunahme des Serien-Innenwiderstandes oder an einer Verringerung des Parallel-Innenwiderstandes liegen. Eine Ursache dafür sind z.b. korrodierende Kontakte. Um hier gegebenenfalls eine Wartung bzw. Instandsetzung zu veranlassen, ist die regelmäßige Messung des aktuellen Serien-Innenwiderstandes eines gesamten Strings sinnvoll. In Kapitel 3.3 werden Methoden beschrieben, wie aus nur einer aktuell gemessenen Kennlinie sowohl der Serieninnenwiderstand R s als auch der Parallelinnenwiderstand R p ermittelt werden kann. Insbesondere durch die Messung des Serieninnenwiderstandes ist es möglich, durch den Vergleich des Gesamt-Innenwiderstandes eines ganzen Strings mit der Summe der Einzel-Innenwiderstände der PV-Module auf den Widerstand der Leitungen mit Übergangskontakten zu schließen. Die Innenwiderstände können aus den Datenblatt-Angaben der Hersteller ermittelt werden. Beispiel-Datenblatt eines Solarmoduls, erweitert um die Innenwiderstands-Angaben: PV-Moduldatenblatt Hersteller: AEG Typ: PQ40/50 I 3, 0 A Peakleistung P 50 W U sc oc pmax pmax 22,8V I 2,8 A Füllfaktor FF 0, 74 U 18,1V Serien-Innenwiderstand R 0, 74 Zelltyp p-si Parallel-Innenwiderstand R 557 c T 0, 46% relative Peakleistungsänderung pro Kelvin Eine PV-Modul-Datensammlung ist im Anhang A.2.2 zu finden. pk s p

86 3.6 Matchverluste Matchverluste Verlustbegrenzung durch Bypass-Diode Zur technischen Realisierung eines Solargenerators werden mehrere Solarmodule in Reihe geschaltet, um die gewünschte Nennspannung zu erreichen. Bei Reihenschaltung ist zu beachten, daß die statistische Abweichung der Kurzschlussströme nicht zu groß ist, da ohne weitere Schutzbeschaltung das Solarmodul mit dem geringsten Kurzschlussstrom den resultierenden Kurzschlussstrom bestimmt. Zusätzlich ist zu beachten, dass bei großen Unterschieden im Kurzschlussstrom, wie sie bei Teilabschattung auftreten können (z.b. durch Vogel-Schatten) Durchbrucherscheinungen im pn-übergang auftreten können, wodurch Stromfluss zwar wieder möglich ist, die abgeschattete Zelle aber elektrische Leistung aufnimmt. Dadurch kann der abgeschattete Teil sehr erwärmt werden (Hot- Spot-Effekt). Zur Vermeidung des Hot-Spot-Effektes werden PV-Module teilweise schon vom Hersteller mit antiparallelen Dioden ausgestattet (Kathode wird an den Pluspol des Moduls angeschlossen), den sogenannten Bypass- Dioden. Aus Kostengründen wird allerdings manchmal darauf verzichtet. Im Folgenden sollen die Auswirkungen auf die resultierende Gesamtleistung bei Teilabschattung untersucht werden. Fallbeispiel In Tabelle Sind die Ergebnisse der Kennlinienmessung zweier Einzelmodule angegeben, die zu Versuchszwecken in Reihe geschaltet werden. Tabelle Ergebnisse der Kennlinien-Messungen Nr. I sc U oc I pmax U pmax P max 1 2,0 A 20 V 1,86 A 16,2 V 30,1 W 2 0,5 A 19 V 0,47 A 15,4 V 7,2 W Die folgenden Ergebnisse sollen dargestellt werden: a) Grafische Darstellung der Messergebnisse. b) Resultierende Kennlinie bei Reihenschaltung ohne Bypass-Diode. c) Resultierende Kennlinie bei Reihenschaltung mit Bypass-Diode. d) Resultierender Leistungsverlauf.

87 72 3 Solargenerator Hinweis: Die folgenden Berechnungen sind in der Syntax der Mathematik-Software Mathcad dargestellt [86]. Siehe Anhang A.4. Lösung zu a). Grafische Darstellung der Messergebnisse. Zur grafischen Darstellung müssen die Gleichungsparameter berechnet werden. Da diese Berechnung noch häufiger vorkommt, wird zunächst eine Prozedur zur Ermittlung der Effektiv-Parameter definiert. "Eingabe der Kennwerte mit Einheiten" ESC I sc U oc I m U m "Normierung der Kennwerte" I sc U oc I sc A U oc V I m I m A (3.6.1) U m U m V "Hilfsgröße Steigung M" U oc I m U m U m M I sc I sc U oc U oc I m I sc "Berechnung der Effektivparameter" I sc U m I sc R pv M 1 I m I m I m U T M R pv I sc U oc I 0 I sc e U T I ph I sc Ergebnis_normiert_auf V_A R pv U T I 0 I ph

88 3.6 Matchverluste 73 Mit dieser Effective-Solar-Cell -Prozedur werden die Gleichungsparameter im Folgenden berechnet. Kennlinienparameter der Kennlinie 1: I 1 1 0,375 sc 2,0 A Rpv Uoc 1 20, 0V UT1 1,167V I 8 p max1 1,86 A (3.6.2) I01 7, A U p max1 16,2 V Iph 1 2,0 A Kennlinienparameter der Kennlinie 2: I 2 0,5 2 2,143 sc A Rpv U 19, 0V U 0,919V oc2 T 2 I 10 p max 2 0, 47 A I02 5,21410 A U p max 2 15, 4V Iph2 0,5 A Zur grafischen Darstellung wird die Kennliniengleichung verwandt: U T ln I ph I U ESC IR pv U T I 0 I ph (3.6.3) I 0 IR pv (3.6.4) I 0 Abb Kennlinien der unverschalteten PV-Module

89 74 3 Solargenerator Lösung zu b). Kennlinie bei Reihenschaltung ohne Bypass-Diode. Zur Berechnung des resultierenden Kennlinienverlaufs bei Reihenschaltung müssen die Kennlinienspannungen bei gleichen Strömen addiert werden. Kennlinie 1 ohne Diode Kennlinie 2 ohne Diode U 1 () I U ESC IR pv1 U T1 I 01 I ph1 (3.6.5) U 2 () I U ESC IR pv2 U T2 I 02 I ph2 (3.6.6) Es folgt die resultierende Kennlinie ohne Bypass-Diode: U res () I U 1 () I U 2 () I (3.6.7) Abb Resultierende Kennlinie Reihenschaltung ohne Bypass-Diode Es ist ersichtlich, dass das Modul mit dem niedrigeren Kurzschlussstrom ohne Bypass-Diode den Gesamtstrom auf diesen niedrigen Wert begrenzt.

90 3.6 Matchverluste 75 Lösung zu c). Kennlinie bei Reihenschaltung mit Bypass-Diode. Die Kennlinie mit Bypass-Diode lässt sich wie folgt beschreiben: "Spannung der Bypass-Diode" U ESCd IR pv U T I 0 I ph U D 0.6V return U D if I I ph return 0V if I I ph (3.6.8) I 0A if I 0A U U ESC IR pv U T I 0 I ph Sobald bei der Reihenschaltung der Strom höher als der kleinere Kurzschlussstrom wird, wird die Bypassdiode in Durchlass-Richtung betrieben. Dadurch entsteht ein kleiner Spannungsabfall in Höhe der Diodenspannung. Der Verlust wird dadurch auf die Durchlass-Verlustleistung der Diode beschränkt. Es folgt die resultierende Kennlinie mit Bypass-Diode: U resd () I U 1d () I U 2d () I (3.6.9) Abb Resultierende Kennlinie Reihenschaltung mit Bypass-Diode

91 76 3 Solargenerator Lösung zu d). Resultierender Leistungsverlauf. Der Leistungsverlauf der in Reihe geschalteten Solarmodule lässt sich wie folgt beschreiben: P resd () I IU resd () I (3.6.10) Abb Resultierende Leistung Reihenschaltung mit Bypass-Diode Aus Abb ist ersichtlich, dass durch die Teilabschattung des Solargenerators zwei relative Maxima bezüglich der Leistung vorhanden sind. Mit Bypass-Diode kann der teilabgeschattete Generator 30W Leistung abgeben. Ohne Bypass-Diode wäre die Leistung auf 16 W begrenzt.

92 3.6 Matchverluste Internes Mismatching Zur technischen Realisierung eines Solargenerators mit vorgegebener Nennspannung und vorgegebenem Nennstrom muss eine entsprechende Anzahl von Solarmodulen in Reihe und parallel geschaltet werden. Abb zeigt zwei prinzipielle Möglichkeiten zur Verschaltung von Solarmodulen, mit n r =Anzahl der Module in Reihe und n p =Anzahl der Module parallel. Verschaltungsart 1 Verschaltungsart 2 Abb Verschaltungsarten für PV-Module Nach Verschaltungsart 1 werden zunächst jeweils n r Zellen in Reihe geschaltetet und die entstandene n p Strings parallelgeschaltet, während nach Verschaltungsart 2 umgekehrt zunächst jeweils n p Zellen parallel geschaltet und die entstandenen n r Parallelschaltungen in Reihe geschaltet werden. Die vom verschalteten Generator abgegebene maximale Leistung P maxg wird immer kleiner als die Summe der Einzelleistungen P maxi sein. Das innere Mismatching (=innere Fehlanpassung) entsteht dadurch, dass die Kennwerte der Einzelzellen durch Fertigungstoleranzen eine gewisse Streuung aufweisen, wodurch die Zellen nicht alle beim gleichen Strom und der gleichen Spannung ihre maximale Leistung abgeben. Das Mismatching kann durch den Schaltungswirkungsgrad s beschrieben werden: s P max G n i1 P max i (3.6.11) Die numerische Bestimmung des Schaltungswirkungsgrades kann mit einem Rechenprogramm durchgeführt werden, das die resultierende Kenn-

93 78 3 Solargenerator linie von Solarmodulen ermittelt, die nach einer der genannten Verschaltungsarten verschaltet sind. Für die Berechnung muss die Kennlinie jeder einzelnen Solarzelle bekannt sein. Die Kennlinie mit Bypass-Diode lässt sich wie folgt beschreiben (vgl. Kapitel Formel (3.6.8)): "Spannung der Bypass-Diode" U ESCd IR pv U T I 0 I ph U D 0.6V return U D if I I ph return 0V if I I ph (3.6.12) I 0A if I 0A U U ESC IR pv U T I 0 I ph Damit ist es möglich, zur weiteren numerischen Berechnung der resultierenden Kennlinien Wertetabellen mit jeder angemessenen Auflösung bzw. Genauigkeit zu erstellen. Mit geeigneten Interpolationsfunktionen lässt sich eine Wertetabelle als Funktion U(I) oder als Umkehrfunktion I(U) beschreiben. Es folgt die resultierende Kennlinie bei Reihenschaltung von n r Kennlinien. Hier werden bei vorgegebenen Stromstärken die zugehörigen Spannungen addiert. n r U () I U () I (3.6.13) res r i1 i Analog ergibt sich die resultierende Kennlinie bei Parallelschaltung von n p Kennlinien. Hier werden bei vorgegebenen Spannungen die zugehörigen Stromstärken addiert n p I ( U) I ( U) (3.6.14) res p i1 i Mit diesen beiden Funktionen lassen sich die resultierenden Kennlinien beliebig großer PV-Generatoren nach Verschaltungsart 1 oder 2 berechnen und daraus die resultierende maximale Leistung ermitteln. Da auch die Summe der Einzelleistungen der verwendeten Solarmodule bekannt ist, lässt sich somit der Schaltungswirkungsgrad s bzw. lassen sich die resultierenden internen Matchverluste bestimmen.

94 3.6 Matchverluste 79 Die numerische Ermittlung des tatsächlichen Schaltungswirkungsgrades s erfordert einen hohen messtechnischen Aufwand [31], [32]. Im Folgenden soll daher näherungsweise der Schaltungswirkungsgrad eines Solargenerators ermittelt werden, von dem lediglich die statistische Streuung der Kennwerte der verwendeten Zellen bekannt ist. Zunächst wurden die Schaltungswirkungsgrade sr bei Reihenschaltung und sp bei Parallelschaltung aller Zellen eines Ensembles berechnet. Dabei wurden die Parameter Füllfaktor FF, Streubreite i der Ströme I pmax und Streubreite u der Spannungen U pmax entsprechend variiert. Abb Schaltungswirkungsgrade bei Reihenschaltung und Parallelschaltung Die relative Streubreite i der Ströme I m (kurz für I pmax ) beträgt Immax Immin i (3.6.15) I m Die relative Streubreite u der Spannungen U m (kurz für U pmax ) beträgt Ummax Ummin u (3.6.16) U m Für die Berechnung wurde eine Gleichverteilung der Kennwerte gewählt, da andere Verteilungen (z.b. Normalverteilung) in allen untersuchten Fällen höhere Schaltungswirkungsgrade lieferten. Es wurde daher angenommen, dass gleichverteilte Solarzellenensembles den niedrigsten Schaltungswirkungsgrad liefern. Der Schaltungswirkungsgrad sr bei Reihenschaltung wird hauptsächlich durch die Streuung der Ströme i verursacht, während die Streuung der Spannungen u bei Parallelschaltung die Hauptursache für die Verringerung des Schaltungswirkungsgrades sp darstellt.

95 80 3 Solargenerator Der Verlauf der Schaltungswirkungsgrade kann nähererungsweise beschrieben werden durch die Funktionen und 2 sr( FF, i) 1 ( FF i) (3.6.17) 2 sp ( FF, u ) 1 ( FF u ) (3.6.18) Es ist bemerkenswert, dass Solarzellen mit kleinen Füllfaktoren bessere Schaltungswirkungsgrade liefern, da üblicherweise ein hoher Füllfaktor als Merkmal einer guten Solarzelle gilt. Im Hinblick auf den Energieertrag ist bei gleichen Kosten pro Peakleistung eine Zelle mit geringem Füllfaktor der mit einem höheren Füllfaktor vorzuziehen, da geringere Verluste durch Fehlanpassung auftreten. Zur weiteren Abschätzung des Schaltungswirkungsgrades eines nach einer der beiden Verschaltungsarten realisierten Solargenerators sei angenommen, dass die Verluste in den verschiedenen Strängen zu einem Gesamt-Schaltungswirkungsgrad zusammengefasst werden können [73]. Der Schaltungs-Wirkungsgrad für einen Solargenerator nach Verschaltungsart 1 ergibt sich näherungsweise zu 1 FF FF (3.6.19) 2 2 s1 (1 ( u (1 )) ) (1 ( i) ) np Entsprechend gilt für Verschaltungsart 2 1 FF FF (3.6.20) 2 2 s2 (1 ( i (1 )) ) (1 ( u) ) nr Fallbeispiel Der Solargenerators einer Dorfstromversorgungsanlage in Diaoulé, Senegal [63] besteht aus 560 Modulen mit einem Füllfaktor FF=0,74, angeordnet nach Verschaltungsart 1 mit n r =28 und n p =20. Die Toleranz der Peakleistung der Module betrug ±10 %. Die Streuung der Leistung wird hauptsächlich durch die Streuung der Ströme verursacht. Somit folgt i =0,2 und u =0,05. Es folgt weiter mit (3.6.19): s1 0,977 (3.6.21) Die inneren Anpassungsverluste im Generator betragen im vorliegenden Beispiel etwa 2,3 %. Dies würde auch zu einem Energie-Ertragsverlust von 2,3% führen. Der Einfluss der Matchverluste auf den Energieertrag ist in Kapitel 6 beschrieben.

96 3.6 Matchverluste 81 Fallbeispiel Die folgenden 5 Solarmodule sollen alternativ entweder alle in Serie oder alle parallel geschaltet werden. In welcher der beiden Konfigurationen ist die höhere Ausbeute zu erwarten? Tabelle Lagerbestand PV-Module Nr. I sc U oc I pmax U pmax P max 1 2,78 A 20,0 V 2,50 A 14,40 V 36,0 W 2 2,50 A 19,5 V 2,25 A 14,00 V 31,5 W 3 2,22 A 19,0 V 2,00 A 13,68 V 27,4 W 4 1,94 A 18,5 V 1,75 A 13,32 V 23,3 W 5 1,67 A 18,0 V 1,50 A 12,96 V 19,5 W a) Grafische Darstellung der Messergebnisse. b) Welche Schaltungswirkungsgrade werden bei Reihenschaltung und bei Parallelschaltung erwartet? c) Welche Schaltungswirkungsgrade treten tatsächlich auf? Lösung zu a). Darstellung der Kennlinien des Lagerbestandes der PV-Module. Abb Kennlinien der unverschalteten PV-Module

97 82 3 Solargenerator Lösung zu b). Zur Abschätzung der Schaltungswirkungsgrade wird die statistische Verteilung der Herstellungstoleranz der PV-Module benötigt. Im vorliegenden Fall kann der mittlere Füllfaktor und die Streubreite aus den Messergebnissen der PV-Module ermittelt werden. Zur weiteren Verarbeitung werden die Messergebnisse aus Tabelle in einer Matrix des PV-Modul-Arrays zusammengefasst: PVA (3.6.22) Aus dieser Matrix lässt sich der resultierende Füllfaktor aus dem Mittelwert der Füllfaktoren berechnen: FF res ( PVA) FF 0 for i 1 zeilen( PVA) PVA i3 FF FF PVA i1 FF FF zeilen( PVA) PVA i4 PVA i2 (3.6.23) Im vorliegenden Fall ergibt sich FF 0,648 (3.6.24) res Zur Abschätzung der Matchverluste werden die statistischen Streuungen der Ströme i und der Spannungen u benötigt. (3.6.25) i ( PVA) I PVA 3 u ( PVA) U PVA 4 n I min I max I m zeilen() I min() I max() I mittelwert() I I max I min i I m n U min U max U m zeilen( U) min( U) max( U) mittelwert( U) U max U min u U m

98 3.6 Matchverluste 83 Im vorliegenden Fall ergibt sich StreubreitederStröme 0,5 Streubreite der Spannungen 0,105 i u (3.6.26) Es folgen die Schaltungswirkungsgrade bei Reihen- bzw. Parallelschaltung: Reihenschaltung : sr ( FFres, i ) 89,5% Parallelschaltung : ( FF, ) 99,5% sp res u (3.6.27) Wenn die vorhandenen Solarmodule frei für eine der beiden Anwendungen eingesetzt werden können, so ist im Hinblick auf die Minimierung der Matchverluste die Parallelschaltung vorzuziehen. Lösung zu c). Bisher wurden die Schaltungswirkungsgrade mit statistischen Größen ermittelt. Da im vorliegenden Fall die Kennlinien aller Module bekannt sind, kann der tatsächliche Schaltungswirkungsgrad numerisch mit höherer Genauigkeit ermittelt werden. Die Kennwerte der PV-Module befinden sich in der Matrix PVA. Zur Berechnung des Kennlinienverlaufs werden die Kennlinienparameter benötigt. Die Kennlinienparameter des PV-Moduls mit der laufenden Nummer k werden mit (3.6.1) berechnet: PVM( PVA k) ESC PVA A PVA V PVA A PVA V k1 k2 k3 k4 (3.6.28) Es folgt die Kennliniengleichung U(I) des PV-Moduls mit der laufenden Nummer k: U PVM ( PVA k I) := (3.6.29) U ESCd I PVM( PVA k) PVM( PVA k) V 1 2 PVM PVA k ( ) A 3 PVM PVA k ( ) A 4 Resultierende Kennlinie bei Reihenschaltung von n PV-Modulen mit Bypass-Dioden: U res ( PVA I) U r 0V for i 1 zeilen( PVA) U r U r U PVM ( PVA i I) (3.6.30) U r

99 84 3 Solargenerator Die folgende Abbildung zeigt die resultierende Kennlinie der 5 in Reihe geschalteten Module: Abb Resultierende Kennlinie bei Reihenschaltung mit Bypass-Diode Für die Berechnung der resultierenden Kennlinie bei Parallelschaltung werden für vorgegebene Spannungen die resultierenden Ströme addiert. Abb Resultierende Kennlinie bei Parallelschaltung mit Rückstrom-Diode

100 3.6 Matchverluste 85 Umkehrfunktion I(U) der Kennlininengleichung mit Begrenzung auf Leerlaufspannung und Kurzschlussstrom. I sc I ph I ESC UR pv U T I 0 I ph U oc U ESC 0A R pv U T I 0 I ph return I sc if U 0V return 0A if U U oc I sc I 1000 "Startwerte" I x 0A U x U ESC I x R pv U T I 0 I ph while U x U (3.6.31) I y I x U y U x I x I x I U x U ESC I x R pv U T I 0 I ph "Lineare Interpolation" I ESC I x I y I x U U x U y U x Kennliniengleichung I(U) des PV-Moduls mit der laufenden Nummer k: I PVM ( PVA k U) := (3.6.32) I ESC UPVM( PVAk) 1 PVM( PVAk) 2 V PVM( PVAk) 3 A PVM( PVAk) 4 A

101 86 3 Solargenerator Resultierende Kennlinie bei Parallelschaltung von n PV-Modulen mit Rückstrom-Sperrdioden: I res ( PVA U) I p 0A for i 1 zeilen( PVA) I p I p I PVM ( PVA i U) (3.6.33) I p Die resultierenden Leistungsverläufe folgen aus den Strom-Spannungs- Kennlinien. Bei Reihenschaltung liegt die Leistungsbeziehung P r (I) vor, bei Parallelschaltung die Beziehung P p (U). P r ( PVA I) IU res ( PVA I) (3.6.34) P p ( PVA U) UI res ( PVA U) (3.6.35) Abb Leistungsverlauf bei Reihen- und Parallelschaltung

102 3.6 Matchverluste 87 Der Schaltungswirkungsgrad beschreibt die resultierende maximale Leistung bezogen auf die Summe der Einzelleistungen der Module. Summe der Einzelleistungen: P max ( PVA) 0W for i 1 zeilen( PVA) PVA APVA V i3 i4 (3.6.36) Im vorliegenden Fall beträgt die Summe der Einzelleistungen Pmax 137, 6 W (3.6.37) Es folgt der Schaltungswirkungsgrad aus der maximalen Leistung des Generators P maxg s P maxg P max P maxg (3.6.38) P max Für die Ermittlung des MPP wird die Leistungsfunktion vollständig durchsucht. MPP bei Reihenschaltung: P mr ( PVA) "Ermittlung des höchsten Kurzschlussstroms" I scmax 0A for i 1 zeilen( PVA) I scmax PVA A if I i1 scmax PVA A i1 "Ermittlung der höchsten Leistung mit Schrittweite 0.1%" I I scmax 0.1% I I P rmax P r ( PVA I) while I I scmax (3.6.39) P rmax I I I P m P r ( PVA I) P rmax P m if P m P rmax

103 88 3 Solargenerator Es ergibt sich bei Reihenschaltung Pmr 120, 4 W (3.6.40) Es folgt der Schaltungswirkungsgrad bei Reihenschaltung: MPP bei Parallelschaltung: 87,5% (3.6.41) sr P mp ( PVA) "Ermittlung der höchsten Leerlaufspannung" U ocmax 0V for i 1 zeilen( PVA) U ocmax PVA V if U i2 ocmax PVA V i2 "Ermittlung der höchsten Leistung mit Schrittweite 0.1%" U U ocmax 0.1% U U P pmax P p ( PVA U) while U U ocmax (3.6.42) P pmax U U U P m P p ( PVA U) P pmax P m if P m P pmax Es ergibt sich bei Parallelschaltung Pmp 136,7 W (3.6.43) Es folgt der Schaltungswirkungsgrad bei Parallelschaltung: 99,4% (3.6.44) sp Es ist typisch für Solarzellen-Verschaltungen, dass bei Parallelschaltung geringere Matchverluste auftreten als bei Reihenschaltung.

104 3.7 Verluste durch Staub-Belag Verluste durch Staub-Belag Bei der Planung von photovoltaischen Stromversorgungsanlagen muss auch die Verringerung der täglichen Energieausbeute durch Staubbelag des Solargenerators berücksichtigt werden. Je nach der regional unterschiedlichen Staubbelastung muss entweder der Solargenerator zum Ausgleich der Verluste überdimensioniert werden oder es müssen regelmäßige Reinigungsintervalle schon bei der Planung des Anlagenbetriebes berücksichtigt werden. Zur quantitativen Bestimmung des Einflusses des Staubes auf die Energieausbeute von photovoltaischen Modulen wurde in Dakar, Senegal in den Jahren 1989 und 1990 ein Langzeitversuch durchgeführt [33]. Die Versuchsdurchführung lässt sich wie folgt skizzieren. Vier PV-Module des gleichen Typs werden auf einem Teststand in gleicher Orientierung zur Sonne installiert. Jedes dieser Module wird zu Beginn des Langzeittestes gereinigt. Anschließend werden drei der Module in unterschiedlichen Intervallen gereinigt (täglich, wöchentlich, monatlich), das vierte nie mehr. Mit einem automatischen Datenerfassungsgerät werden die Kurzschlussströme der vier Module kontinuierlich aufgezeichnet. Ziel des Experiments ist es, die täglichen Energieausbeuten der wöchentlich, monatlich oder nie gereinigten Module im Verhältnis zur Ausbeute des täglich gereinigten Moduls zu ermitteln, das das Referenzmodul darstellt. Die täglichen Energieausbeuten errechnen sich aus den Ganglinien der vier Modul-Kurzschlussströme wie folgt: Referenzmodul, Reinigung täglich W k I ( t) dt 1 sc1 d Reinigung wöchentlich W k I ( t) dt 2 sc2 d Reinigung monatlich W k I ( t) dt 3 sc3 d Reinigung nie W k I ( t) dt ref wo mon nie 4 sc4 d (3.7.1) Die Konstanten k 1 bis k 4 wurden so bestimmt, dass die vier Tagesausbeuten den gleichen Wert ergeben, wenn alle vier Module gereinigt sind. Es folgt für die täglichen relativen Ausbeuten der wöchentlich, monatlich und nie gereinigten Module.

105 90 3 Solargenerator Reinigung wöchentlich Reinigung monatlich Reinigung nie a a wo mon a nie W W wo ref W W W W mon ref nie ref (3.7.2) Abb zeigt die Kurven der relativen Energieausbeuten nach (3.7.2) für Dakar, Senegal im Jahr 1989 für die Reinigungsintervalle wöchentlich, monatlich und nie [33]. Abb Relative Energieausbeuten bei Verstaubung. Dakar, Senegal, 1989 Während der Trockenzeit (November bis Juni) verringert sich die relative Ausbeute des nie gereinigten Moduls von anfangs 100% auf 18% nach 167 Tagen. Die mittlere tägliche Energieausbeute sinkt damit während der Trockenzeit ohne Reinigung nach einer Woche auf 93 % und nach einem Monat auf 74 %. Mindestens eine wöchentliche Reinigung ist nach den vorliegenden Ergebnissen in der Sahelzone zu empfehlen [34], [35], [36]. In Mitteleuropa sind derart gravierende Einbußen durch Staubbelag nicht zu erwarten, weil es keine ausgeprägten Trockenzeiten gibt. In [37]

106 3.7 Verluste durch Staub-Belag 91 wird berichtet, dass ein Solargenerator am Standort Stuttgart nach 6 Monaten ohne Reinigung noch eine relative Energieausbeute von 90 % besaß, nach zwei Jahren noch 86 %. Auch in Mitteleuropa ist daher eine Reinigung pro Jahr zu empfehlen. Die folgende Abbildung zeigt den Versuchsaufbau zur Messung der Verluste durch Staub-Belag in Senegal. Abb Langzeitexperiment zur Verstaubung. Dakar, Senegal 1989 Von jeweils 4 Modulen wurde das Refernz-Modul täglich gereinigt. Für die anderen drei Module galten die Reinigungsintervalle wöchentlich, monatlich, nie. Einmal im Jahr, zu Beginn der Regenzeit, trat eine natürliche Reinigung durch den Regen ein.

107 4 Komponenten von PV-Systemen 4.1 Inselsysteme und Netzeinspeisesysteme Das Lastprofil eines elektrischen Verbrauchers fällt im Allgemeinen nicht mit dem Leistungsprofil eines photovoltaischen Solargenerators zusammen. Insbesondere für die Nutzung der elektrischen Energie während der Nacht ist daher ein Speichersystem vorzusehen. Als Standard- Batteriespeicher haben sich Bleiakkumulatoren durchgesetzt. Das Blockschaltbild eines typischen photovoltaischen Inselsystems mit Batteriespeicher zeigt die folgende Abbildung. Abb Blockschaltbild eines photovoltaischen Inselsystems Der Solargenerator besteht aus einem oder mehreren zusammengeschalteten Solarmodulen. Die Rückstrom-Sperrdiode verhindert die Rückspeisung elektrischer Energie aus der Batterie in den bei Nacht unbeleuchteten Solargenerator [39]. Der Laderegler überwacht den Ladezustand der Batterie und schützt die Batterie vor Überladung und Tiefentladung. Der Wechselrichter wandelt die Gleichspannung der Batterie in eine an den Verbraucher angepasste Wechselspannung. In kleinen Systemen wird häufig auf den Wechselrichter verzichtet und der Verbraucher direkt mit der Batterie- Gleichspannung betrieben. Dies spart Kosten, erfordert jedoch spezielle gleichspannungsgeeignete Verbraucher.

108 94 4 Komponenten von PV-Systemen Wesentlich für einen wirtschaftlichen Betrieb photovoltaischer Systeme ist eine gute Ausnutzung der angebotenen Gleichstrom-Energie. Der Wirkungsgrad der Komponenten ist daher von großer wirtschaftlicher Bedeutung. Eine Sonderstellung nimmt hier der Wechselrichter ein. Abb Blockschaltbild eines photovoltaischen Netzeinspeisesystems Zusätzlich zum Wirkungsgrad ist die Anpass-Genauigkeit eines Wechselrichters von gleicher Wichtigkeit für den Energieertrag. Insbesondere für Netzeinspeisesysteme, wie sie z.b. in Industrieländern wie Europa oder Japan eingesetzt werden, ist daher die Qualität des MPP-Trackings zu beachten (Anpassungsverfahren zum Betrieb des Wechselrichters im Maximum-Power-Point der Generatorkennlinie). 4.2 Batterie Speicherbatterien in photovoltaischen Stromversorgungssystemen bestehen aus elektrochemischen Zellen, in denen elektrische Energie durch eine reversible Umwandlung des Elektrodenmaterials gespeichert und wieder abgegeben werden kann [40], [41]. Die beiden Elektroden der Zelle tauchen in einen gemeinsamen Elektrolyten ein. Im geladenen Zustand bildet sich zwischen den Elektroden eine Differenzspannung aus, die in einem äußeren Stromkreis zur Energiewandlung herangezogen werden kann. Der im Photovoltaikbereich am häufigsten benutzte Batterietyp ist der Bleiakkumulator [38], [42]. Die chemischen Reaktionen an den Elektroden des Bleiakkumulators lauten: Kathode 2 Entladen Pb SO4 PbSO4 2e Laden Anode 2 Entladen PbO2 SO4 4H 2e PbSO4 2H 2O Laden (4.2.1) (4.2.2)

109 4.2 Batterie 95 Elektrolyt HSO 2 4 (4.2.3) Es ist ersichtlich, dass der Elektrolyt an der Reaktion teilhat. Im entladenen Zustand liegt das Sulfat des Elektrolyten als Bleisulfat in den Elektroden vor, wodurch der Elektrolyt verdünnt wird. Die Dichte des Elektrolyten ist folglich ein Maß für den Ladezustand eines Bleiakkumulators. Da die Leerlaufspannung eines Bleiakkumulators von der Dichte des Elektrolyten abhängt, ist auch die Leerlaufspannung ein Maß für den Ladezustand der Batterie. Es kann daher folgendes vereinfachtes Ersatzschaltbild für einen Bleiakkumulator angenommen werden: Abb Einfaches Ersatzschaltbild für einen Bleiakkumulator Die Leerlaufspannung U 0 (Q) ist vom Ladezustand Q der Batterie abhängig. Üblicherweise wird der Ladezustand als Bruchteil der Nennkapazität C N der Batterie angegeben: Q pc mit 0 p 1 (4.2.4) N Anmerkung: Der historisch entstandene Begriff Ladekapazität einer Batterie mit der Einheit Coulomb darf nicht mit der Kapazität eines Kondensators mit der Einheit Farad verwechselt werden. Der Innenwiderstand R ib, bestehend aus R F und R, steht für die ohmschen Verluste, wobei der Faraday-Widerstand R F die Verluste durch die Elektrodenkinetik und R die Leiterbahnverluste darstellt [41]. R se beschreibt Ladungsverluste durch unerwünschte Nebenreaktionen ( Selbst-Entladung ). Die Abhängigkeit des Innenwiderstandes R ib von Ladezustand, Temperatur, Stromstärke und -richtung und Nennkapazität ist in [43] untersucht worden.

110 96 4 Komponenten von PV-Systemen Daraus lässt sich folgende qualitative Strom-Spannungs- Kennlinienschar für einen Bleiakkumulator im stationären Zustand ableiten [44], [45]: Abb Kennlinienschar eines Bleiakkumulators Die zulässige Betriebsspannung einer Batterie liegt zwischen der Ladeschlussspannung U bmax und der Entladeschlussspannung U bmin. Für Bleiakkumulatoren gilt näherungsweise U U Batterie-Nennspannung: bmax bmin 1, 2 U 0,9U Nennspannung einer Zelle: UNZ 2V Nennspannung einer Batterie mit n Zellen: U nu N N. (4.2.5) N NZ (4.2.6) Wird eine Batterie direkt an einen Solargenerator angeschlossen, so können je nach Ladezustand der Batterie die Arbeitspunkte auf der Kennlinie des Solargenerators ebenfalls nur im Bereich zwischen der Ladeschlussspannung U bmax und der Entladeschlussspannung U bmin liegen (gegebenenfalls erhöht um den Spannungsabfall an der Rückstrom- Sperrdiode).

111 4.2 Batterie 97 Fallbeispiel Eine 12V-Batterie mit dem Innenwiderstand 100m wird bei dem Ladezustand p=0,5 direkt an ein PV-Modul mit folgenden Kennlinienparametern angeschlossen: I sc =5,0A, U oc =22,1V, I pmax =4,72A, U pmax =18,0V (4.2.7) a) Batteriekennlinie in Abhängigkeit vom Ladezustand. b) Graphische Darstellung der Solarmodul- und der Batteriekennlinie. c) Anpassungswirkungsgrad bei Direktanschluss der Batterie. Lösung zu a): Unter Annahme eines näherungsweise linearen Zusammenhangs zwischen Leerlaufspannung und Ladezustand im Spannungsbereich U bmin bis U bmax (4.2.5) folgt die Leerlaufspannung der Blei-Batterie. U ( p) U (0,9 p 0,3) (4.2.8) b0 N Es folgt weiter die Batteriekennlinie im Ladebetrieb. U ( I) U I R (4.2.9) b b0 ib Lösung zu b): Mit den Zahlenwerten folgt die aktuelle Leerlaufspannung der Batterie U b0 =12,6 V. Mit dem bekannten Batterie- Innenwiderstand R ib =100m können die Kennlinien dargestellt werden. Abb Arbeitspunkt bei Batterie-Direktanschluss

112 98 4 Komponenten von PV-Systemen Lösung zu c): Bei Direktanschluss der Batterie ergibt sich der gemeinsame Arbeitsstrom I L der beiden Kennlinien (4.2.9) und (A.6.11): U ( I ) U ( I ) (4.2.10) b L ESC L Diese Gleichung lässt sich nicht explizit nach I L auflösen. Durch ein numerisches Iterationsverfahren wurde folgender Arbeitspunkt gefunden: IL 4,9978 A (4.2.11) U 13,1V L Es folgt die von der Batterie aufgenommene Leistung: PL 65,47 W (4.2.12) Die maximale Leistung des PV-Moduls beträgt: Pmax 84,96 W (4.2.13) Somit folgt in diesem Fall der Anpassungswirkungsgrad bei Direktanschluss einer Batterie an ein PV-Modul: PL a 77,1% (4.2.14) P max Bei Direktanschluss einer Batterie ist der maximale Ladestrom auf den Kurzschlussstrom des PV-Moduls begrenzt. Durch einen elektronischen Tiefsetzsteller, der die höhere MPP-Spannung auf die niedrigere Batteriespannung umsetzt, kann der Ladestrom auch größer werden als der Kurzschlussstrom und dadurch mehr Leistung genutzt werden. Die Wirtschaftlichkeit einer Batterie in einem PV-System hängt von Anschaffungspreis, Lebensdauer und Wirkungsgrad der Batterie ab. Zur Abschätzung der erwarteten Lebensdauer einer Batterie [46] muss ihre Zyklenfestigkeit Z bekannt sein. Zur Bestimmung der Zyklenfestigkeit können die Normen für ortsfeste Batterien [49] herangezogen werden. Die Zyklenfestigkeit Z ist definiert als die Anzahl der vollständigen Lade-Entladezyklen, die eine Batterie durchlaufen kann, bis die aktuelle Kapazität C nur noch 80% der Nennkapazität C N beträgt [49]. Der Kapazi-

113 4.2 Batterie 99 tätsverlust ist auf teilweise irreversible Veränderungen der Elektroden und dadurch bedingtem Verlust von aktiver Elektrodenmasse zurückzuführen [41]. Die täglichen Lade-Entladezyklen einer Batterie in einem PV-System sind keine vollständigen Zyklen im Sinne der Zyklenfestigkeit sondern nur Teilzyklen, da die Nennkapazität C N einer Batterie in einem PV-System üblicherweise so dimensioniert ist, dass im täglichen Mittel nur der Bruchteil Q d beansprucht wird, Q d D C (4.2.15) N wobei die mittlere tägliche Entladetiefe D im Bereich 0 D 1 (4.2.16) liegt. Für mittlere tägliche Entladetiefen D>0,1 wird von Batterieherstellern folgende Näherungsbeziehung zwischen der Teilzyklenfestigkeit Z T und der Zyklenfestigkeit Z einer Batterie angegeben [50], [51]: Z T Z (4.2.17) D Die Zyklenfestigkeit von Bleiakkumulatoren für PV-Systeme liegt je nach Typ im Bereich Z= [41], [50]. Jeden Tag durchläuft die Batterie einen Teilzyklus. Die Teilzyklenfestigkeit Z T gibt daher näherungsweise den Erwartungswert der Batterielebensdauer in Tagen an. In Kapitel 5 wird als Planungswert eine mittlere tägliche Entladetiefe D=1/3 empfohlen. Es können damit ca. 900 bis 3600 Teilzyklen (=Betriebstage) erwartet werden, entsprechend einer Lebensdauer von ca. 2,5 bis 10 Jahren. Diese Erwartungswerte gelten allerdings nur dann, wenn die Batterie unter den vom Hersteller empfohlenen Bedingungen betrieben wird [52], [53]. Das bedeutet vor allem regelmäßige Wartung (Nachfüllen von destilliertem Wasser), Betrieb nur im zulässigen Spannungsbereich und ein ausreichend dimensionierter Solargenerator (vgl. Kapitel 5), damit die Batterie regelmäßig wieder vollgeladen und einer irreversiblen Sulfatierung der Elektroden vorgebeugt wird.

114 100 4 Komponenten von PV-Systemen Neben der Lebensdauer ist der mittlere energetische Wirkungsgrad bat der Batterie wesentlich für die Wirtschaftlichkeit der Batterie in einem PV- System. Der mittlere energetische Wirkungsgrad bat ist definiert als Quotient der einer Batterie über einen längeren Zeitraum T (der mehrere Lade- Entladezyklen enthält) zugeführten und wieder entnommenen elektrischen Energie: mit und bat T T ( I ) I ( t) U ( t) dt e b b b ( I ) I ( t) U ( t) dt l b b b 1für Ib 0(Entladen) e( Ib) 0fürIb 0 1für Ib 0(Laden) l( Ib) 0fürIb 0 (4.2.18) (4.2.19) (4.2.20) Die Energiewirkungsgrade von Bleiakkumulatoren liegen nach [50] im Bereich 0,8 bat 0,95 (4.2.21) Neben den Spannungsabfällen am Innenwiderstand der Batterie geht auch die Selbstentladung der Batterie in den Energiewirkungsgrad ein. Die Selbstentladung von Bleiakkumulatoren für PV-Systeme liegt zwischen 2 und 15% der Nennkapazität C N pro Monat [41], [50]. Es ist ersichtlich, dass die Verluste durch Selbstentladung proportional zur Batteriekapazität sind. Aufgrund des linearen Zusammenhangs werden bei dreifacher Batteriekapazität auch die dreifachen Verluste durch Selbstentladung auftreten. Um die erhöhten Energieverluste einer überdimensionierten Batterie zu kompensieren, muss ein größerer PV-Generator beschafft werden. Die wirtschaftlichen Nachteile einer überdimensionierten Batterie müssen abgewogen werden gegenüber den Ansprüchen an Versorgungssicherheit. Dies wird in Kapitel 5 vertiefend behandelt.

115 4.3 Laderegler Laderegler Die Hauptaufgabe eines Ladereglers in einem PV-System besteht im Schutz der Batterie vor vorzeitiger Zerstörung durch Überladen oder Tiefentladen. Das Maß für das Erreichen der Ladegrenzen sind die vom Batteriehersteller vorgegebenen Lade- bzw. Entladeschlussspannungen. Es gibt zwei Typen von Ladereglern: Serienregler und Parallelregler. Abb Prinzipschaltbild Serienregler Die aktuelle Batteriespannung wird von einer Steuerelektronik überwacht. Als Überladeschutz wird im Serienregler bei Erreichen der Ladeschlussspannung der Schalter S 1 (der mit dem Solargenerator in Serie geschaltet ist) geöffnet und der Solargenerator von der Batterie getrennt. Beim Unterschreiten einer definierten Schwelle wird der Solargenerator wieder zugeschaltet. Zweckmäßigerweise wird die Rückstrom-Sperrdiode im Laderegler integriert. Entsprechend funktioniert der Tiefentladeschutz: Bei Erreichen der Entladeschlussspannung wird zum Lastabwurf Schalter S 2 geöffnet. Nach einer gewissen Ladezeit wird eine definierte Spannungsschwelle überschritten und die Steuerelektronik schaltet den Verbraucher wieder zu. Abb Prinzipschaltbild Parallelregler Beim Parallelregler wird zum Trennen des Solargenerators von der Batterie bei Erreichen der Ladeschlussspannung der Solargenerator kurzgeschlossen (der Schalter S 1 liegt parallel zum Solargenerator).

116 102 4 Komponenten von PV-Systemen Bei diesem Reglertyp ist die Integration der Rückstrom-Sperrdiode im Regler zwingend notwendig, um beim Kurzschluss des Solargenerators einen gleichzeitigen Kurzschluss der Batterie zu vermeiden. Ein Solargenerator kann ohne thermische Probleme beliebig lang kurzgeschlossen werden, da der Kurzschlussstrom von der Bestrahlungsstärke abhängt und damit begrenzt ist. Der Tiefentladeschutz des Parallelreglers ist wie beim Serienregler ausgeführt. Die Schalter S 1 werden in beiden Reglertypen üblicherweise als Leistungstransistoren ausgeführt. Die Ausführung als Parallelregler wird häufig gewählt, da die durch den Spannungsabfall längs des Schalters S 1 im Serienregler während des Ladebetriebes entstehenden Leistungsverluste im Parallelregler vermieden werden. In den beiden angegebenen Prinzipschaltbildern für Laderegler wird die Batterie direkt an den Solargenerator angeschlossen. Die Solargeneratorspannung ist gleich der um den Spannungsabfall der Sperrdiode erhöhten aktuellen Betriebsspannung der Batterie. Es kann daher der in Kapitel 4.2 ermittelte Anpassungswirkungsgrad erwartet werden. Es ist allerdings möglich, durch zusätzliche elektronische Bauteile eine Leistungsanpassung nach dem Prinzip der Gleichstromsteller [54], [55], [56] durchzuführen. Dadurch können Anpassungswirkungsgrade nahe a =1 erreicht werden. Der wirtschaftliche Nutzen einer Leistungsanpassung (MPP-Tracking) kann dadurch quantifiziert werden, dass die notwendige Peakleistung P pk ohne MPP-Tracking und dem daraus folgenden Anpassungswirkungsgrad a0 größer sein muss als die Peakleistung P pkm mit MPP-Tracking und dem Anpassungswirkungsgrad am, um einen geforderten Energiebedarf bereitzustellen. P P (4.3.1) pk 0 a0 pkm am Bei MPP-Tracking kann also ein um P kleinerer Solargenerator beschafft werden, bei gleichem Netto-Energienutzen wie ohne MPP- Tracking: P P (4.3.2) a0 pk 0 (1 ) am Der Einsatz von MPP-Tracking ist dann wirtschaftlich, wenn die zusätzlichen Kosten für das MPP-Tracking durch die Kostenersparnis bei der Beschaffung des kleineren Solargenerators kompensiert werden.

117 4.3 Laderegler 103 Fallbeispiel Anforderungen an einen Laderegler für 12V-Batterien: - Überladeschutz - Tiefentladeschutz - Geringe Eigenbedarfsleistung - Verpolschutz für Batterieanschluss - Sicherung für Batterie - Verpolschutz für Solargeneratoranschluss - Keine Sicherung für Solargenerator - Kein Versorgungsausfall bei Ausfall der Regelelektronik - LED-Zustandsanzeigen Anmerkung zur Forderung keine Sicherung für Solargenerator : Für Solarzellen stellt der Kurzschluss keine Gefahr dar. Der Kurzschlussstrom der Solarzelle ist begrenzt. Eine Sicherung verursacht Verluste und Störanfälligkeit ohne Nutzen für den Betrieb. Abb Schaltbild eines Serienreglers Der Verpolschutz für den Solargenerator ist durch die Rückstrom- Sperrdiode gegeben. Als Verpolschutz für die Batterie wurde eine Gleichrichterschaltung gewählt, die den Tiefentladeschutz betätigt und so den Verbraucher von der Batterie trennt.

118 104 4 Komponenten von PV-Systemen 4.4 Wechselrichter Wechselrichter dienen der Anpassung der PV-Generator- oder Batterie- Gleichspannung an die Nenn-Wechselspannung der Verbraucher. Die Funktionsprinzipien der verschiedenen Wechselrichtertypen (Rechteck-, Trapez-, Sinuswechselrichter) sind in der Literatur angegeben ([54], [41], [59]). Wesentlich für den wirtschaftlichen Betrieb eines Wechselrichters ist sein Wirkungsgrad in Abhängigkeit von der Ausgangsleistung. Die Leistungsbilanz eines Wechselrichters kann näherungsweise beschrieben werden durch Pe Peb kpa Pa, (4.4.1) mit der Eingangsleistung P e, der Ausgangsleistung P a, der Eigenbedarfsleistung P eb sowie den ausgangsleistungsabhängigen Verlusten k P a. Mit der Definition des Wechselrichter-Wirkungsgrades P a wr (4.4.2) Pe folgt mit (4.4.1) wr 1 Peb (4.4.3) 1k p P N wobei die Ausgangsleistung P a durch den Nutzungsgrad p und der Wechselrichter-Nennleistung P N angegeben ist: Pa 0 p 1 (4.4.4) P N Abb zeigt die typischen Wirkungsgradverläufe zweier unterschiedlicher Wechselrichter in Abhängigkeit von der Ausgangsleistung:

119 4.4 Wechselrichter 105 Abb Wechselrichter-Wirkungsgrad Da der Wirkungsgrad des Wechselrichters bei Nennleistung P N nur beschränkt Rückschlüsse auf das Teillastverhalten zulässt, wird in den Datenblättern der Wechselrichter häufig neben dem Wirkungsgrad 100 bei Nennleistung (P a =P N ) auch der Wirkungsgrad 10 bei 10% der Nennleistung (P a =0,1P N ) angegeben. Mit diesen Angaben lässt sich die Eigenbedarfsleistung P eb und der Faktor k für die leistungsproportionalen Verluste gemäß (4.4.1) berechnen: und P eb PN 1 1 ( ) 9 (4.4.5) k (4.4.6) In Energie-Ertragsberechnungen wird ein mittlerer Wechselrichter- Wirkungsgrad benötigt, der mit einer Häufigkeitsverteilung gewichtet wird, wie er durch die lokale Einstrahlungsstatistik vorgegeben ist. Zur Beschreibung mitteleuropäischer Einstrahlungsverhältnisse wurde ein Euro-Wirkungsgrad des Wechselrichters definiert, der folgende Gewichtungsfaktoren enthält: 0, 03 0, 06 0,13 0,1 0, 48 0, 2 (4.4.7) EUR Durch den Euro-Wirkungsgrad ist ein Vergleich von Wechselrichtern über den gesamten typischerweise auftretenden Arbeitsbereich möglich.

120 106 4 Komponenten von PV-Systemen Fallbeispiel Leuchtstofflampen werden mit Wechselspannung betrieben. Zum Betrieb einer Leuchtstofflampe mit einer 12V-Gleichspannungsversorgung muss ein kleiner Wechselrichter, ein sogenanntes Vorschaltgerät verwandt werden. Die folgende Abbildung zeigt die funktionsfähige Schaltung eines Demonstrationsmodells für einen Rechteck-Wechselrichter. Der Rechteck-Wechselrichter besteht aus einem Leistungsteil mit MOSFET-Transistoren (T2 und T4 n-kanal, T1 und T3 p-kanal) in Brückenschaltung und einer Steuerelektronik. Die Steuerelektronik enthält einen Rechteckoszillator (aufgebaut mit dem Timer-IC NE 555) und zwei Invertierer-Stufen. Zu beachten ist die Gate-Ansteuerung der Schalttransistoren zur Erzeugung einer Austastlücke. Mit einem zusätzlichen Transformator (230V/12V) kann die gewünschte Ausgangsspannung erreicht werden. Die angegebene Schaltung funktioniert mit 12V Gleichspannung. Abb Vorschaltgerät für Leuchtstofflampen

121 4.4 Wechselrichter 107 Für die spezielle Anwendung des Kleinwechselrichters als Vorschaltgerät für Leuchtstofflampen zum Betrieb an einer 12V-Batterie können höhere Frequenzen als die Netzfrequenz 50Hz oder 60Hz angewandt werden (khz-bereich), was zu kleineren Bauformen der verwendbaren Transformatoren führt (Hochfrequenz-Transformatoren). Der Wirkungsgradverlauf dieses Kleinwechselrichters entspricht der Beziehung (4.4.3). Die Eigenbedarfsleistung P eb wird von der Steuerelektronik aufgenommen. Verluste in den Leistungstransistoren und den Schutzdioden treten auf, wenn Ausgangsleistung P a abgegeben wird. Mit den in der folgenden Tabelle angegebenen Bauteilen kann das Wechselrichtermodell aufgebaut werden. Die Frequenz (bestimmt durch C2, R5 und R6) ist auf ca. 60 Hz eingestellt. Tabelle Bauteile-Liste für ein Wechselrichter-Demonstrationsmodell Bauelement Typ C1 470 F C2 0,1 F D1, D2,D3,D4 1N4148 D5 1N5404 D6, D7, D8, D9 1N4148 R1, R2, R3, R4 820 k R5 2,2 k R6 120 k R7, R8 47 k T1, T3 BUZ 271 oder vergleichbar (p-kanal ) T2, T4 BUZ 20 oder vergleichbar (n-kanal ) IC 1 NE 555 (Timer ) IC 2 LM 324 (Operationsverstärker) Transformator 230V/12V

122 108 4 Komponenten von PV-Systemen Fallbeispiel Die fortschreitende Ausbreitung des Wüstengebietes der Sahara in das Sahelgebiet hat in den achtziger Jahren des zwanzigsten Jahrhunderts zur Gründung eines zwischenstaatlichen Komitees zur Bekämpfung der Trockenheit im Sahel geführt. Das Comité Inter-Etats de Lutte contre la Sécheresse dans le Sahel (CILSS) hat als Maßnahme zur Versorgung der Bevölkerung mit Trinkwasser ein Programme Régional Solaire (PRS) initiiert, das in den Ländern Burkina Faso, Gambia, Guinea-Bissau, Kap Verde, Mali, Mauretanien, Niger, Senegal und Tschad die Verbreitung photovoltaisch betriebene Trinkwasserpumpen einführte. An die im CILSS-Projekt zugelassenen Komponenten wurden hohe Anforderungen an die Betriebssicherheit und Funktionsqualität gestellt. Abb Pumpstation mit Tauchpumpe Bei der Dimensionierung der Pumpanlage ist der tägliche Wasserbedarf die Zielgröße der Dimensionierung. Der elektrische Energiebedarf folgt aus der Wassermenge und der Förderhöhe des Wassers. Für weitergehende Betrachtungen sei auf die Literatur verwiesen. Der Wechselrichter für Trinkwasserpumpen der Abbildung besitzt neben einer Steuereinheit zum MPP-Tracking auch eine Überwachungseinheit zur Überprüfung der Pumpenfunktion. Da ein Pumpenmotor bei Betrieb der Pumpe im Trockenen zerstört werden kann, ist ein Trockenlaufschutz für den automatischen Betrieb in abgelegenen Regionen zwingend notwendig.

123 Abb Wechselrichter für Trinkwasserpumpen 4.4 Wechselrichter 109

124 110 4 Komponenten von PV-Systemen 4.5 Verbraucher Elektrische Verbraucher in Solarsystemen unterscheiden sich nicht grundsätzlich von Standardverbrauchern für Netzversorgung. Es ist allerdings auf gute Wirkungsgrade zu achten, da die Kosten pro Kilowattstunde eines PV-Systems hoch sind. So sind bei wirtschaftlichen Vergleichen von Lampen beispielsweise die Kosten pro Lumenstunde eine sinnvolle Vergleichsgröße. Bei Lichtausbeuten von 10 bis 20 lm/w für Glühlampen und 40 bis 80 lm/w für Leuchtstofflampen [60] wird sich im Vergleich die Leuchtstofflampe als die wirtschaftlichere erweisen. Da Leuchtstofflampen mit Wechselspannung betrieben werden, müssen in photovoltaischen Systemen ohne Wechselrichter spezielle Vorschaltgeräte eingesetzt werden. Mangelhafte elektronische Vorschaltgeräte verkürzen die Lebensdauer der Leuchtstofflampe erheblich. Zur Abschätzung der Lebensdauer einer Kombination Vorschaltgerät-Leuchtstofflampe sind Dauertests geeignet [61]. Folgende Anforderungen werden an ein praxisgerechtes 12V-Vorschaltgerät gestellt: - Wirkungsgrad besser als 80% - Lichtausbeute besser als 25 lm/w - Zulässige Betriebsspannung 10 bis 15 V - Unempfindlich gegenüber Verpolung - Keine Selbstzerstörung bei Betrieb ohne Lampe - Kurzschlussfest - Keine Funkstörungen (besonders Mittel- und Kurzwellenbereich) - Lange Lebensdauer (mindestens 5000 Betriebsstunden) Werden Radios und Fernsehgeräte in Systemen ohne Wechselrichter betrieben, so ist zu beachten, dass die Nennspannung der Geräte der Systemspannung entspricht. Geräte für Nenn-Gleichspannungen 12 V und 24 V sind im Handel erhältlich. Radios mit kleineren Nennspannungen können über Spannungsadapter angeschlossen werden. Nach Licht, Radio und Fernsehen ist der Betrieb eines Kühlschrankes die wichtigste Anwendung in einem photovoltaischen System [62]. Die Herstellerangaben bezüglich Energieverbrauch pro Tag sind ein Maß für die thermische Isolation. Der diesen Angaben zugrundegelegte tägliche Wechsel des Kühlgutes bezieht sich auf durchschnittliche Haushaltsanforderungen. Bei gewerblicher Nutzung (z.b. für gekühlte Getränke in einem Restaurant) ist ein wesentlich größerer Durchsatz an zu kühlender Masse zu berücksichtigen und damit ein höherer Energieverbrauch zu erwarten. In diesen Fällen ist der Energiebedarf experimentell zu ermitteln.

125 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen 5.1 Dimensionierung des Solargenerators Grundlage der Dimensionierung ist das tägliche Strahlungsangebot der Sonne am vorgesehenen Einsatzort der PV-Anlage. Üblicherweise liegen Strahlungsstatistiken für die Globalstrahlung G (kurz: tägliche Einstrahlung) vor, die aus der sich im Tagesverlauf (Sonnenaufgang SA bis Sonnenuntergang SU) ändernden Bestrahlungsstärke E(t) hervorgeht: SU G E() t dt (5.1.1) SA Das Jahresmittel der täglichen Globalstrahlung liegt in Deutschland bei etwa GA=3 kwh/m² und erreicht in äquatornahen Regionen bis GA=7 kwh/m². Die elektrische Energie, die ein Solarmodul während eines Tages abgeben kann beträgt bei optimaler Anpassung W () el Pmax t dt d (5.1.2) oder mit (3.5.3) Ppk Wel E() t rel () t dt (5.1.3) E d 0 Der relative Wirkungsgrad rel ist während des Tagesverlaufs nicht konstant, sondern schwankt typisch zwischen 0,8 und 0,9.

126 112 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Die folgende Abbildung zeigt den Verlauf des relativen Wirkungsgrades (3.5.6) für kristalline und amorphe Silizium-Zellen. Abb Verlauf des relativen Wirkungsgrades Der höhere relative Wirkungsgrad der Dünnschichtzellen rührt unter Anderem auch von den kleineren Temperaturkoeffizienten her. Für die weitere Berechnung wird folgender mittlere tägliche relative Wirkungsgrad angenommen: rel d () t E() t dt rel d Etdt () (5.1.4) Eine andere Bezeichnung für rel ist Performance Ratio PR 0 Mit der Häufigkeitsverteilung mitteleuropäischer Einstrahlungswerte, wie sie zur Bestimmung des Euro-Wirkungsgrades von Wechselrichtern (4.4.7) herangezogen wird, ergibt sich für kristalline Silizium-Zellen [93] relcsi PR0 csi 0,84. (5.1.5) Für amorphe Siliziumzellen folgt durch den kleineren Temperaturkoeffizient ein größerer Wert: relasi PR0 asi 0,92. (5.1.6)

127 5.2 Dimensionierung der Batterie 113 Aus (5.1.3) mit (5.1.4) und (5.1.1) folgt für die Peakleistung P pk die ein Solargenerator besitzen muss, um die elektrische Energie W el an einem Tag mit der Globalstrahlung G zu liefern. P pk E0 W G PR el 0 (5.1.7) Üblicherweise durchläuft die vom Solargenerator abgegebene elektrische Energie eine Kette von Systemkomponenten, die der Speicherung, der Anpassung und dem Schutz des Systems dienen. Jede dieser Komponenten weist im Realfall Verluste auf, die durch ihren energetischen Wirkungsgrad beschrieben werden können. Abb Energiefluss in einem PV-System Da letztlich der tägliche Energiebedarf W d des Anwenders die Zielgröße bei der Dimensionierung des Generators ist, folgt für das Beispiel der Abbildung aus der Beziehung (5.1.7) P pk E0 Wd GPR 0 lr bat wr (5.1.8) Weitere zu berücksichtigende Wirkungsgrade sind der Schaltungswirkungsgrad s (3.6.11), die mittleren täglichen Verluste durch Staubbelag (Kapitel 3.7) und der Anpassungswirkungsgrad a (Kapitel 4). Allgemein folgt mit (5.1.8) P pk E0 W G PR 0 d (5.1.9) wobei die i alle zu berücksichtigenden Teilwirkungsgrade darstellen. Der Ausdruck i i PR PR0 i (5.1.10) i beschreibt die Performance-Ratio der PV-Anlage.

128 114 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen 5.2 Dimensionierung der Batterie Das durch den Tagesgang der Sonneneinstrahlung bestimmte Angebotsprofil P m (t) deckt sich im Allgemeinen nicht mit dem Lastprofil des Verbrauchers. Insbesondere wird gerade für Beleuchtungsanwendungen die elektrische Energie nachts gebraucht. Ein Energiespeicher ist daher unumgänglich. Unter der Annahme, dass die elektrische Energie vor allem nachts benötigt wird, muss die Energiekapazität W bat einer als Energiespeicher genutzten Batterie mindestens so groß sein, dass der Energiebedarf des Verbrauchers pro Tag W d vollständig aus der Batterie gedeckt werden kann. Zur Verbesserung der Verfügbarkeit des Systems wird die Batterie um den Autonomiefaktor A F vergrößert (vgl. Kapitel 5.5). Wbat AF Wd (5.2.1) Eine Batterie, deren Kapazität um den Faktor A F größer ist als die tägliche Energieentnahme W d wird täglich auf die Entladetiefe D entladen: 1 (5.2.2) D AF Daraus folgt mit (4.2.17) die Teilzyklenfestigkeit Z T, die den Erwartungswert für die Lebensdauer der Batterie in Tagen darstellt Z A Z. (5.2.3) T F Im Vorgriff auf Kapitel 5.5 wird für PV-Systeme mit durchschnittlichen Ansprüchen an die Systemverfügbarkeit der Autonomiefaktor A F =3 (5.2.4) empfohlen. Aus (5.2.1) folgt für die Kapazität C N der Batterie: C A W F d N (5.2.5) U N Der Begriff Autonomiefaktor rührt daher, dass ein PV-System mit anfangs vollgeladener Batterie über eine Dauer von A F Tagen den Betrieb des Verbrauchers aufrecht erhalten kann, ohne dass die Batterie nachgeladen werden muss. Dies ist gedacht zur Überbrückung von Tagen mit wetterbedingter geringer Sonneneinstrahlung. Da aber selbst an schlechten Tagen die Batterie geringfügig nachgeladen wird, kann tatsächlich eine längere Schlechtwetterperiode als A Tage überbrückt werden.

129 5.3 Definition der Systemverfügbarkeit Definition der Systemverfügbarkeit Die Beziehung (5.1.6) ermöglicht die Berechnung der Peakleistung P pk eines Solargenerators, der bei der täglichen Einstrahlung G die elektrische Energie W el liefert. Unter der Annahme, dass der tägliche Energiebedarf W el über längere Zeit näherungsweise konstant ist, kann mit einer zunächst willkürlich gewählten täglichen Dimensionierungs-Einstrahlung G dim die zugehörige Peakleistung P pk berechnet werden. Die täglichen Einstrahlungswerte G unterliegen einer jahreszeitlich- und wetterbedingten statistischen Schwankung. Für den Fall, dass ein täglicher Einstrahlungswert G größer oder gleich der Dimensionierungs- Einstrahlung G dim ist, wird der tägliche Energiebedarf voll gedeckt: die Verfügbarkeit beträgt an diesen Tagen 100 %. An Tagen, an denen die tägliche Einstrahlung G geringer ist als die Dimensionierungs-Einstrahlung G dim, kann der Energiebedarf nicht voll gedeckt werden: das PV-System ist nur teilweise verfügbar. Dies gilt unter der Annahme, dass der Batteriespeicher nur die Energie genau eines Tages aufnehmen kann und daher keine Energiereserven aus vorhergehenden Tagen mitnutzen kann. Es kann daher die tägliche Verfügbarkeit a definiert werden als das Verhältnis zwischen tatsächlich gelieferter Energie und Energiebedarf. Mit (5.1.6) folgt dann: 1 für G G dim agg (, dim) G für G G dim Gdim (5.3.1) Der Mittelwert aller täglichen Verfügbarkeiten a i über den Dimensionierungszeitraum von n Tagen (z.b. ein ganzes Jahr oder nur bestimmte Jahreszeiten) ist definiert als die mittlere Verfügbarkeit a des PV-Systems während dieses Zeitraumes, bedingt durch die Einstrahlungsstatistik. n 1 ag ( ) a( G, G ) (5.3.2) dim n i 1 i i dim Liegt eine statistisch repräsentative Zeitreihe G i vor, so kann mit Hilfe von (5.3.1) und (5.3.2) für jede Dimensionierungs-Einstrahlung G dim die zugehörige erwartete mittlere Verfügbarkeit berechnet werden.

130 116 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Häufig liegen statt der Zeitreihe nur statistische Angaben wie Mittelwert der Einstrahlung G und zugehörige Standardabweichung vor. Bei bekannter Verteilungsfunktion für die Wahrscheinlichkeitsdichte f(g) der täglichen Einstrahlung G kann dann der Erwartungswert der mittleren Verfügbarkeit wie folgt berechnet werden. Für die Wahrscheinlichkeitsdichte f(g) der täglichen Einstrahlungen gilt aus physikalischen Gründen f( g 0) 0 (5.3.3) Die Wahrscheinlichkeit p für das Ereignis, dass eine gegebene tägliche Einstrahlung in das Intervall [G, G+dG] fällt, ist gegeben durch p f( G) dg (5.3.4) Der Anteil am Erwartungswert der mittleren Verfügbarkeit a beträgt dann da( G ) a( G, G ) p (5.3.5) dim Daraus folgt für die mittlere Verfügbarkeit a mit (5.3.3) und (5.3.4) oder mit (5.3.1) dim 0 dim dim ag ( ) agg (, ) f( G) dg (5.3.6) Gdim G a( Gdim) f ( G) dg f ( G) dg G 0 dim (5.3.7) Gdim Unter tropischen Bedingungen kann die Verteilung der Einstrahlung während eines Jahres gut durch die Normalverteilung beschrieben werden. Die Normalverteilung in normierter Form lautet: 2 x ( ) 2 1 f( x) e (5.3.8) 2 Mit der Substitution: G G x (5.3.9)

131 5.3 Definition der Systemverfügbarkeit 117 Mittelwert der Einstrahlung (Kurzform: Mittlere Einstrahlung) Standardabweichung: 1 n Gi n i 1 G (5.3.10) 1 ( ) (5.3.11) n Gi ng n 1 i1 Es folgt aus (5.3.8) bis (5.3.11) in (5.3.7) Gdim G 2 2 x x ( ) ( ) 2 2 x G 1 1 ag ( dim) e dx e dx G 2 2 (5.3.12) G dim Gdim G Beziehung (5.3.12) lässt sich numerisch auswerten. Die numerische Auswertung wurde beispielhaft für die folgenden Strahlungsstatistiken aus den Philippinen (1985) und Senegal (1988) durchgeführt: Philippinen GA=4,59 kwh/m 2 Senegal GA=5,68 kwh/m 2 =1,47 kwh/m 2 =1,16 kwh/m 2 Abb Mittlere Verfügbarkeit in Abhängigkeit von G dim Die Abbildung zeigt sowohl die mit (5.3.12) berechneten Erwartungswerte der mittleren Verfügbarkeiten (durchgezogene Linien) als auch die mit (5.3.2) aus der bekannten Zeitreihe G i der täglichen Einstrahlungen berechneten mittleren Verfügbarkeiten (Punkte).

132 118 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen 5.4 Verfügbarkeit als Zielgröße der Dimensionierung Zu Beginn des Kapitels 5.3 wurde festgestellt, dass zur Berechnung der Peakleistung P pk eines Solargenerators die der Berechnung zugrundegelegten Dimensionierungs-Einstrahlung G dim zunächst frei gewählt werden kann. Mit Gleichung (5.3.12) ist es anschließend möglich, die aus einer gewählten Dimensionierungs-Einstrahlung G dim resultierende Konsequenz für die mittlere Verfügbarkeit zu berechnen. Üblicherweise sollte in umgekehrter Reihenfolge vorgegangen werden: Zunächst wird festgelegt, welche mittlere Verfügbarkeit ein PV-System besitzen soll und anschließend die sich daraus ergebende Dimensionierungs-Einstrahlung ermittelt. Mit Hilfe numerischer Iterationsverfahren läßt sich aus (5.3.12) iterativ die Umkehrfunktion G dim ( a )berechnen. Im Folgenden soll eine Näherung für die Umkehrfunktion G dim ( a ) durch die Linearisierung der Funktion a (G dim ) in der Umgebung der mittleren Einstrahlung G hergeleitet werden. Mit den Definitionen und z 0 2 x ( ) 2 1 ( z) e dx 2 (5.4.1) z 0 2 x ( ) 2 x L( z) e dx (5.4.2) 2 kann die Beziehung (5.3.12) vereinfacht werden.die Funktionen (z) und L(z) sind im Anhang tabelliert. ag 1 dim ( dim) L( ) L( ) 2 Gdim Gdim dim G G G G G G G G G dim ( ) ( 1) ( ) Gdim (5.4.3) Mit den Grenzwerten 1 lim ( z) (5.4.4) z 2

133 5.4 Verfügbarkeit als Zielgröße der Dimensionierung 119 und 1 lim Lz ( ) (5.4.5) z 2 kann (5.4.3) für Werte z>2,7 weiter vereinfacht werden. Damit folgt näherungsweise die mittlere Verfügbarkeit: 1 dim ( dim) L( ) 2 Gdim 2 Gdim ag dim dim ( 1) ( ) dim G G G G 2G G G G (5.4.6) Für den Sonderfall, dass als Dimensionierungs-Einstrahlung die mittlere Einstrahlung gewählt wird, ergibt sich aus (5.4.6) 1 ag ( ) 1 (5.4.7) 2 G Die Umkehrfunktion kann mit dem Linearisierungsansatz da( G) ag ( dim) ag ( ) ( Gdim G) (5.4.8) dg dim näherungsweise wie folgt ermittelt werden. Mit (5.4.6) und (5.4.7) folgt: 1 G ag ( dim) 1 ( )( G 2 dim G) (5.4.9) G 2 G 2 2 Es folgt näherungsweise die optimale Dimensionierungs-Einstrahlung: a 1 G 2 Gdim( a) G(1 ) (5.4.10) 1 2 G 2

134 120 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Der Anwender einer PV-Anlage kann somit die gewünschte Verfügbarkeit als Kriterium für die Dimensionierung des PV-Generators vorgeben. Mit den Einstrahlungsstatistiken der Beispiele aus Abbildung Philippinen GA=4,59 kwh/m 2 Senegal GA=5,68 kwh/m 2 =1,47 kwh/m 2 =1,16 kwh/m 2 folgt für die Dimensionierungs-Einstrahlung G dim in den beiden Ländern bei einer geforderten Verfügbarkeit von beispielsweise 90%: Philippinen G dim =4,24 kwh/m 2 Senegal G dim =5,93 kwh/m 2 Je höher die geforderte mittlere Verfügbarkeit, umso geringer die sich daraus ergebende Dimensionierungs-Einstrahlung. Eine geringe Dimensionierungs-Einstrahlung führt nach (5.1.9) zu einem großen Solargenerator. Die geforderte mittlere Verfügbarkeit hat also eine direkte Auswirkung auf die Investitionskosten und damit auf die Wirtschaftlichkeit der PV- Anlage. 5.5 Einfluss der Batteriegröße auf die Verfügbarkeit Die bisherige Betrachtung der mittleren Verfügbarkeit ging immer von dem ungünstigen Fall aus, dass der Energiespeicher des PV-Systems nur die Energie genau eines Tagesbedarfes speichern kann. Eingestrahlte Überschussenergien gingen ungenutzt verloren. Eine größere Batterie kann hier teilweise Überschussenergien für Tage speichern, an denen die Einstrahlung G allein nicht ausreicht, um den Energiebedarf für diesen Tag zu decken. Im Folgenden soll die Auswirkung der Vergrößerung der Batteriekapazität um den Autonomiefaktor A F auf die mittlere Verfügbarkeit untersucht werden (zur Definition des Begriffs Autonomiefaktor vgl. Kapitel 5.2). Per Definition gilt, dass der tägliche Energiebedarf W d des Verbrauchers genau dann gedeckt ist, wenn die tägliche Einstrahlung gleich der Dimensionierungs-Einstrahlung G dim ist. Wd k G (5.5.1) Die maximale Energie, die die Batterie mit dem Autonomiefaktor A F speichern können muss, beträgt dann: dim Wmax kgdim AF (5.5.2)

135 5.5 Einfluss der Batteriegröße auf die Verfügbarkeit 121 Es folgt für die tägliche Energie, die dem PV-System durch die Einstrahlung G i zugeführt wird: W i k G (5.5.3) i Der konstante Faktor k lässt sich mit (5.1.9) ermitteln. Allerdings ist der Absolutwert von k unerheblich, da die Ermittlung der mittleren Verfügbarkeit durch Quotientenbildung geschieht. Zur Vereinfachung wird daher die mittlere Verfügbarkeit a (G dim,a F ) mit den auf k normierten Energien w ermittelt: Normierungsbeziehung: W w (5.5.4) k Es folgen die normierten Größen: wver G (5.5.5) dim wmax Gdim AF (5.5.6) w i G (5.5.7) i Beispielhaft wurde mit Strahlungsstatistiken der Klimaregionen Philippinen und Senegal die mittlere Verfügbarkeit in Abhängigkeit vom Autonomiefaktor der Batterie für ein ein ganzes Jahr berechnet. Der Algorithmus zur Berechnung der mittleren Verfügbarkeit a m (G dim,a F ) in Abhängigkeit von der Dimensionierungs-Einstrahlung G dim und dem Autonomiefaktor A F ist im folgenden Flussdiagramm auf der nächsten Seite dargestellt:

136 122 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Abb Mittlere Verfügbarkeit in Abhängigkeit vom Autonomiefaktor A F Mit dem Autonomiefaktor A F =1 liefert der Algorithmus nach Abb die gleichen mittleren Verfügbarkeiten wie in Beziehung (5.3.12) angegeben.

137 5.5 Einfluss der Batteriegröße auf die Verfügbarkeit 123 Die folgende Abb zeigt die mit dem Algorithmus nach Abb berechneten mittleren Verfügbarkeiten für die Klimaregionen Philippinen und Senegal unter Anwendung der Strahlungsstatistiken, die auch bei Abb verwandt wurden. Der Autonomiefaktor für die Speicherbatterie wurde im Bereich A F =1...7 variiert. Abb Mittlere Verfügbarkeit in Abhängigkeit vom Autonomiefaktor A F Durch den Einsatz einer größeren Batterie kann im jeweiligen Dimensionierungsbereich um G dim =GA eine signifikante Verbesserung der mittleren Verfügbarkeit erreicht werden. Der größte Zuwachs tritt beim Sprung von A F =1 auf A F =2 auf. Für A F >3 ändert sich die mittlere Verfügbarkeit nur noch geringfügig. Für sehr große Autonomiefaktoren ( der mittleren Verfügbarkeit dem folgenden Grenzwert: AF ) nähert sich der Verlauf 1 für G limag ( dim, AF ) G A für G Gdim dim dim G G (5.5.8) Eine mittlere Verfügbarkeit 1 a ist also grundsätzlich nur dann erreichbar, wenn die Dimensionierungs-Einstrahlung G dim kleiner oder höchstens gleich der mittleren Einstrahlung G im betrachteten Zeitraum gewählt wird.

138 124 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Wie groß der Autonomiefaktor A F gewählt werden muss, um eine gewünschte mittlere Verfügbarkeit a 1 zu erreichen, wenn als Dimensionierungs-Einstrahlung G dim =GA gewählt wurde, zeigt die folgende Abb.5.5.3, wiederum am Beispiel der Klimaregionen Senegal und Philippinen. Abb Mittlere Verfügbarkeit bei Dimensionierung mit GA Die Batteriekapazität (und damit die Investitionskosten für die Batterie) sind proportional zum Autonomiefaktor A F. Eine Batterie mit großem Autonomiefaktor birgt die Gefahr einer Lebensdauerverkürzung, da die Batterie nur noch selten voll geladen werden kann. Für die Praxis werden daher Autonomiefaktoren von standardmäßig A F =3 bis höchstens A F =6 empfohlen. Um auch mit einer Batterie der Größe A F =3 eine mittlere Verfügbarkeit a 1 zu erreichen, muss die Dimensionierungs-Einstrahlung G dim entsprechend geringer angesetzt werden, was zu einer Überdimensionierung des Solargenerators um den Faktor g führt: GA g (5.5.9) G dim Die folgende Abb zeigt die erwartete mittlere Verfügbarkeit in Abhängigkeit vom Überdimensionierungsfaktor g (bezogen auf die Dimensionierung mit der mittleren Einstrahlung) Die Generatorgröße und damit die Investitionskosten sind direkt proportional zum Faktor g.

139 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 125 Abb Mittlere Verfügbarkeit bei Überdimensionierung Abb zeigt die Verhältnisse am Beispiel der Klimaregion Philippinen. Für Senegal ergeben sich ähnliche Verläufe. Überdimensionierungen des Solargenerators um mehr als das Doppelte bewirken keine nennenswerte Verbesserung der Verfügbarkeit. 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen Bei der Auswahl der Komponeneten für unterschiedliche Anwendungen müssen die unterschiedlichen Bedürfnisse und Möglichkeiten der Anwender bezüglich Investitionskosten, Komfort, Versorgungssicherheit, elektrische Geräte usw. berücksichtigt werden. Die qualifizierte Beratung der Menschen ist besonders dann wichtig, wenn z.b. in bisher nicht elektrifizierten Gegenden die Menschen erstmalig elektrische Geräte nutzen können. In Projekten zur ländlichen Elektrifizierung ist daher die interdisziplinäre Zusammenarbeit von technischen Fachleuten und Soziologen eine notwendige Voraussetzung für den Erfolg der Projekte. Die folgenden ausgewählten Anwendungen gehen immer zunächst vom täglichen Energiebedarf aus. Da die Frage wieviele Kilowattstunden benötigen Sie täglich nur von den wenigsten Menschen korrekt beantwortet werden kann, muss der Energiebedarf anders ermittelt werden.

140 126 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Solare Heimsysteme Solare Heim-Systeme (Solar-Home-Systems, SHS) sind Standardsysteme zur Versorgung von Familien mit elektrischem Strom für Licht, Radio und Fernsehen in nichtelektrifizierten ländlichen Regionen von äquatornahen Ländern. Der Komfort, den solare Heimsysteme bieten, stellt für die Menschen dieser Regionen häufig einen wichtigen Anschluss an die Modernität dar. Empfehlung für die Dimensionierung eines Solar-Home-Systems. 1. Ermittlung des täglichen Energiebedarfs der Anwender W d. 2. Berechnung der Batterie-Kapazität: C A W F d N (5.6.1) U N Empfohlener Autonomiefaktor für SHS: A F =3 Batterie-Nennspannung: U N 3. Überprüfung der erreichbaren Verfügbarkeit bei Dimensionierung mit dem Jahresmittel der Einstrahlung (G dim =GA). 4. Wird die Verfügbarkeit besser als 90% erreicht? Wenn ja, dann G dim =GA wählen. Wenn nein, dann Gdim G( a 90%) zur Dimensionierung heranziehen. 5. Berechnung der optimalen Peakleistung P pkopt des PV-Generators. 6. Realisierung der Peakleistung P pk mit handelsüblichen Komponenten. 7. Überprüfung der sich aus der Realisierung ergebenden Verfügbarkeit. Die realisierbare Peakleistung P pk wird von der optimalen Peakleistung P pkopt abweichen, da in der Praxis nur ganzzahlige Vielfache der Modul- Peakleistungen P pkmod realisierbar sind. Die daraus resultierende mittlere Verfügbarkeit lässt sich unter der Annahme einer effektiven Dimensionierungs-Einstrahlung G eff ermitteln, die genau zu der gewählten Peakleistung P pk führt. Verfügbarkeitsbetrachtungen für den realen Solargenerator können dann mit der effektiven Dimensionierungs-Einstrahlung G eff durchgeführt werden. Zwischen Peakleistung und Dimensionierungs-Einstrahlung besteht ein linearer Zusammenhang: G P pkopt eff Gdim (5.6.2) Ppk Die Verfügbarkeit einer gewählten Dimensionierung ist somit bekannt.

141 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 127 Fallbeispiel Ein ländlicher Haushalt auf den Philippinen soll photovoltaisch mit elektrischer Energie versorgt werden. Abb Solar Home System auf den Philippinen Auf den Philippinen herrschen folgende klimatische Bedingungen: Jahresmittel der täglichen Einstrahlung GA = 4,59 kwh/m 2 ( ) Standardabweichung = 1,47 kwh/m 2 ( ) Die Realisierung der Anlage soll mit den folgenden Anlagen- Komponenten durchgeführt werden. Tabelle Technische Daten der Anlagenkomponenten Gegenstand Eigenschaft PV-Modul Peakleistung P pkmod = 80W Batterie Nennspannung U N = 12V Autonomiefaktor A F = 3 Ladewirkungsgrad bat = 0,8 Laderegler Wirkungsgrad lr = 0,95 MPP- a = 0,95 Anpassungsgenauigkeit

142 128 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen 1. Tages-Energiebedarf Der tägliche Gesamt-Energiebedarf folgt aus der Summe des täglichen Energiebedarfs jedes vorgesehenen elektrischen Anwendungsgerätes. Die folgende Tabelle beschreibt den Grundbedarf an elektrischen Anwendungs-Geräten eines ländlichen Haushalts auf den Philippen: Tabelle Täglicher elektrischer Energiebedarf der Anwender eines SHS Gegenstand Stück Leistung Betriebszeit Energiebedarf Leuchtstofflampe 2 18 W 4 h 144 Wh Leuchtstofflampe 2 11 W 2 h 44 Wh Ventilator 1 12 W 8 h 96 Wh Radio 1 6 W 8 h 48 Wh Fernsehgerät 1 26 W 4 h 104 Wh Tages-Energiebedarf W d = 436 Wh 2. Batteriekapazität Die Batterie soll den Energiebedarf für A F =3 Tage speichern können. Es folgt damit aus (5.6.1) die Nennkapazität der 12V-Batterie: C A W F d N ( ) U N oder C 109 Ah ( ) N Eine Standard-Batterie mit einer Nennkapazität von 100Ah stellt eine praxisgerechte Realisierung dar. 3. Verfügbarkeit bei Dimensionierung mit GA Aus (5.4.7) folgt unter philippinischen Klima-Bedingungen bei der Dimensionierung des Solargenerators mit dem Jahresmittel der Einstrahlung G dim =GA die mittlere Verfügbarkeit: oder 1 aga (, ) 1 ( ) 2 GA aga (, ) 87% ( ) 4. Dimensionierungseinstrahlung für Verfügbarkeit 90% Die zu erwartende mittlere Verfügbarkeit liegt nur gering unter dem geforderten Mindestwert von 90%. Die Berechnung der Peakleistung für ein SHS mit dem Jahresmittel G dim =GA ist daher für die Klimaregion der Philippinen zulässig.

143 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 129 Um Fehlerfortpflanzung bei der Beurteilung der Verfügbarkeit zu vermeiden, soll der angepasste Einstrahlungswert G dim für die Dimensionierung verwandt werden, der zu einer statistischen Verfügbarkeit von a soll =90% führt. Mit (5.4.10) folgt somit für die Dimensionierungseinstrahlung: asoll 1 GA 2 Gdim( asoll ) GA(1 ) 1 2 GA 2 ( ) G kwh ( a ) 4,25 ( ) m oder dim soll 2 5. Optimale Peakleistung Für die Berechnung der Peakleistung müssen im vorliegenden Fall die folgenden 3 Wirkungsgrade berücksichtigt werden: - Der Anpassungswirkungsgrad a bedingt durch die MPP-Regelgenauigkeit des Ladereglers - Der Laderegler-Wirkungsgrad lr - Der Ladewirkungsgrad bat der Batterie Damit folgt für die optimale Peakleistung P pkopt aus (5.1.9) Es ergibt sich P pkopt E0 Wd G PR dim 0cSi a lr bat Ppkopt (5.6.7) 169,2 W (5.6.8) 6. Realisierte Peakleistung Für die Realisierung des Solargenerators stehen PV-Module mit einer Modul-Peakleistung P pkmod =80W zur Verfügung. Im vorliegenden Fall werden 2 Module gewählt. Es folgt die realisierte Peakleistung: Ppk 160W (5.6.9)

144 130 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen 7. Realisierte Verfügbarkeit Diese im Vergleich zu P pkopt geringere Leistung wäre mit der folgenden effektiven Dimensionierungseinstrahlung nach (5.6.2) erreicht worden: oder G G P pkopt eff Gdim ( ) Ppk eff kwh 4, 49 ( ) 2 m Zur Berechnung der sich jetzt einstellenden Verfügbarkeit muss die Beziehung (5.4.6) ausgewertet werden. Zunächst werden die statistischen Verteilungsfunktionen bestimmt. Mit dem Argument Geff GA z 0,066 (5.6.11) folgen die Funktionswerte (z) und L(z) aus den Tabellen im Anhang A.8.4. und Tabelle A.8.2: (z) = 0,0279 (5.6.12) Tabelle A.8.3: L(z) = 0,0010 (5.6.13) Somit lässt sich (5.4.6) auswerten. 1 ag ( eff ) L( z) 2 G 2 G eff eff GA GA ( 1) ( z) 2G G eff eff (5.6.14) Die sich jetzt einstellende mittlere Verfügbarkeit beträgt: ag ( eff ) 88% (5.6.15) Die gewählte Realisierung entspricht im Wesentlichen den Anforderungen.

145 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen Dorfstromversorgungsanlagen Solare Dorfstromversorgungsanlagen werden in nichtelektrifizierten Regionen von äquatornahen Ländern gebaut, um die Dorfbevölkerung über Inselnetze mit der landesüblichen Niederspannung zu versorgen (z.b. 230 V/50 Hz). Der Vorteil gegenüber solaren Heimsystemen besteht für die Benutzer darin, dass handelsübliche Elektrogeräte benutzt werden können (Leuchtstofflampen, Radio, Fernsehen, Kühlschränke usw.), vorausgesetzt, dass die Leistungsaufnahme der Geräte die vom Versorgungsunternehmen gesetzte Grenze nicht übersteigen. Die mittlere Verfügbarkeit muss für den Großteil der Dorfbevölkerung auch nicht größer als bei einem solaren Heimsystem sein, denn es können dieselben Ersatzenergien (Kerzen, Gasleuchten usw.) wie bei den Benutzern von solaren Heimsystemen bei Stromausfällen bereitstehen. Allerdings befinden sich in jedem Dorf Einrichtungen mit einem höheren Bedarf an Versorgungssicherheit, z.b. Krankenstationen mit Geburtsstationen oder öffentliche Straßenbeleuchtung. Zur Versorgung dieser Sondereinrichtungen können separate Stromkreise eingerichtet werden, die je nach zugeordneter Prioritätsstufe in Abhängigkeit vom Entladezustand der Batterie selektiv zu- bzw. abgeschaltet werden. Es ist damit möglich, die Empfehlungen zur Dimensionierung von solaren Heimsystemen aus Kapitel auch für Dorfstromversorgungsanlagen zu übernehmen und zusätzlich für einen Teil der Verbraucher eine höhere mittlere Verfügbarkeit sicherzustellen. Fallbeispiel Für das Dorf Diaoulé in Senegal (Region Fatick) mit 1200 Einwohnern wurde 1987 eine zentrale Dorfstromversorgungsanlage geplant. Durch eine sozio-ökonomische Vorstudie und Beratung vor Ort konnte der zu erwartende Energiebedarf geschätzt werden. Die Information der Dorfbewohner über das geplante technische Projekt und seine Auswirkungen auf das tägliche Leben im Dorf ist eine wichtige Voraussetzung für die Akzeptanz der Anlage. In Senegal herrschen folgende klimatische Bedingungen: Jahresmittel der täglichen Einstrahlung GA = 5,68 kwh/m 2 ( ) Standardabweichung = 1,16 kwh/m 2 ( ) Mit Hilfe der Soziologen konnte der Energiebedarf ermittelt werden. Es wurde festgestellt, dass durchschnittlich 6 Personen in einem Haushalt wohnen. Der Energiebedarf der 200 Haushalte wurde auf durchschnittlich 300 Wh pro Haushalt und Tag geschätzt.

146 132 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Abb Dorfstromversorgungsanlage Diaoulé, Senegal Es ergab sich ein Tages-Energiebedarf von Wd 60kWh (5.6.17) Die Realisierung der Anlage soll mit den folgenden Anlagen- Komponenten durchgeführt werden. Tabelle Technische Daten der Anlagenkomponenten Gegenstand Eigenschaft PV-Modul Peakleistung Nennspannung P pkmod U mod = 38W = 12V Batterie Nennspannung U N = 300V Autonomiefaktor A F = 3 Ladewirkungsgrad bat = 0,8 Laderegler Wirkungsgrad lr = 0,95 MPP- a = 0,98 Anpassungsgenauigkeit Wechselrichter Nennleistung Netzspannung Netzfrequenz Mittlerer Wirkungsgrad P wr U AC f N wr = 20kW = 220V = 50Hz = 95% Versorgungsnetz Übertragungsverluste net = 95%

147 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 133 Mit dem täglichen Energiebedarf W d =60kWh folgt die Nennkapazität der Batterie mit dem Autonomiefaktor A F =3 und der Batteriespannung U N =300V. CN 600 Ah (5.6.18) Die Batterie wurde mit 150 Zellen (Zellenspannung 2V, Kapazität 690Ah) in Reihenschaltung realisiert. Abb Batterie der Dorfstromversorgungsanlage Diaoulé, Senegal In Senegal wird mit der Dimensionierungseinstrahlung G dim =GA die mittlere Verfügbarkeit aga ( ) 92% (5.6.19) erreicht. Die Anlage wird daher mit dem Jahresmittel der Einstrahlung dimensioniert.

148 134 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Für die Berechnung der Peakleistung müssen im vorliegenden Fall die folgenden 5 Wirkungsgrade berücksichtigt werden: - Anpassungswirkungsgrad a (MPP-Regelung durch Laderegler) - Ladewirkungsgrad bat der Batterie - Laderegler-Wirkungsgrad lr - Wechselrichter-Wirkungsgrad wr - Übertragungsverluste im Netz net Damit folgt die optimale Peakleistung P pkopt mit (5.1.9) P pkopt E0 Wd G PR dim 0cSi a bat lr wr net. (5.6.20) Es ergibt sich Ppkopt 18,7 kw. (5.6.21) Für die Realisierung des Solargenerators stehen PV-Module mit einer Modul-Peakleistung P pkmod =38W zur Verfügung. Im vorliegenden Fall wurden 20 Modulgruppen mit je 28 Modulen in Reihe geschaltet. Summe: 560 Module. Es ergibt sich Ppk 21,3 kw. (5.6.22) Diese im Vergleich zu P pkopt höhere Leistung wäre mit einer geringeren effektiven Dimensionierungseinstrahlung nach (5.6.2) erreicht worden: G eff kwh 4,99, (5.6.23) 2 m wodurch sich die jetzt einstellende mittlere Verfügbarkeit noch zusätzlich verbessert. Die realisierte mittlere Verfügbarkeit beträgt: ag ( eff ) 96%. (5.6.24)

149 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen Medizin-Kühlschrank Medizinkühlschränke werden in äquatornahen Ländern eingesetzt, um kühlungsbedürftige Medikamente und Impfstoffe im zulässigen Temperaturbereich zu halten. Sie stehen stellvertretend für Anlagen mit höchsten Ansprüchen an die mittlere Verfügbarkeit [64]. Mit Wirtschaftlichkeitsargumenten lassen sich Zugeständnisse bei der mittleren Verfügbarkeit nicht begründen, da sich die Konsequenz aus der Anwendung eines unwirksam gewordenen Impfstoffes aus ethischen Gründen nicht rechtfertigen lässt. Trotzdem dürfen die Kosten des photovoltaisch betriebenen Medizinkühlschrankes nicht außer acht gelassen werden, da unnötig hohe Kosten das Geld für andere sinnvolle Maßnahmen blockieren. Es können somit die Dimensionierungsvorschriften für Solare Heimsysteme (SHS) aus Kapitel übernommen werden, mit folgenden Modifikationen: GA Medizin-Kühlschrank Gdim 2. (5.6.25) Autonomiefaktor der Batterie A 6 F Sowohl die Peakleistung als auch die Batteriegröße wird gegenüber dem SHS verdoppelt. Unter tropischen Bedingungen wird mit diesen Dimensionierungs-Kenngrößen eine mittlere Verfügbarkeit nahe 1 erreicht. Anmerkung: Verfügbarkeiten a 1 sind für alle technischen Systeme nur asymptotisch erreichbar. Fallbeispiel Eine Krankenstation in Senegal soll photovoltaisch mit elektrischer Energie versorgt werden. In Senegal herrschen folgende klimatische Bedingungen: Jahresmittel der täglichen Einstrahlung GA = 5,68 kwh/m 2 ( ) Standardabweichung = 1,16 kwh/m 2 ( ) Die Dimensionierung der Anlage soll mit den folgenden Anlagen- Komponenten nach der in Kapitel für SHS empfohlenen Methode durchgeführt werden. Da nicht für alle Anlagenteile der gleiche hohe Bedarf an Verfügbarkeit besteht, kann zur zusätzlichen Erhöhung der Teilverfügbarkeit des Medizin-Kühlschrankes in den Laderegler ein selektiver Lastabwurf integriert werden. Dadurch ist es möglich, die nicht-prioritären

150 136 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Anlagenteile schon bei einer höheren Vor-Entladeschlussspannung von der Batterie zu trennen und damit eine höhere Energiereserve nur dem Medizin-Kühlschrank zur Verfügung zu stellen. Tabelle Technische Daten der Anlagenkomponenten Gegenstand Eigenschaft PV-Modul Peakleistung Nennspannung P pkmod U mod = 60W = 12V Batterie Nennspannung U N = 24V Autonomiefaktor A F = 6 Ladewirkungsgrad bat = 0,8 Laderegler Wirkungsgrad lr = 0,95 MPP- a = 0,95 Anpassungsgenauigkeit Der tägliche Gesamt-Energiebedarf der Krankenstation ist in Tabelle dargestellt. Zu beachten ist die Berechnung des Energiebedarfs für den Kühlschrank. Der Kühlschrank soll täglich ohne Unterbrechnung das zu kühlende Gut in einem bestimmten Temperaturbereich halten. Tabelle Täglicher elektrischer Energiebedarf der Krankenstation Gegenstand Stück Leistung Betriebszeit Energiebedarf Leuchtstofflampe 4 18 W 6 h 432 Wh Leuchtstofflampe 4 11 W 8 h 352 Wh Ventilator 1 12 W 8 h 96 Wh Radio 1 6 W 8 h 48 Wh Fernsehgerät 1 26 W 6 h 156 Wh Kühlschrank 1 60 W 7,2 h 432 Wh für Impfstoffe und Medikamente Relative Laufzeit des Kompressors: 30% Tages-Energiebedarf W d = 1516 Wh Die Batterie soll den Energiebedarf für A F =6 Tage speichern können. Es folgt damit aus (5.6.1) mit (5.6.25) die Nennkapazität der 24V-Batterie: CN 379 Ah (5.6.27) Eine 24V-Batterie mit einer Nennkapazität von 400Ah stellt eine praxisgerechte Realisierung dar.

151 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 137 Der Solargenerator wird mit der Einstrahlung oder G GA Gdim ( ) 2 2,84 kwh ( ) m dim 2 dimensioniert. Es ergibt sich unter Berücksichtigung aller Teil- Wirkungsgrade aus (5.1.9) Ppkopt 880,2 W. (5.6.29) Für die Realisierung des Solargenerators stehen PV-Module mit einer Modul-Peakleistung P pkmod =60W zur Verfügung. Da die Nennspannung der Module (Bezugsspannung für Batterie-Direktanschluss) im vorliegenden Fall 12 V beträgt, müssen für einen Batterie-Direktanschluss 2 Module in Reihe geschaltet werden. Der Solargenerator muss mit einem geradzahligen Vielfachen der Modul-Peakleistung realisiert werden. Im vorliegenden Fall werden 16 Module gewählt. Ppk 960 W. (5.6.30) Diese im Vergleich zu P pkopt höhere Leistung wäre mit einer geringeren effektiven Dimensionierungseinstrahlung nach (5.6.2) erreicht worden: G eff kwh 2,6, ( ) 2 m Die realisierte mittlere Verfügbarkeit beträgt jetzt: ag ( eff ) 99,9%. ( ) Mit der gewählten Dimensionierungseinstrahlung wurde der PV- Generator bewusst um den Faktor 2 überdimensioniert. Unter tropischen Bedingungen wird mit dieser Dimensionierung eine mittlere Verfügbarkeit nahe 1 erreicht. Anmerkung: Verfügbarkeiten gleich 1 sind für alle technischen Systeme nur asymptotisch erreichbar. Die PV-Anlage wurde nach den hohen Ansprüche medizinischer Einrichtungen in angemessener Weise realisiert.

152 138 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Die folgenden Abbildungen zeigen die realisierte PV-Anlage der Krankenstation mit Batterie-Raum. Abb PV-Generator für Krankenstation mit Medizin-Kühlschrank Die 16 PV-Module sind in 8 parallele Strings à 2 Module verschaltet. Abb Batterieraum für Krankenstation mit Medizin-Kühlschrank Die 12V-Batterien sind in parallele Gruppen zu je zwei in Reihe geschalteten Batterien verschaltet.

153 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen Wochenendhaus Anlagen mit wöchentlichem Verbrauchs-Zyklus. Bei der Dimensionierung der bisherigen photovoltaischen Stromversorgungsanlagen wurde immer davon ausgegangen, dass ein konstanter täglicher Energiebedarf besteht. Dies ist nicht immer der Fall. Ein typisches Beispiel ist die Elektrifizierung von abgelegenen Wochenend- oder Gartenhäusern, die nur ein oder zwei Tage in der Woche (am Wochenende) genutzt werden. Als Grundlage für die Dimensionierung kann hier der mittlere tägliche Energiebedarf während sieben aufeinanderfolgender Tage einer Woche angesetzt werden, wobei n die Anzahl der Nutzungstage pro Woche bezeichnet: W w n Wd (5.6.32) 7 Der Autonomiefaktor für die Batterie wird auf A (5.6.33) F gesetzt, bezogen auf den mittleren wöchentlichen Tages-Enegiebedarf W w. Die mittlere Verfügbarkeit wird wie bei einem solaren Heimsystem angesetzt: a 90% (5.6.34) Wochenendhäuser werden häufig nur zu bestimmten Jahreszeiten, z.b. im Sommer oder im Winter genutzt. Als Dimensionierungs-Einstrahlung kann hier der partielle Mittelwert über den genutzten Zeitraum herangezogen werden. Üblicherweise liegen Jahresstatistiken über Monatsmittelwerte der täglichen Einstrahlung vor. (Im Anhang sind weitere Jahresstatistiken für einige Städte der Erde angegeben). Die unterschiedliche Anzahl von Tagen pro Monat N m bedingt die Anwendung gewichteter Monatsmittelwerte zur Ermittlung der n Teil- Mittelwerte für die partielle Nutzungsdauer.

154 140 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Unter der Voraussetzung, dass jeder effektive Monatsmittelwert GM eff für genau ein zwölftel Jahr gelten soll, folgt der effektive Monatsmittelwert: GM eff 12 GM Nm (5.6.35) 365 Für einen begrenzten Jahreszeitraum folgt somit die partielle mittlere Einstrahlung. G part 1 n GMeffi (5.6.36) n i 1 Fallbeispiel Für ein Gartenhaus in Berlin soll eine PV-Anlage zur hauptsächlichen Nutzung am Wochenende mit einer mittleren Verfügbarkeit von 90% geplant werden. Die PV-Module sollen horizontal auf einem Flachdach installiert werden. Zur Dimensionierung der Anlage sollen die Mittelwerte der Tagessummen der täglichen Einstrahlung aus Anhang A.1. herangezogen werden. Für Berlin gelten die folgenden Werte: Tabelle Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez DEU Deutschland Berlin 52,52 13,40 2,86 1,81 0,75 1,32 2,29 3,91 5,05 5,26 4,80 4,61 3,06 1,65 0,94 0,59 Die Einheit von Mittelwert und Standardabweichung ist kwh/m 2

155 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 141 Berechnungsschema für partielle Mittelwerte (Beispiel: Berlin) Tabelle Strahlungsstatististik der Tagessummen der Globalstrahlung Monat N m GM GM eff G som G win Januar 31 0,75 0,76 0,76 Februar 28 1,32 1,22 1,22 März 31 2,29 2,33 2,33 April 30 3,91 3,86 3,86 Mai 31 5,05 5,15 5,15 Juni 30 5,26 5,19 5,19 Juli 31 4,80 4,89 4,89 August 31 4,61 4,70 4,70 September 30 3,06 3,02 3,02 Oktober 31 1,65 1,68 1,68 November 30 0,94 0,93 0,93 Dezember 31 0,59 0,60 0,60 Jahressumme Mittelwert 2,86 2,86 4,47 1,25 der Tagessummen Standardabweichung 1,81 0,86 0,65 Die Einheit von Mittelwert, Standardabweichung und Jahressumme ist kwh/m 2 Die Anlage soll mit folgenden Komponenten realisiert werden: Tabelle Technische Daten der Anlagenkomponenten Gegenstand Eigenschaft PV-Modul Peakleistung P pkmod = 80W Batterie Nennspannung U N = 12V Autonomiefaktor A F = 7 Ladewirkungsgrad bat = 0,8 Laderegler Wirkungsgrad lr = 0,95 MPP- a = 0,95 Anpassungsgenauigkeit

156 142 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Der elektrische Energiebedarf ergibt sich aus folgender Tabelle: Tabelle Täglicher elektrischer Energiebedarf des Gartenhauses Gegenstand Stück Leistung Betriebszeit Energiebedarf Leuchtstofflampe 1 11 W 3 h 33 Wh Klein-Fernsehgerät 1 15 W 2 h 30 Wh Radio 1 10 W 4 h 40 Wh Wasserpumpe 1 15 W 3 h 45 Wh Kühlschrank 1 60 W 7,2 h 432 Wh Relative Laufzeit des Kompressors: 30% Tages-Energiebedarf W d = 580 Wh Nutzung pro Woche: 2 Tage Mittlerer wöchentlicher Tages-Energiebedarf W w = 166 Wh Die Batterie soll den mittleren wöchentlichen Tages-Energiebedarf W w für A F =7 Tage speichern können. Es folgt damit aus (5.6.1) die Nennkapazität der 12V-Batterie: C N AF Ww 97 Ah (5.6.37) U N Eine Standard-Batterie mit einer Nennkapazität von 100Ah stellt eine praxisgerechte Realisierung dar. Eine noch seltenere mittlere Nutzung als einmal wöchentlich, z.b. einmal monatlich, würde zu sehr großen Autonomiefaktoren für die Batterie führen. Die damit verbundenen Nachteile für die Lebensdauer der Batterie sind in Kapitel 5.2 beschrieben. Eine solche Betriebsweise ist aus wirtschaftlichen Erwägungen nicht zu empfehlen. Für die Dimensionierung des Solargenerators sollen die folgenden Fälle unterschieden werden: a) Nutzung der Anlage das ganze Jahr b) Nutzung der Anlage nur im Sommer

157 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 143 Lösung zu a). Aus der Strahlungsstatistik für Berlin (Tab ) wurde die Tabelle der effektiven Monatsmittelwerte (Tab.5.6.7) fürs ganze Jahr erstellt und zusätzlich die Strahlungsverhältnisse der Jahreszeiträume Sommer und Winter unterschieden. Es ergeben sich folgende Werte:: Jahresmittel der täglichen Einstrahlung GA = 2,86 kwh/m 2 (5.6.38) Standardabweichung A = 1,81 kwh/m 2 (5.6.39) Sommermittel der täglichen Einstrahlung G som = 4,47 kwh/m 2 (5.6.40) Standardabweichung som = 0,86 kwh/m 2 (5.6.41) Bei der Dimensionierung mit den Mittelwerten über den jeweiligen Nutzungszeiträumen ergeben sich die folgenden mittleren Verfügbarkeiten (5.4.7): 1 ag (, ) 1 (5.6.42) 2 G Mittlere Verfügbarkeit im ganzen Jahr aga (, A) 75% (5.6.43) Mittlere Verfügbarkeit im Sommer ag (, ) 92% (5.6.44) som som Da für das ganze Jahr eine mittlere Verfügbarkeit von a soll = 90% angestrebt ist, muss zur Dimensionierung eine angepasste Dimensionierungseinstrahlung herangezogen werden (5.4.10): G dim A asoll 1 GA 2 GA(1 ) 1 A 2 GA 2 (5.6.45)

158 144 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Im vorliegenden Fall ergibt sich mit a soll = 90% G 1,10 kwh (5.6.46) m dim 2 Es folgt die optimale Generatorgröße mit (5.1.9) P pkopt E0 Ww G PR (5.6.47) dim 0cSi Mit den drei Teilwirkungsgraden aus Tabelle a =0,95, bat =0,8 und lr =0,95 und dem mittleren wöchentlichen Tagesenergiebedarf W w =166 Wh folgt mit der Dimensionierungseinstrahlung G dim : Ppkopt i i 249 W (5.6.48) Zur Realisierung stehen 80W-Module zur Verfügung. P pkmod = 80W (5.6.49) Im vorliegenden Fall werden 3 Module gewählt, wodurch sich eine reale Peakleistung unterhalb des optimalen Wertes ergibt. P pk = 240W (5.6.50) Diese Peakleistung wäre mit der effektiven Dimensionierungseinstrahlung G eff genau erreicht worden (5.6.2). G P pkopt eff Gdim oder eff 2 Ppk m G kwh 1,14 (5.6.51) Mit (5.4.6) folgt somit die sich mit der realisierten Peakleistung einstellende mittlere Verfügbarkeit. Zunächst werden die Verteilungsfunktionen bestimmt. Mit dem Argument Geff GA z 0,951 ( ) A folgen die Funktionswerte (z) und L(z) aus den Tabellen im Anhang A.8.4. und Tabelle A.8.2: (z) = 0,3289 ( ) Tabelle A.8.3: L(z) = 0,1449 ( )

159 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 145 Somit lässt sich (5.4.6) auswerten. 1 A A a L( z) 2 G 2 G eff eff GA GA ( 1) ( z) 2G G eff eff (5.6.53) oder a 86% (5.6.54) Diese mittlere Verfügbarkeit ist als Ganzjahreswert akzeptabel. Lösung zu b). Wird die Anlage überwiegend im Sommer genutzt, so kann die Dimensionierung für diesen begrenzten Zeitraum des Jahres durchgeführt werden. Da in Mitteleuropa starke jahreszeitliche Schwankungen in den Einstrahlungsstatistiken vorhanden sind, ist im Sommer ein kleinerer Solargenerator ausreichend. Bei Dimensionierung des Solargenerators mit den Sommerwerten G som = 4,47 kwh/m 2 (5.6.40) und som = 0,86 kwh/m 2 (5.6.41) folgt die a (5.6.44). mittlere Verfügbarkeit im Sommer 92% som Da mit dem Sommermittelwert schon eine höhere Verfügbarkeit erreicht wird als a soll, wird mit G som dimensioniert. Es folgt die notwendige Peakleistung nur für die Sommerzeit Ppkopt 61,1 W (5.6.55) Zur Realisierung des Solargenerators stehen 80W-Module zur Verfügung. Im vorliegenden Fall genügt 1 Modul, was eine gewisse Überdimensionierung darstellt und eine gute Verfügbarkeit erwarten lässt. P pk = 80W (5.6.56) Diese Peakleistung wäre mit der effektiven Dimensionierungseinstrahlung G eff genau erreicht worden (5.6.2). Im vorliegenden Fall ergibt sich G eff kwh 3, 42. (5.6.57) 2 m Mit (5.6.53) folgt somit die sich mit der realisierten Peakleistung einstellende mittlere Verfügbarkeit. Im vorliegenden Fall ergibt sich a 99 % (5.6.58) Im Sommer bietet schon ein PV-Modul eine sehr gute Verfügbarkeit.

160 146 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Einfamilien-Wohnhaus PV-Anlage für ein abgelegenes Wohnhaus in Norditalien. Die Dimensionierung soll für den Standort Bozen durchgeführt werden. Die Planung soll für eine Musteranlage durchgeführt werden, die dann von einer Betreibergesellschaft vermietet werden kann. Da die Dachneigungen für die zukünftigen Standorte noch nicht bekannt sind, wird wegen wirtschaftlicher Sicherheitsüberlegungen die Horizontale den Berechnungen zugrunde gelegt. Der tatsächliche Energieertrag wird dadurch höher ausfallen als hier angenommen. Für Bozen gelten die folgenden Werte: Tabelle Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez ITA Italien Bozen 46,52 11,37 3,70 1,81 1,55 2,55 3,92 4,25 5,33 5,95 6,20 5,35 4,08 2,47 1,47 1,21 Die Einheit von Mittelwert und Standardabweichung ist kwh/m 2 Jahresmittel der täglichen Einstrahlung GA = 3,70 kwh/m 2 (5.6.59) Standardabweichung A = 1,81 kwh/m 2 (5.6.60) Tabelle Technische Daten der Anlagenkomponenten Gegenstand Eigenschaft PV-Modul Peakleistung Nennspannung P pkmod U mod = 80W = 12V Batterie Nennspannung U N = 48V Autonomiefaktor A F = 3 Ladewirkungsgrad bat = 0,8 Laderegler Wirkungsgrad lr = 0,95 MPP- a = 0,98 Wechselrichter Anpassungsgenauigkeit Eingangsspannung Ausgangsspannung Nennfrequenz Mittlerer Wirkungsgrad U DC U AC f N wr = 48V = 230V = 50Hz = 95%

161 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 147 Tabelle Elektrischer Energiebedarf für ein Einfamilienhaus Gegenstand Stück Leistung Betriebszeit Energiebedarf Leuchtstofflampe 4 18 W 4 h 288 Wh Leuchtstofflampe 1 7 W 10 h 70 Wh Leuchtstofflampe 2 11 W 2 h 44 Wh Decken-Ventilator 1 16 W 7 h 112 Wh Radio 1 8 W 6 h 48 Wh Fernsehgerät 1 35 W 4 h 140 Wh Kühlschrank 1 65 W 7,2 h 468 Wh Relative Laufzeit des Kompressors: 30% Tages-Energiebedarf W d = 1170 Wh Bei Dimensionierung mit GA ergibt sich die Verfügbarkeit a 81% (5.6.61) Um die mittlere Verfügbarkeit a soll = 90% zu erreichen wird die folgende Dimensionierungseinstrahlung gewählt: G kwh ( a ) 2,55 (5.6.62) m dim soll 2 Die Dimensionierung wird mit G dim durchgeführt. Die folgenden Teilwirkungsgrade müssen berücksichtigt werden: - Der Anpassungswirkungsgrad a bedingt durch die MPP-Regelgenauigkeit des Ladereglers - Der Laderegler-Wirkungsgrad lr - Der Ladewirkungsgrad bat der Batterie - Der mittlere Wirkungsgrad wr des Wechselrichters Es folgt das Produkt der Teilwirkungsgrade i a lr bat wr (5.6.63) und weiter die optimale Peakleistung Ppkopt 774 W (5.6.64)

162 148 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Zur Realisierung stehen 80W-Module zur Verfügung. P pkmod = 80W (5.6.65) Im vorliegenden Fall werden 10 Module gewählt, wodurch sich eine reale Peakleistung oberhalb des optimalen Wertes ergibt. P pk = 800W (5.6.66) Die Batterie soll den Tages-Energiebedarf für A F = 3 Tage speichern können. Es folgt damit aus (5.6.1) die Nennkapazität der 48V-Batterie: CN 73 Ah (5.6.67) Es wird die nächstgrößere handeslübliche Batterie beschafft. C N = 100 Ah (5.6.68) Tabelle Ergebnisse der Dimensionierung Die Ergebnisse der Dimensionierung sind in Tabelle zusammengestellt. Gegenstand Eigenschaft PV-Modul Peakleistung: 10 Module P pk = 800W je 4 in Reihe Batterie Nennspannung U N = 48V Kapazität C N = 100Ah Autonomiefaktor A F = 3 Ladewirkungsgrad bat = 0,8 Laderegler Wirkungsgrad lr = 0,95 MPP- a = 0,98 Wechselrichter Anpassungsgenauigkeit Nennleistung Eingangsspannung Ausgangsspannung Nennfrequenz Mittlerer Wirkungsgrad P N U DC U AC f N wr = 1kW = 48V = 230V = 50Hz = 0,95 Eine wirtschaftliche Bewertung dieser Anlage wird in Kapitel 6 durchgeführt. Die Anlage soll von einer Betreiber-Gesellschaft vermietet werden.

163 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen Relaisfunkstation Der Amateurfunkdienst hat die Möglichkeit, zur Verbesserung der Reichweiten von Amateurfunksendern im UKW-Bereich Relaisfunkstationen zu errichten. Das Funksignal wird auf einer Empfangsfrequenz aufgenommen und auf einer anderen Sendefrequenz weitergeleitet. Üblicherweise werden Relaisfunkstationen auf hochgelegenen Standorten errichtet, da so eine gute Reichweite erzielt wird. Abb PV-Stromversorgung auf dem Bismarckturm Iserlohn Im Ortsverband Iserlohn des Deutschen Amateur-Radio-Club (DARC) entstand im Jahr 2007 die Idee, auf dem für UKW-Funk idealen Standort des Bismarckturms in Iserlohn eine Relaisfunkstelle zu errichten. Zunächst mussten allerdings noch einige Fragen geklärt werden.

164 150 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Der Bismarckturm Iserlohn untersteht dem Denkmalschutz. Im Jahr 1914 wurde mit dem Bau begonnen, die Einweihung fand 1915 statt. Ein Anschluss an das öffentliche Stromversorgungsnetz existiert bis heute nicht. Die Stadt Iserlohn unterstützte das Vorhaben unter der Bedingung, dass am Gebäude keine von Außen sichtbare bauliche Veränderung vorgenommen würde. (An dieser Stelle sei der Stadt Iserlohn der Dank für die Genehmigung ausgesprochen). Die Relaisfunkstation erhielt das Rufzeichen DBØIS Empfangsfrequenz: 438,9625 MHz Sendefrequenz: 431,3625 MHz Die vorgeschlagene Photovoltaikanlage sollte in der Feuerschale (Durchmesser ca. 5m) des Bismarckturms installiert werden. Zusätzlich zur Stromversorgung zum Betrieb der Funkstation sollte der Turm auch eine Innenbeleuchtung erhalten, da in dem dunklen Turmaufgang ohne Beleuchtung ein Unfallrisiko bestand. Für die Dimensionierung mit den genannten Vorgaben wurde zunächst die Einstrahlung mit Satel-Light für Iserlohn Bismarckturm ermittelt. Die Geografische Lage des Bismarckturms Iserlohn ist Breite = 51,39 Länge =7,72. Es ergaben sich folgende Werte für die Horizontale und für die geneigte Fläche: Jahresmittel auf die Horizontale GA = 2,67 kwh/m 2 (5.6.69) Standardabweichung A = 1,63 kwh/m 2 (5.6.70) Jahresmittel auf die geneigte Fläche GA T = 3,00 kwh/m 2 (5.6.71) (a=180, s=45 ) Standardabweichung T = 1,26 kwh/m 2 (5.6.72) Bei der Dimensionierung mit dem Mittelwert auf die geneigte Fläche ergibt sich folgende mittlere Verfügbarkeit (5.4.7): 1 T a 1 oder a 83 % (5.6.73) 2 GA T Für die Relaisfunkstation wird eine sehr hohe Verfügbarkeit gefordert. a 98 % (5.6.74) soll Daher muss zur Dimensionierung eine angepasste Dimensionierungseinstrahlung herangezogen werden (5.4.10):

165 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 151 G dim T asoll 1 GAT 2 GAT (1 ) 1 A 2 GA 2 T (5.6.75) Im vorliegenden Fall ergibt sich mit a soll = 98% G 1, 66 kwh (5.6.76) m dim 2 Folgende Anlagenkomponeten sollen bei dem Projekt verwandt werden: Tabelle Technische Daten der Anlagenkomponenten Gegenstand Eigenschaft PV-Modul Peakleistung Nennspannung P pkmod U mod = 85W = 12V Batterie Nennspannung U N = 24V Autonomiefaktor A F = 10 Ladewirkungsgrad bat = 0,8 Laderegler Wirkungsgrad lr = 0,95 MPP- a = 0,98 Wechselrichter Anpassungsgenauigkeit Eingangsspannung Ausgangsspannung Nennfrequenz Mittlerer Wirkungsgrad U DC U AC f N wr = 24V = 230V = 50Hz = 92% Der elektrische Energiebedarf ergibt sich aus folgender Tabelle: Tabelle Elektrischer Energiebedarf für die Relaisfunkstation Gegenstand Stück Leistung Betriebszeit Energiebedarf Lampe Eingang 1 36 W 0,1 h 3,6 Wh Lampe 1. Stock 1 36 W 0,1 h 3,6 Wh Lampe Keller 1 36 W 0,05 h 1,8 Wh Funkempfänger 1 4 W 18 h 72 Wh Funksender 1 32 W 6 h 192 Wh Tages-Energiebedarf W d = 273 Wh

166 152 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Die Batterie soll den Tages-Energiebedarf für A F = 10 Tage speichern können. Es folgt damit aus (5.6.1) die Nennkapazität der 24V-Batterie: CN 114 Ah (5.6.77) Es wird die nächstgrößere handeslübliche Batterie beschafft. C N = 130 Ah (5.6.78) Die Dimensionierung wird mit G dim durchgeführt. Mit den vier Teilwirkungsgraden aus Tabelle und dem Tagesenergiebedarf W d =273Wh folgt die optimale Generatorgröße mit (5.1.9) Es ergibt sich P pkopt E0 Wd G PR Ppkopt (5.6.79) dim 0cSi i i 286 W (5.6.80) Zur Realisierung stehen 85W-Module zur Verfügung. P pkmod = 85W (5.6.81) Im vorliegenden Fall standen 8 Module zur Verfügung, wodurch sich eine reale Peakleistung oberhalb des optimalen Wertes ergibt. P pk = 680W (5.6.82) Diese Peakleistung wäre mit der effektiven Dimensionierungseinstrahlung G eff genau erreicht worden (5.6.2). G P pkopt eff Gdim oder eff 0,698 2 Ppk m G kwh (5.6.83) Mit (5.4.6) folgt jetzt die sich mit der realisierten Peakleistung einstellende mittlere Verfügbarkeit. Zunächst werden die Verteilungsfunktionen (z) und L(z) aus den Tabellen im Anhang A.8.4.bestimmt: z = 1,82 (z) = 0,4656 und L(z) = 0,3228 (5.6.84) Mit (5.4.6) ergibt sich damit für die PV-Anlage der Relaisfunkstation auf dem Bismarckturm Iserlohn die mittlere Verfügbarkeit a 98 % (5.6.85) Die geforderte Verfügbarkeit wird hier erreicht.

167 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 153 Abb Installation von 8 PV-Modulen in der Feuerschale Die 8 PV-Module wurden aus Platzgründen auf Gestelle mit 45 Neigung Richtung Süden installiert. Abb Ansicht Bismarckturm mit PV-Anlage von unten. Die Bedingung aus Gründen des Denkmalschutzes, dass am Gebäude keine von Außen sichtbare bauliche Veränderung erkennbar ist, wurde eingehalten.

168 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen 6.1 Jahres-Energieertrag von PV-Systemen Der elektrische Tages-Energieertrag W d den der Anwender nutzen kann folgt aus dem Jahresmittelwert der täglichen Einstrahlung GA, bewertet mit dem Flächenfaktor F A, der die Ertrags-Änderung durch Neigung des Generators gegenüber der Horizontalen und Azimut-Drehung beschreibt (vgl. Abb ). Durch die Umkehrfunktion der Beziehung (5.1.9) für die Dimensionierung der Peakleistung eines PV-Generators folgt der mittlere nutzbare Tages-Energieertrag. P (6.1.1) pk Wd GA FA PR E0 Mit der Performance Ratio der Anlage (5.1.10) können alle weiteren Verluste durch ihre Teil-Wirkungsgrade beschrieben werden. PR PR0 i (6.1.2) i Alle Größen GA, F A, P pk, PR 0, alle i, sind direkt proportional zum Ertrag. Sowohl GA als auch PR 0 hängen von der Wetterstatistik ab und können daher nicht beeinflusst werden. Der Flächenfaktor F A hängt von den Gegebenheiten am Installationsort ab. Dagegen sind die vom Hersteller angegebene Peakleistung sowie die Wirkungsgrade der Komponenten Qualitätsmerkmale, deren Nichteinhaltung zu Ertragsminderung und somit zu wirtschaftlichem Schaden führen. Es sei am Rande bemerkt, dass der Wirkungsgrad des PV-Moduls keine ertragsrelevante Größe ist, da die Leistungsfähigkeit des PV-Moduls bereits über die Peakleistung ausgedrückt wird. Der Wirkungsgrad sagt nur noch etwas über den Flächenbedarf der installierten Peakleistung. Es folgt der Jahres-Energieertrag: W 365 W (6.1.3) A d

169 156 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen 6.2 Kosten pro Kilowattstunde Die Kilowattstunden-Kosten einer PV-Anlage ergeben sich aus den Kosten pro Jahr für die Finanzierung und den Betrieb der Anlage, bezogen auf den Jahres-Energieertrag. K AN ges kwh (6.2.1) WA Die Jahres-Kosten werden als Kostenannuität AN bezeichnet. Die Gesamt-Kostenannuität AN ges setzt sich zusammen aus den jährlichen Finanzierungskosten für die Investitionsumme IN und den laufenden Kosten für Betrieb und Instandhaltung. Die Finanzierung wird üblicherweise mit einer Bank durchgeführt. Für die Bewertung eines Bankkredits zur Finanzierung einer Investition im Energiebereich müssen die im Folgenden beschriebenen Faktoren herangezogen werden Aufzinsungsfaktor und Abzinsungsfaktor Bei der Finanzierung einer Investition mit einer Bank gilt das Prinzip: Der Wert einer Zahlung hängt nicht nur vom Betrag, sondern auch vom Zeitpunkt der Zahlung ab. Eine Zahlung B 0, die heute geleistet wird, hat in t Jahren den Wert B t, indem der Betrag B 0 zum Zinssatz z bei einer Bank angelegt wird. Pro Jahr (=Verzinsungszeitraum) erhöht sich der bis dahin aufgelaufene Wert um den Zinsfaktor q1 z (6.2.2) Es folgen die Beträge B i nach i=1 bis t Jahren: B0 B1 B2 B3 B4 Bt 1 Bt B0q B1q B2q B3q Bt2q Bt 1q (6.2.3) t1 t B0q B0q B0q B0q B0q B0q Der Wert eines Betrages B 0, der mit dem Zinssatz z für einen Zeitraum t bei einer Bank angelegt wird, erhöht sich durch die Verzinsung: B B q Der Faktor q t wird Aufzinsungsfaktor genannt. t t 0 (6.2.4)

170 6.2 Kosten pro Kilowattstunde 157 Fallbeispiel Ein Betrag B 0 =1000 soll als Festgeld mit z=7% für 5 Jahre angelegt werden. Welcher Betrag wird nach t=5 Jahren ausbezahlt? Zinssatz z 7% Zinsfaktor q 1, 07 Verzinsungszeitraum (Jahre) t 5 Aufzinsungsfaktor t q 1, 403 (6.2.5) Festgelegter Betrag B Auszahlung nach 5 Jahren B Die Komponenten jedes technischen Sytems haben grundsätzlich eine begrenzte Betriebsdauer. Um für Ersatzbeschaffungen eine finanzielle Vorsorge zu treffen, können Rücklagen gebildet werden, die durch Verzinsung ihren Wert auf den Betrag der erwarteten Ersatzinvestition erhöhen. Hier stellt sich die Frage: Welcher Betrag B 0 muss heute festgelegt werden, um in t Jahren den Betrag B t zur Verfügung zu haben? Der Wert der Beträge lässt sich folgendermaßen darstellen: B B B B B B B q B q B q B q B q B q t2 t1 t B3q Bt 1q Bt q t ( t1) ( t2) 2 t t t t (6.2.6) Heute muss ein geringerer Betrag B 0 bei der Bank angelegt werden, um nach t Jahren den höheren Betrag B t zur Verfügung zu haben: Der Faktor q -t wird Abzinsungsfaktor genannt. B t 0 Bt q (6.2.7) Fallbeispiel In 5 Jahren wird für eine Ersatzbeschaffung B 5 =1000 benötigt. Welcher Betrag muss bei einer Verzinsung mit z=7% heute festgelegt werden? B B q (6.2.8) , , Werden heute 713 bei einer Bank mit 7% Jahreszins festgelegt, so stehen nach 5 Jahren die benötigten 1000 zur Verfügung.

171 158 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen Barwertfaktor und Wiedergewinnungsfaktor Bei der Finanzierung einer Investition ist die Zahlung von gleichbleibenden jährlichen Zahlungen gewünscht. Es soll daher ein Anfangswert K 0 oder ein Endwert K T in T gleiche Raten der Höhe R unter berücksichtigung der Auf- bzw. Abzinsungsfaktoren umgerechnet werden. K T 1 KT Rate R R R R R ( T1) T Wert R q Rq Rq Rq Rq (6.2.9) Wert der Ratenzahlung zum Zeitpunkt t=0 oder K R q q q q q q (6.2.10) ( T1) T 0 ( ) T 0 t (6.2.11) t1 K R q Herleitung der Summenformel T t1 T t1 t1 q q q q q q q t ( T1) T q q 1q q q q q t ( T2) ( T1) T q 1q T ( q1) 1q T T t 1 q q q 1 Somit folgt mit (6.2.11) T 1 q K0 R q 1 (6.2.12) (6.2.13) Erweiterung mit q T zur Darstellung von (6.2.13) in eine in der Finanzliteratur üblichen Form.

172 6.2 Kosten pro Kilowattstunde 159 Kapitalwert einer Ratenzahlung: T q 1 K0 R q T ( q 1) (6.2.14) Der Faktor zur Umrechnung einer Ratenzahlung in einen äquivalenten Kapitalwert wird Barwertfaktor BF genannt. K0 R BF( q, T) (6.2.15) Ein Koeffizientenvergleich ergibt T q 1 BF( q, T ) T q ( q1) mit q1 z. (6.2.16) Eine Jahresrate R mit der Laufzeit T, verzinst mit dem Zinssatz z, ist einer Einmal-Zahlung K 0 äquivalent. Daraus folgt: Eine Investition der Höhe K 0 kann durch T Jahresraten der Höhe R zurückgezahlt werden. Somit folgt aus (6.2.15) K 0 (, ) (6.2.17) BF( q, T ) 0 R K WF q T Es folgt der Wiedergewinnungsfaktor aus dem Kehrwert des Barwertfaktors: T q ( q1) WF( q, T ) T q 1 mit q1 z. (6.2.18) Eine Investition IN=K 0 kann in eine äquivalente Jahreszahlung = Annuität AN mit dem Zinssatz z und der Laufzeit T umgerechnet werden.

173 160 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen 6.3 Kosten-Annuitäten-Methode Die Wirtschaftlichkeit einer Investition IN im Energiebereich wird durch ihre Kosten-Annuität AN bewertet. AN IN WF( q, t) (6.3.1) mit dem Wiedergewinnungsfaktor 1 WF t q ( q1) WF( q, t) t q 1 (6.3.2) und dem Zinsfaktor q q1 z (6.3.3) Die Inflation bei Ersatzbeschaffungen und laufenden Kosten kann im Kalkulations-Zinssatz berücksichtigt werden. Kalkulationszinssatz: z Zinsfaktor q =1+z (6.3.4) Inflationsrate: i Zinsfaktor q i =1+i (6.3.5) Realzinsfaktor Realzinssatz q r q (6.3.6) q i z i r (6.3.7) 1 i Anmerkung: In der Literatur wird auch eine Näherung rz-i für i<<1 angegeben. Dies führt zu großen Fehlern bei hohen Inflationsraten! Empfehlung: immer (6.3.7) verwenden. 1 Engl. Recovery Factor RF

174 6.4 Ländliche Elektrifizierung mit Solar-Home-Systemen Ländliche Elektrifizierung mit Solar-Home-Systemen Zur ländlichen Elektrifizierung mit Solar-Home-Systemen (SHS) auf den Philippinen wurde eine Kooperative gegründet, die SHS an Haushalte liefert und installiert. Alternativ wird eine Vermietung gegen monatliche Zahlung einer Mietgebühr angeboten. a) Zu welchem Verkaufspreis kann das SHS angeboten werden? b) Zu welchem alternativen Mietpreis kann das SHS angeboten werden? Die Kooperative arbeitet mit ehrenamtlichen Mitarbeitern ohne Gewinn, d.h. nur gegen Erstattung der Selbstkosten. c) Welche Kosten pro Kilowattstunde treten bei diesem SHS auf? Lösung zu a). Die Kostenrechnung wurde mit einem Realzinssatz r = 8% durchgeführt. Durch die hohe Inflationsrate der Philippinen liegen die dort üblichen Bankzinsen über 10%, deutlich höher als in Europa. Tabelle Kostenzusammenstellung für ein Solar-Home-System Gegenstand IN Betriebsdauer WF (8%) AN 80W-Modul Jahre 0,149 59,61 Gestell Jahre 0,149 5,96 Batterie 45 2,5 Jahre 0,457 20,57 Laderegler 60 7 Jahre 0,192 11,52 Kleinteile Jahre 0,149 7,45 Installation Jahre 0,149 14,90 Summe ,01 Laufende Kosten (Wartung, Instandhaltung) 120,00 Gesamt-Kostenannuität AN ges = 240,01 Der Selbstkosten-Verkaufspreis beträgt 695. Lösung zu b). Die Monatsmiete beträgt 1 der Kostenannuität: Lösung zu c). Bei philippinischen Einstrahlungsverhältnissen (vgl. Fallbeispiel 5.6.1) und einer Performance-Ratio PR=0,6 werden pro Jahr etwa W A =80 kwh bereitgestellt. Dies führt zu etwa 3 pro kwh. Der Kostenanteil für das PV-Modul allein beträgt etwa 0,75 pro kwh. Es ist typisch für so kleine PV-Systeme, dass die Hauptkosten durch die Peripherie-Geräte und Wartung und Instandhaltung verursacht werden.

175 162 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen 6.5 PV-Inselsystem vs. Netzerweiterung Die Kilowattstunden-Kosten ab Ausgang Kraftwerk sind für konventionelle Großkraftwerke im Allgemeinen niedriger als die Kosten einer PV- Anlage. Die Kosten, die der Anwender zu tragen hat beinhalten neben den reinen Erzeugungskosten auch die Übertragungskosten vom Kraftwerk über das Stromversorgungsnetz zum Anwender. In einem großen Versorgungsnetz wird der Strompreis für die Anwender üblicherweise nicht vom Abstand zum Kraftwerk abhängig gemacht. Unterschiedliche Kosten werden auf den allgemeinen Strompreis angerechnet. In einigen Ländern gibt es noch immer abgelegene bewohnte Gegenden, die teilweise ohne elektrische Stromversorgung auskommen müssen. Es ist das erklärte Ziel dieser Länder, auch die Bewohner solcher abgelegenen Gegenden mit elektrischem Strom zu versorgen. Entsprechende Projekte der Technischen Zusammenarbeit werden mit den Industrieländern durchgeführt [63]. Durch eine Erweiterung des bestehenden Hochspannungs- bzw. Mittelspannungsnetzes können abgelegenen Gemeinden versorgt werden. Eine Netzerweiterung ist aber nur dann wirtschaftlich vertretbar, wenn genügend Anwender vorhanden sind, die über den Strombezug langfristig die Kosten für die Netzerweiterung tragen. Die Kosten für eine Netzerweiterung sind in erster Näherung proportional zur Entfernung des zu elektrifizierenden Ortes vom vorhandenen Stromversorgungsnetz. Die Kosten für eine photovoltaische Dorfstromversorgungsanlage sind unabhängig vom Standort der Anlage. Fallbeispiel Zur Elektrifizierung eines abgelegenen Dorfes auf den Philippinen bieten sich zwei Lösungen an: Erweiterung des Hochspannungsnetzes oder Installation einer PV-Inselanlage. In einer Fallstudie sollen die folgenden Fragen untersucht werden: a) Welche Kosten pro Kilowattstunde treten auf am Übergabepunkt Hausanschluss bei Energieversorgung durch eine PV-Inselanlage? b) Welche Kosten pro Kilowattstunde treten auf am Übergabepunkt Hausanschluss bei Energieversorgung durch Netzerweiterung? c) Wieviele Haushalte müssen versorgt werden, damit eine Netzerweiterung günstiger als eine PV-Inselanlage ist? Lösung zu a). Als Arbeitsgrundlage sei die Elektrifizierung eines philippinischen Dorfes mit 100 Haushalten angenommen.

176 6.5 PV-Inselsystem vs. Netzerweiterung 163 Bei einem typischen Verbrauch eines ländlichen philippinischen Haushaltes von 0,4kWh pro Tag folgt daraus der tägliche Energiebedarf der Haushalte von W d =40 kwh pro Tag. Die Übertragungsverluste im Versorgungsnetz müssen zusätzlich berücksichtigt weden. Da Übertragungsverluste verbrauchsabhängig sind, kann dieser Verlust bei der Solargeneratordimensionierung mit einem Übertragungswirkungsgrad beschrieben werden. Für die Berechnung der Peakleistung des Solargenerators müssen im vorliegenden Fall die folgenden 5 Wirkungsgrade berücksichtigt werden: - Anpassungswirkungsgrad mit MPP-Regelung a =1 - Ladewirkungsgrad der Batterie bat =0,85 - Laderegler-Wirkungsgrad lr =0,95 - Wechselrichter-Wirkungsgrad wr =0,92 - Übertragungsverluste im Netz net =0,97 Damit folgt die optimale Peakleistung P pkopt aus (A.8.7) P pkopt E0 Wd G PR dim 0cSi a bat lr wr net (6.5.1) Auf den Philippinen wird mit der Dimensionierungs-Einstrahlung G dim =GA die mittlere Verfügbarkeit 87% erreicht (vgl. Kapitel 5.6.1). Die Anlage wird daher mit der Dimensionierungseinstrahlung nach (5.6.6) dimensioniert. Mit a soll = 90% folgt Es ergibt sich G kwh ( a ) 4,25 (6.5.2) m dim soll 2 Ppkopt 15,55 kw (6.5.3) Für die Realisierung des Solargenerators stehen PV-Module mit einer Modul-Peakleistung P pkmod =80W zur Verfügung. Im vorliegenden Fall wurden 14 Modulgruppen mit je 14 Modulen in Reihe geschaltet. Summe: 196 Module. Es ergibt sich Ppk 15,68 kw (6.5.4) Bei großen Anlagen kann die optimale Peakleistung üblicherweise mit guter Genauigkeit realisiert werden.

177 164 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen Mit dem täglichen Energiebedarf W d =40 kwh folgt die Nennkapazität der Batterie mit dem Autonomiefaktor A F =3 W bat = 120 kwh (6.5.5) Mit der Batteriespannung U N =300V folgt die Nennkapazität C N = 400 Ah (6.5.6) Die Batterie wird mit 150 Zellen (Zellenspannung 2V, Kapazität 400Ah) in Reihenschaltung realisiert. Der Wechselrichter muss die Spitzenleistung bereitstellen können, die im Dorf angefordert wird. Die Spitzenleistung, die pro Haushalt auftreten kann liegt bei 100 W, wodurch die Wechselrichter-Nennleistung für 100 Haushalte mit P wr = 10 kw (6.5.7) unter Berücksichtigung eines Gleichzeitigkeits-Faktors <1 für den Leistungsbedarf ausreichend dimensioniert ist. Die Wirtschaftlichkeitsberechnung wird mit einem inflationsbereinigten Realzinssatz z=4% durchgeführt. Tabelle gibt eine Kostenzusammenstellung für die PV-Inselanlage. Tabelle Kostenzusammenstellung für eine PV-Inselanlage Gegenstand IN Betriebsdauer WF (4%) AN Grundstück Jahre 0, ,54 Baukosten PV-Generator Jahre 0, ,05 Tragegestell Jahre 0, ,50 Batterie Jahre 0, ,70 300V/400Ah Wechselrichter Jahre 0, ,36 10 kw Summe ,15 Laufende Kosten (Wartung, Instandhaltung) 3000,00 Gesamt-Kostenannuität AN ges = 15564,15

178 6.5 PV-Inselsystem vs. Netzerweiterung 165 Mit der in Tabelle dargestellten PV-Inselanlage kann mit der mittleren Einstrahlung der Philippinen GA=4,59 kwh/m 2 der folgende Jahres- Energieertrag erwartet werden. Die Anlage besitzt folgende Performance Ratio (A.9.3): PR PR0cSi a bat lr wr net oder PR 0,61 (6.5.8) Es folgt mit (A.9.1) und (A.9.2) der Jahres-Energieertrag WA 15,901 MWh (6.5.9) Es folgen weiter mit (A.9.5) die Kilowattstunden-Kosten der PV-Anlage mit der Gesamt-Kostenannuität aus Tabelle K PV AN ges oder W A K PV 0,98 (6.5.10) kwh Anmerkung: Es wird hier vereinfachend angenommen, dass die tatsächlich bereitstehende Energie auch vollständig genutzt wird. Lösung zu b). Der elektrische Energiebedarf der 100 Haushalte beträgt bei Versorgung durch eine Netzerweiterung unverändert 40kWh pro Tag. Die Kilowattstunden-Kosten für die Netzerweiterung sind auf diese Energiemenge zu beziehen. Es wird angenommen, dass die Investitionskosten und Wartungskosten der Netzerweiterung proportional zur Entfernung x zum Netz sind. Es folgen somit spezifische Kosten pro Kilometer: - Spezifische Investition pro km in ne = 4500 /km - Spezifische Wartungskosten pro km und Jahr lk ne = 115 /km - Betriebsdauer (Abschreibungszeit) T NE = 20 Jahre - Kosten pro kwh ab Kraftwerk K KW = 0,14 /kwh Kennzahlen für das zu elektrifizierende Dorf: - Anzahl der Haushalte n H = Durchschnittlicher Tagesbedarf pro Haushalt W dh = 0,4 kwh

179 166 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen Es folgt die Investition in Abhängigkeit von der Entfernung x vom Netz: IN ( x) in x (6.5.11) NE Laufende Kosten in Abhängigkeit von der Entfernung x vom Netz: ne LK ( x) lk x (6.5.12) NE Kostenannuität in Abhängigkeit von der Entfernung x vom Netz: ne AN ( x) WF IN ( x) LK ( x) (6.5.13) NE NE NE NE Der Wiedergewinnungsfaktor ist für alle Komponenten der gleiche: WF NE WF(, z T ) oder WF 0,074 (6.5.14) NE Im Dorf genutzte Jahresenergie: Wges nh WdH 365 oder Wges 14,6 MWh (6.5.15) Es folgen die Kosten pro kwh in Abhängigkeit von der Entfernung x: NE AN NE ( ) ( x K ) NE x KKW (6.5.16) W Die folgende Abbildung zeigt die Kosten pro kwh in Abhängigkeit von der Entfernung vom Netz für die beiden Alternativen PV-Inselanlage vs. Netzerweiterung. ges Abb Kosten pro kwh in Abhängigkeit von der Entfernung vom Netz

180 6.5 PV-Inselsystem vs. Netzerweiterung 167 Die Entscheidung, welche der beiden Lösungen die wirtschaftlich vorteilhaftere darstellt, hängt von der Abgelegenheit des Standortes ab. Je abgelegener der zu elektrifizierende Ort, desto höher der relative wirtschaftliche Vorteil für die PV-Inselanlage. Es ist ersichtlich, dass unterhalb der break-even-entfernung x e, bei der die Kilowattstunden-Kosten für beide Alternativen gleich sind, die Netzerweiterung grundsätzlich wirtschaftlicher ist. K KW ( WFNE inne lkne) xe KPV (6.5.17) W ges Es folgt die break-even-entfernung: x e ( K K ) W WF in lk PV KW ges NE ne ne oder x 27,5 km (6.5.18) Mit den angenommenen Zahlenwerten des vorliegenden Fallbeispiels ist für Entfernungen größer als x e =27,5 km die PV-Inselanlage wirtschaftlich vorteilhaft. Bisher wurde immer ein fester Wert für den Jahresverbrauch des zu elektrifizierenden Dorfes angenommen. Aus (6.5.16) ist ersichtlich, dass die Kilowattstunden-Kosten für die Netzerweiterung auch vom Energiebedarf der Anwender abhängt: ( WFNE inne lkne) x KNE ( Wges ) KKW (6.5.19) W Die folgende Abbildung zeigt die Kosten pro kwh in Abhängigkeit vom jährlichen Energieverbrauch in x=50 km Entfernung vom Netz. e ges Abb Kosten pro kwh in Abhängigkeit vom Energiebedarf

181 168 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen Es ist ersichtlich, dass bei hohem Energiebedarf die Netzerweiterung wirtschaftlich vorteilhaft ist. Unterhalb des break-even-energiebedarfs W e ist die PV-Anlage die wirtschaftlich vorteilhafte Lösung. K KW ( WFNE inne lkne) x KPV (6.5.20) W e Es folgt der break-even-energiebedarf für x=50km: W e WF in lk x K K NE ne ne PV KW oder W 26,59 MWh (6.5.21) e Die Entscheidung für eine der Alternativen Netzerweiterung oder PV-Anlage hängt ab vom täglichen Energiebedarf und der Entfernung vom Stromversorgungsnetz. Unter der Annahme eines durchschnittlichen täglichen Energiebedarfs pro Haushalt von 0,4 kwh lässt sich die Frage, welche der beiden Lösungsmöglichkeiten realisiert werden sollte auch an der Dorfgröße bzw der Anzahl der zu versorgenden Haushalte abschätzen. Bei bekanntem durchschnittlichen Tagesbedarf W dh pro Haushalt folgt die kritische Jahresenergie W n W (6.5.22) e min dh 365 Es folgt die Mindestanzahl der zu versorgenden Haushalte, damit eine Netzerweiterung wirtschaftlich vorteilhaft gegenüber einer PV-Inselanlage ist. n min We 365W dh (6.5.23) Im vorliegenden Fallbeispiel lohnt sich in 50km Entfernung vom Netz erst ab einer Dorfgröße mit mehr als n min =182 (6.5.24) Haushalten der Anschluss ans Netz. Grundsätzlich ist zu beachten, dass der Energiebedarf keine statische Größe ist sondern mit steigendem Lebensstandard zunimmt. Der Pro- Kopf-Energiebedarf wird häufig als Maß für den Lebensstandard in einem Land angesehen. Mit Hilfe von PV-Anlagen kann auch in abgelegenen Landstrichen den Menschen ein Anschluss an die Modernität gegeben werden.

182 6.6 Einfamilien-Wohnhaus Einfamilien-Wohnhaus Die PV-Anlage für ein abgelegenes Wohnhaus in Norditalien, die in Kapitel dimensioniert wird, soll von einer Betreibergesellschaft an Hausbesitzer vermietet werden. Die Kosten-Kalkulation soll für die Betreibergesellschaft durchgeführt werden. Es gelten folgende Annahmen: Tabelle Kostenzusammenstellung für ein Einfamilien-Wohnhaus Gegenstand IN Betriebsdauer WF (8%) AN PV-Module 640W Jahre 0, ,33 Gestell Jahre 0,102 32,59 Batterie 48V/100Ah Jahre 0, ,89 Laderegler Jahre 0,149 89,42 Wechselrichter Jahre 0, ,84 1 kw Installationsmaterial Jahre 0,102 25,46 Installation Jahre 0,102 65,19 Summe ,72 Laufende Kosten (Wartung, Instandhaltung) 300,00 Gesamt-Kostenannuität AN ges = 1092,72 a) Wie hoch ist die Kostenannuität der Anlage bei einem Kalkulationszinssatz von z = 8 %? b) Wie hoch sind die Kosten pro kwh? c) Welche Monatsmiete muss die Betreibergesellschaft verlangen, wenn für Overhead-Kosten und Gewinn 20% der Kostenannuität veranschlagt werden? Lösung zu a). Die Kostenaufstellung wurde mit einem Kalkulationszinssatz z=8% durchgeführt und in Tabelle dargestellt. Bei den laufenden Jahreskosten für Wartung und Instandhaltung wurden die anteiligen Lohnkosten für einen Wartungstechniker berücksichtigte (geschätzte Jahreslohnkosten EUR, auf 100 zu wartende Anlagen umgelegt). Es ergab sich eine Gesamt-Kostenannuität AN ges =1092,72. Lösung zu b). Der tägliche Energiebedarf wurde in Kapitel folgendermaßen ermittelt: Wd 1,170 kwh (6.6.1)

183 170 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen Die Dimensionierung des Inselsystems wurde so durchgeführt, dass eine mittlere Verfügbarkeit a 90% erreicht wird. Für die Gesamtenergie, die pro Jahr genutzt wird folgt somit: W A aw 365 oder W 384 kwh (6.6.2) d A Es folgen mit (6.2.1) und der Gesamt-Kostenannuität aus Tabelle die Kosten pro kwh: K kwh AN K ges oder kwh 2,84 WA EUR (6.6.3) kwh Lösung zu c). Durch die Vermietung der Solaranlage sollen die Anlagenkosten sowie Overheadkosten und Gewinn erwirtschaftet werden. Overheadkosten und Gewinn: g = 20% (6.6.4) Somit folgt die Monatsmiete: AN ges (1 g) Miete oder Miete 109,27 EUR (6.6.5) 12 Für rund 110 pro Monat kann das vom öffentlichen Stromversorgungsnetz abgelegene Wohnhaus in Norditalien mit einer photovoltaischen Inselanlage mit elektrischer Energie versorgt werden. Die Verfügbarkeit liegt hierbei bei 90%.

184 6.7 Netzeinspeiseanlage Netzeinspeiseanlage Für das Dach eines Wohnhauses in Ulm wird im Jahr 2005 eine PV- Anlage der Peakleistung P pk =2,04 kw zur Netzeinspeisung geplant. Zur Auswahl stehen zwei Wechselrichter mit unterschiedlichen Investitionskosten und unterschiedlichen Euro-Wirkungsgraden. Für PV-Anlagen, die im Jahr 2005 in Deutschland auf ein Dach installiert werden und in Betrieb gehen, gilt laut Erneuerbarem-Energien-Gesetz (EEG) eine gesetzlich garantierte Einspeisevergütung von K EEG EUR (2005) 0,552 (6.7.1) kwh für eine Laufzeit von 20 Jahren. Die folgenden Alternativen stehen zur Verfügung: Tabelle Anlagen-Alternativen für eine Netzeinspeiseanlage Gegenstand Gemeinsam Variante 1 Variante 2 EUR PV-Generator ,04 kw PV-Gestell 1090 Solarkabel 70 Wechselrichter % Wechselrichter % Kleinteile 30 Montage 1200 Summe Das Jahresmittel der täglichen Einstrahlung beträgt in Ulm (Anhänge, Tabelle A.1.9.9) GA 3, 05 kwh (6.7.2) 2 m Das Dach hat einen Azimutwinkel a=180 (Süd) und einen Neigungswinkel s=40. Aus Tabelle A.1.10 folgt näherungsweise der Flächenfaktor für die Einstrahlung auf die geneigt Fläche (a=180, s=40 ): F 1,18 (6.7.3) A

185 172 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen Es folgt der mittlere tägliche Energieertrag in Abhängigkeit von der Performance-Ratio der Anlage: Ppk Wd( PR) GAFA PR (6.7.4) E Die Performance-Ratio der Anlage folgt aus der Performance-Ratio der kristallinen Silizium Zellen 0 PR0 csi 0,84 (6.7.5) und dem Euro-Wirkungsgrad des Wechselrichters 1 (92%). Für die Alternative mit Wechselrichter 1 folgt somit: PR PR oder PR1 0,77 (6.7.6) 1 0cSi EUR1 Somit folgt der Jahres-Energieertrag mit Wechselrichter 1. W 365 W ( PR ) oder W kWh (6.7.7) A1 d 1 A Für die Alternative mit Wechselrichter 2 (82%) folgt die Performance- Ratio. PR PR oder PR2 0,69 (6.7.8) 2 0cSi EUR2 Damit ergibt sich der Jahres-Energieertrag mit Wechselrichter 2. W 365 W ( PR ) oder W kWh (6.7.9) A2 d 2 A Zur Berechnung der Kosten pro kwh müssen die Kosten-Annuitäten der beiden Anlagenvarianten bekannt sein. Die Finanzierung erfolgt mit einem Bankkredit mit dem Zinssatz z=4% und einer Laufzeit T=20 Jahre. Näherungsweise wird angenommen, dass die Betriebszeit für alle Anlagenkomponenten für die Laufzeit des Kredites gilt. Dadurch kann vereinfacht mit einem Wiedergewinnungsfaktor für die gesamte Anlage gerechnet werden. WF(4%, 20 Jahre) = 0,0736 (6.7.10)

186 6.7 Netzeinspeiseanlage 173 Die Anlagen-Investitionen für die beiden Varianten 1 und 2 wurden in Tabelle ermittelt. Daraus folgen die beiden Kostenannuitäten: IN EUR AN 1030, 29 EUR ges1 ges1 IN EUR AN 977,31 EUR ges2 ges2 (6.7.11) Wie erwartet folgt für die Variante mit dem billigeren Wechselrichter die kleinere Kostenannuität. Allerdings ist auch der Energieertrag für die billigere Variante geringer. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit ist jedoch der finanzielle Ertrag. Dieser folgt aus der Differenz der Kosten pro kwh und der Vergütung pro kwh. Zunächst sollen die Kosten pro kwh ermittelt werden. K K AN EUR K 0,50 kwh AN EUR K 0,53 kwh ges1 kwh1 kwh1 WA 1 ges2 kwh2 kwh2 WA2 (6.7.12) Es ist ersichtlich, dass die billigere Variante 2 trotz der geringeren Kostenannuität zu höheren Kosten pro kwh führt. Mit dem Vergütungssatz von 0,552 für die Kilowattstunde (6.7.1) folgen die Jahreserträge für die beiden Anlagenvarianten: Vergütung pro Jahr EUR B1 WA 10,552 B1 1143,17 EUR kwh EUR B2 WA20,552 B2 1018,91EUR kwh Gewinn pro Jahr (6.7.13) G1 B1ANges1 G1 112,88 EUR G B AN G 41,60 EUR 2 2 ges2 2 Gewinnminderung durch billigen Wechselrichter G G 71, 28 EUR pro Jahr 1 2 Dieses Beispiel zeigt, dass bessere Qualität der Anlagen-Komponenten auch zu einem wirtschaftlicheren Berieb führt. An der Qualität der Komponenten zu sparen ist ein wirtschaftlich falscher Ansatz.

187 7 Energie-Ertragsgutachten Durch die aufstrebende Photovoltaik-Industrie in Deutschland werden Fragen der Qualitätskontrolle vor Ort und Methoden für Energieertragsprognosen in Deutschland immer wichtiger, da von Banken bei Großanlagen Energie-Ertragsgutachten mit Angaben über die Unsicherheit der Prognose verlangt werden, bevor ein Kredit bewilligt wird. Der Energieertrag einer Netzeinspeise-Anlage hängt von den Einstrahlungsbedingungen und der Qualität der Anlagenkomponenten ab. Da der Jahresenergieertrag proportional zur Peakleistung des PV-Generators und zum Wirkungsgrad des Wechselrichters ist, ist die Qualität dieser beiden Komponenten der Schlüssel zu einem wirtschaftlichen Betrieb der Anlage. Auf Initiative der Unternehmensvereinigung Solarwirtschaft e.v. (UVS) wurde eine Selbstverpflichtung der Ertragsgutachter im Rahmen des UVS- Arbeitskreises Qualitätssicherung für Solarfonds erarbeitet [106]. Die wesentlichen Inhalte der Selbstverpflichtung sollen im Folgenden dargestellt werden. 7.1 Selbstverpflichtung der Ertragsgutachter Der sorgfältigen Ausarbeitung eines Ertragsgutachtens kommt eine zentrale Bedeutung zu, weil die Ertragsgutachten eine wichtige Grundlage der Wirtschaftlichkeitsberechnungen eines Solarkraftwerkes sind. Um einen qualitativen Mindeststandard für Ertragsgutachten zu garantieren, wurden daher Randbedingungen definiert, die bei der Erstellung von Ertragsgutachten freiwillig verpflichtend einzuhalten sind. Diese Selbstverpflichtung steht allen Ertragsgutachtern offen. Die Aussagen und Berechnungen in den Ertragsgutachten müssen grundsätzlich transparent und nachvollziehbar dargestellt werden. Bei kristalliner Modultechnik gibt es langjährige Erfahrungen, die hinreichend genaue Ertragsprognosen ermöglichen. Ertragsgutachten für PV-Kraftwerke mit Dünnschicht-Solarzellen erfordern eine besondere gutachterliche Sorgfalt, da derzeit noch keine Langzeiterfahrungen vorliegen.

188 176 7 Energie-Ertragsgutachten Wetterdaten Grundlage der Ertragsprognose sind langjährige Mittelwerte der Wetterdaten auf Basis - gemessener Strahlungswerte von nahegelegenen Bodenmessstationen (Messung mit kalibrierten Pyranometern) oder - gemessener Strahlungsdaten von Wettersatelliten, die über Bodenmesswerte kalibriert werden oder - anerkannte Wetterdaten-Testreferenzjahre. Wenn das Jahr 2003 im langjährigen Mittelwert enthalten ist, muss im Ertragsgutachten separat darauf hingewiesen werden, weil das Ausnahmejahr 2003 den Mittelwert signifikant anhebt. Im Ertragsgutachten erfolgt zwingend die Angabe der Einstrahlung (Jahressumme in kwh/m 2 ) auf die horizontale Fläche und die Angabe der Einstrahlung auf die geneigte Modulfläche. Das Verfahren zur Ermittlung der Einstrahlung auf die geneigte Fläche ist anzugeben. Es steht im Ermessen des Gutachters 1, weitere Daten, die gemäß WMO- Standard ermittelt wurden, in die Ertragsberechnungen einfließen zu lassen Systemkomponenten Der Ertragsgutachter erstellt die Ertragsprognose auf der Grundlage der zur Verfügung gestellten technischen Daten des Solarkraftwerkes, übernimmt aber keine (Mit)-Haftung für die Richtigkeit der zur Verfügung gestellten Datenblatt- und Herstellerangaben bzw. die tatsächliche Ausführung des Solarkraftwerkes gemäß dieser Angaben. Solarmodule: Die neue Norm DIN EN regelt die erforderlichen Datenblattangaben für Solarmodule. Der Ertragsgutachter überprüft die Plausibilität der zur Verfügung gestellten Daten (Datenblatt und Herstellerangaben). Soweit möglich, sollte eine (nachträgliche) Einzelvermessung einer ausreichenden Anzahl von Modulen zur Ermittlung der realen Kennwerte erfolgen. Der Gutachter ist aufgefordert, eine Aussage zur Moduldegradation zu treffen. Inhalt und Aussage gestaltet der Gutachter nach den Gegebenheiten des Projektes. Wechselrichter: Der Ertragsgutachter überprüft die Plausibilität der zur Verfügung gestellten Daten (Datenblatt und Herstellerangaben). Bei der Überprüfung der Daten wird der Ertragsgutachter auch auf den Aufstel- 1 Gutachter bezeichnet hier sowohl Gutachterinnen als auch Gutachter.

189 7.1 Selbstverpflichtung der Ertragsgutachter 177 lungsort achten, um eventuell vorhandene Leistungs- oder Temperaturabregelungen bei den Berechnungen berücksichtigen zu können. Verschaltung: Der Ertragsgutachter überprüft die geplante Verschaltung des Solargenerators auf Plausibilität. Insbesondere ist zu achten auf die zulässigen Spannungsgrenzen, das Verhältnis von Peakleistung zu DC-Wechselrichternennleistung und die maximal zulässige DC- Eingangsleistung des Wechselrichters gemäß Herstellerangaben. Bei den Berechnungen müssen auch die zu erwartenden DC-Verluste durch Mismatch, Verschaltung, DC-Leitungen, Kabelverbinder usw. berücksichtigt werden. Ertrag an der Übergabestelle: Bei der Ertragsprognose ist die Messstelle zum öffentlichen Stromnetz (vor oder nach dem Trafo bei Einspeisung ins Mittelspannungsnetz, Leitungsverluste durch AC-Leitungslängen) zu berücksichtigen Standort, Vor-Ort-Termin, Verschattung Die örtlichen Gegebenheiten des geplanten Standortes (Modul- und Wechselrichterstandort) sollten durch einen Vor-Ort-Termin aufgenommen werden. Da dies mit teilweise erheblichen Kosten verbunden ist, kann alternativ die Bewertung des Standortes auch durch aussagekräftige schriftliche Unterlagen erfolgen (Landkarten, Lagepläne, Standortfotos, Luftbilder usw.). Für die Verschattungsanalyse ist in der Regel ein Vor-Ort-Termin erforderlich, um die Verschattung anhand von Horizontbildern beurteilen zu können. Im Gutachten werden gegebenenfalls auch Aussagen zu eventuellen Eigenverschattungen bei tiefstehender Wintersonne gemacht Berechnungsverfahren Es gibt keine Festlegung auf ein bestimmtes Berechnungsverfahren oder ein bestimmtes Simulationsprogramm. Bei Anwendung eines Berechnungsprogramms ist die Bezeichnung und die Versionsnummer der Software gefordert. Die Nachvollziehbarkeit der Berechnungen (Ausgangswerte, Rechenweg, Teilergebnisse) muss gegeben sein. Ein Abgleich der Ergebnisse mit realen Anlagenerträgen -soweit vorhanden- ist wünschenswert. Es werden Aussagen getroffen zu möglichen Ertragsminderungen durch Verschattung (z.b. durch Verschmutzung, Schneefall, Blitzfangstangen, Umgebung). Soweit möglich, sollten absehbare Veränderungen (umliegender Bewuchs) bei der Ertragsprognose berücksichtigt werden.

190 178 7 Energie-Ertragsgutachten Darstellung der Ergebnisse Grundsätzlich gilt: Die Nachvollziehbarkeit der Berechnungen ist durch die Angabe der Ausgangswerte, des Rechenweges und der Teilergebnisse sicherzustellen. Die vollständige Darstellung der Ergebnisse eines Ertragsgutachtens enthält: - Beschreibung des Anlagenstandortes und bei Bedarf der Umgebung des Anlagenstandortes. - Darstellung der örtlichen Einstrahlungswerte (horizontale Fläche) auf Basis langjähriger Mittelwerte von Messstellen, die nach WMO- Standard arbeiten (z.b. Deutscher Wetterdienst in Deutschland). - Darstellung der örtlichen Einstrahlungswerte auf die geneigte Modulebene mit Angabe der Methode zur Ermittlung dieser Werte. - Darstellung der für die Ertragsprognose verwendeten Berechnungsverfahren und -methoden. - Darstellung der wesentlichen Systemkomponenten (Module, Wechselrichter, Verschaltung) gemäß Datenblätter der Hersteller. - Prognose des mittleren Jahresenergieertrages. - Prognose des mittleren spezifischen Jahresenergieertrages, bezogen auf die Peakleistung. - Prognose der Performance Ratio (mit Angabe der Definition). - Erläuterung, dass diese Werte statistischen Schwankungen unterliegen und daraus jährlich unterschiedliche Einspeiseerlöse resultieren. - Aussagen zur möglichen Ertragsminderung durch Degradation, Verschmutzung, Mismatch. - Fachkritische Bewertung und Dokumentation der Ergebnisse mit dem Hinweis, dass die Ertragsprognose einen ganzjährig störungsfreien Betrieb voraussetzt. - Hinweis auf den aktuellen Planungsstand, der bei späteren Änderungen (z.b. in der Bauphase) gegebenenfalls ein Nachgutachten erforderlich macht. Die Angabe einer Gesamt-Unsicherheit des Energieertrages ist zu empfehlen, um Fehleinschätzungen z.b. durch Banken zu vermeiden. Außerdem soll zu möglichen Sicherheitsabschlägen Stellung bezogen werden. Dabei sollte kein pauschaler Sicherheitsabschlag, sondern nur begründete technische Sicherheitsabschläge vorgenommen und erläutert werden. Dieser technische Sicherheitsabschlag ist nicht zu verwechseln mit einem eventuellen kaufmännischen Sicherheitsabschlag durch den Projektleiter.

191 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen In Iserlohn-Sümmern wurden auf mehreren Gebäuden Photovoltaik- Anlagen errichtet. Für drei Anlagen wurden im Jahr 2005 Gutachten erstellt, die anschließend verglichen wurden Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Brucknerstraße Abb Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Brucknerstraße im Winter mit Schnee Im Jahr 2001 wurde auf dem Ostdach eines Wohnhauses in Iserlohn- Sümmern, Brucknerstraße eine PV-Anlage zur Netzeinspeisung errichtet. Geografische Lage von Sümmern: 51,42Nördliche Breite 7,72 Östliche Länge (7.2.1) Die PV-Anlage wurde parallel zur Dachfläche montiert. Orientierung der Generatorfläche: s 48Elevation a 90 Azimut (7.2.2) 1 1

192 180 7 Energie-Ertragsgutachten Ermittlung der Einstrahlungsdaten aus der Satel-Light-Datenbank. Für Sümmern Brucknerstraße ergeben sich folgende Werte: Tabelle Einstrahlungsdaten für PV-Anlage Sümmern Brucknerstraße Tagessummen der Globalstrahlung Monatsmittel Standort Sümmern Grad Minuten Geogr. Breite 51,4167 N Geogr. Länge 7,7167 E Horizontal s=48 a=90 kwh/m² kwh/m² Januar 0,800 0,744 Februar 1,312 1,152 März 2,241 1,979 April 3,884 3,387 Mai 4,673 3,946 Juni 5,094 4,280 Juli 4,325 3,542 August 4,152 3,578 September 2,932 2,537 Oktober 1,694 1,517 November 0,949 0,872 Dezember 0,618 0,557 Jahr Jahresmittel kwh/m² kwh/m² GA 2,729 2,346 1,651 1,367 Jahresmittelwert der täglichen Globalstrahlung auf die Horizontale: GA 2,729 kwh (7.2.3) 2 m Jahresmittelwert der täglichen Globalstrahlung auf die geneigte Fläche: GA kwh 2,346 (7.2.4) m T1 2

193 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 181 Durch die nicht optimale Dachneigung (Ostdach) wird eine Ertragsminderung bezüglich einer horizontal installieren Anlage erwartet. Der Faktor der Ertragsänderung wird Flächenfaktor genannt (vgl. Kapitel 2.4). F GA (7.2.5) GA T1 A1 FA 1 0,86 Hier ergibt sich eine Ertragsminderung von 14% gegenüber dem Ertrag einer horizontal installierten Anlage. Der PV-Generator wird mit Modulen des Typs BP585F realisiert. PV-Moduldatenblatt Hersteller: BP Solar Typ: BP 585F I 5, 0 A Peakleistung P 85, 0W U sc oc p max p max 22,1V I 4, 7 A Füllfaktor FF 0, 77 U 18, 0V Serien-Innenwiderstand R 0,36 Zelltyp m-si Parallel-Innenwiderstand R 351 c T 0,50% relative Peakleistungsänderung pro Kelvin pk s p Strom [A] Spannung [V] Abb PV-Modulkennlinie BP 585F

194 182 7 Energie-Ertragsgutachten Der PV-Generator wird mit N mod =24 Modulen des Typs BP585F realisiert. Ppk Nmod Ppk mod Ppk 2, 04 kw (7.2.6) Es werden 2 Strings vorgesehen. N n n n (7.2.7) mod p 2 r r 12 np Die 2 Strings werden am DC-Eingang des Wechselrichters parallelgeschaltet. Der folgende Wechselrichtertyp steht zur Verfügung. PV-Wechselrichterdatenblatt Hersteller: Sun Power Typ: SP Nennleistung AC PAC 2,50kW Maximale PV-Leistung PPV 3,60kW Minimale MPP-Spannung Maximale MPP-Spannung MaximaleSpannung DC Maximaler Strom DC UMPP min UMPP max UDC max I DC max 194V 400V 450V 14, 00 A Maximaler Wirkungsgrad ax 94,0% Euro-Wirkungsgrad 92, 0% m EUR Es muss überprüft werden, ob der vorgesehene Wechselrichter für die geplante Generator-Konfiguration geeignet ist. Die Generator-Kennwerte müssen innerhalb der zulässigen Wechselrichter-Grenzwerte liegen. Die folgenden Generatorgrenzwerte treten auf: Peakleistung des Generators MPP-Spannung eines Strings Leerlauf-Spannung eines Strings MPP-Strom der parallelen Strings P P n n pkges pk mod r p U U n max str max mod U U n ocstr ocmod r I I n max ges max mod p r (7.2.8)

195 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 183 Die folgende Test-Routine führt die Überprüfung durch. Überprüfung E "Ppv>Ppkges" 11 E P 12 pv P pkges E 21 "Umaxstr>UMPPmin" E U 22 maxstr U MPPmin E 31 "Umaxstr<UMPPmax" E U 32 maxstr U MPPmax E 41 "UDCmax>Uocstr" E U 42 DCmax U ocstr E 51 "IDCmax>Imaxges" E I 52 DCmax I maxges for E i 1 5 E i2 E i2 "o.k." if "nicht o.k." E 1 i2 otherwise (7.2.9) Das Ergebnis der Überprüfung wird als Liste ausgegeben. Überprüfung "Ppv>Ppkges" "o.k." "Umaxstr>UMPPmin" "Umaxstr<UMPPmax" "UDCmax>Uocstr" "IDCmax>Imaxges" "o.k." "o.k." "o.k." "o.k." (7.2.10) Alle Bedingungen werden hier eingehalten. Der Wechselrichter kann mit den zwei parallelen Strings betrieben werden.

196 184 7 Energie-Ertragsgutachten Da die Peakleistung des Generators eine bestimmende Größe für den Energieertrag ist, sollte die Peakleistung noch in der Bauphase vor Ort überprüft werden (vgl. Kapitel 3.5.1). Im vorliegenden Fall wurde die Peakleistungsmessung durchgeführt. Zunächst wurden aktuelle Kennlinien der beiden Strings separat aufgenommen. Der Kurvenverlauf gibt Aufschlüsse über eventuelle Probleme bei der Installation. Im Anhang A.3. ist eine Zusammenstellung von Ursachen für Minder-Leistung gegeben, die anhand der Messung erkannt werden können. Die folgende Abbildung zeigt das Ergebnis der Kennlinienmessung des ersten Strings Strom [A] Spannung [V] Abb Kennlinienmessung String 1 Der monoton fallende Verlauf zeigt, dass keine starken Unsymmetrieen in den Modulen auftreten. Die Größen Leerlaufspannung, Kurzschlussstrom, Füllfaktor entsprechen den Erwartungswerten bei der aktuellen Bestrahlungsstärke und der aktuellen Modultemperatur. Bestrahlungsstärke und Modultemperatur wurden gleichzeitig mit erfasst und werden anschließend zur Peakleistungsberechnung verwandt.

197 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 185 Die Messung des zweiten Strings wurde bei etwas höherer Bestrahlungsstärke durchgeführt. Dadurch liegt der Kurzschlussstrom etwas höher als bei der ersten Kennlinie Strom [A] Spannung [V] Abb Kennlinienmessung String 2 Auch die Kennlinie des zweiten Strings zeigt keine Auffälligkeiten. Aus den Messungen folgt die Peakleistung der beiden Strings. Es ergab sich für String 1: I 4,54 AU 204,5V P 0,928kW. (7.2.11) pmax STC1 pmax STC1 pk1 Es ergab sich für String 2: I 4, 63 AU 192, 6V P 0,892 kw. (7.2.12) pmax STC2 pmax STC2 pk2 Es folgt die gesamte gemessene Peakleistung: Ppkm Ppk 1Ppk 2 Ppkm 1, 82 kw. (7.2.13) Ein Vergleich mit dem Datenblatt-Wert (7.2.6) zeigt, dass die gemessene Peakleistung ca. 11% unter dem Datenblattwert liegt. Würde eine Energieertragsprognose hier mit der Datenblatt-Peakleistung durchgeführt werden, so ergäbe sich hier auch eine um 11% zu hohe Prognose. Die weiteren Berechnungen werden daher mit dem gemessenen Wert der Peakleistung durchgeführt: P pkm.

198 186 7 Energie-Ertragsgutachten Der elektrische Tages-Energieertrag W d der ins Netz eingespeist wird folgt aus dem Jahresmittelwert der täglichen Einstrahlung auf die geneigte Fläche GA T, (vgl. Kapitel 6.1). Aus (6.1.1) folgt: P (7.2.14) pkm Wd GAT PR E0 Mit der Performance Ratio der Anlage (6.1.2) können alle weiteren Verluste durch ihre Teil-Wirkungsgrade beschrieben werden. PR PR0 i (7.2.15) i Die mittlere Performance Ratio für kristalline Silizium Zellen beträgt unter mitteleuropäischen Wetterverhältnissen PR0 csi 84% (7.2.16) Es müssen noch zwei Wirkungsgrade berücksichtigt werden. Der Euro-Wirkungsgrad des Wechselrichters und der Übertragungswiderstand der Gleichstromleitungen zum Wechselrichter. Am Ausgang des Wechselrichters wird unmittelbar der Einspeise-Zähler angeschlossen, so dass für den Energieertrag keine weiteren Wirkungsgrade zu berücksichtigen sind. Der Übertragungswirkungsgrad wird mit angenommen. Es folgt der Jahres-Energieertrag: 99% (7.2.17) l P W 365GA PR. (7.2.18) pkm A1 T1 0cSi EUR l E0 Mittlerer Jahresenergieertrag der PV-Anlage Sümmern, Brucknerstraße : WA1 1,192 MWh. (7.2.19) Mit der spezifischen CO 2 -Emission fossiler Kraftwerke 1998 [202] em kg CO kwh 2 fossil 0,92 (7.2.20) ermöglicht diese Anlage folgende Jahres-CO 2 -Emissionsminderung: EM 1,1tCO (7.2.21) fossil1 2

199 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 187 Die jährliche Einstrahlung unterliegt gewissen statistischen Schwankungen von typisch ± 5%. Dadurch schwankt auch der jährliche Energieertrag um diesen Faktor. Die Auswirkung der tatsächlich aufgetretenen Schwankungen der 5 Jahre 2000 bis 2004 soll hier exemplarisch dargestellt werden. Als Bezugsgrößen werden die Jahressummen des Deutschen Wetterdienstes (DWD) für den Ort Dortmund herangezogen. Die Entfernung zu Sümmern beträgt ca. 22 km Luftlinie. Aus der Satel-Light-Datenbank folgt für Sümmern die Jahressumme 996,08 kwh/m 2 und für Dortmund 996,45 kwh/m 2. Der Einstrahlungsunterschied zwischen Dortmund und Sümmern liegt unter 1%. Es wird daher angenommen, dass die jährlichen prozentualen Abweichungen in Dortmund und Sümmern gleich sind. Die Jahressummen einiger Städte werden in Fachzeitschriften veröffentlicht [300, 302]. Die folgende Tabelle zeigt die Einstrahlungsschwankungen in den 5 Jahren 2000 bis Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass das Jahr 2003 ein Ausnahmejahr war und nicht in eine kurzfristige Mittelwertbetrachtung einbezogen werden sollte, da durch dieses Jahrhundertereignis der kurzfristige Mittelwert signifikant vom langjährigen Mittel abweichen wird. Tabelle Jahressummen der Globalstrahlung in Dortmund Satel-Light DWD 2000 DWD 2001 DWD 2002 DWD 2003 DWD kwh/m ,9% 1,2% -2,9% 16,9% 2,3% Da der Ertrag proportional zur Einstrahlung ist, können diese prozentualen Veränderungen auch für die Erwartungswerte der Erträge verwandt werden. Somit folgen die Jahresertragsprognosen in diesen 5 Jahren: Tabelle Jahreserträge in Sümmern, Brucknerstraße ,9% 1,2% -2,9% 16,9% 2,3% 1,192 MWh 1,181 1,206 1,158 1,394 1,219 Tatsächliche Erträge ab ,084 1,424 1,206

200 188 7 Energie-Ertragsgutachten Zu den Abweichungen der tatsächlichen Erträge von den Erwartungswerten kann noch Folgendes ergänzt werden. Abweichung 2002:-6%. Im ersten Betriebsjahr löste sich ein Steckverbinder von einem String, was nicht sofort bemerkt wurde. Für wenige Wochen lieferte der Generator somit nur die halbe Leistung bzw. die halbe Energie. Daraus resultierte ein geringerer Jahresertrag als ohne Störung erwartet. Abweichung 2003: +2 %. In diesem Ausnahmejahr wurde der PV-Generator statistisch häufiger als im langjährigen Mittel im oberen Leistungsbereich betrieben. Da der relative Wirkungsgrad kristalliner Zellen bei höherer Einstrahlung besser ist, wird die mittlere Jahres-Performance Ratio dadurch auch besser, was zu einem besseren Energieertrag führte als in einem Durchschnittsjahr erwartet. Abweichung 2004: -1%. Ein normales Jahr ohne Störungen. Keine auffällige Abweichung vom Erwartungswert. Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass bei störungsfreiem Betrieb in den vergangenen 5 Jahren die hier angegebenen Energieerträge mit einer Unsicherheit von weniger als 5% aufgetreten wären. Eine Hauptursache für die Abweichungen der Prognosen vom tatsächlichen Ertrag liegt hauptsächlich in der Unsicherheit bei der der Berechnung zugrundegelegten Peakleistung. Die geringen Abweichungen resultieren aus der Anwendung des tatsächlich gemessenen Peakleistungswertes P pkm, der hier mehr als 10% vom Datenblatt abwich. Wäre die Berechnung hier mit dem Datenblatt-Wert durchgeführt worden, so wären die Energieerträge um mehr als 10% überschätzt worden. Für eine Energie-Ertragsprognose über mehrere Jahre ist auch die Degradation der Zellen zu beachten. Zur Überprüfung der Herstellergarantie bezüglich der Degradation sollte die Peakleistung bei einer jährlichen Routine-Kontrolle überprüft werden.

201 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Uhlenburg Abb Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Uhlenburg Im Jahr 2001 wurde auf dem Südost-Dach eines Wohnhauses in Iserlohn- Sümmern, Uhlenburg eine eine zweite PV-Anlage zur Netzeinspeisung errichtet. Alle Komponenten sind die gleichen wie bei der Anlage in der Brucknerstraße (Kapitel 7.2.1). Das Haus steht an einem Nordwest-Hang. Südwestlich des Daches, auf dem die PV-Anlage installiert ist befindet sich am Hang aufwärts ein Wald, durch den eine geringe Abschattung zu erwarten ist. Eine Überprüfung der Peakleistung ergab die gleichen Abweichungen wie in Kapitel ermittelt. Da auch der gleiche Wechselrichtertyp eingesetzt wird, lässt sich die Energieertragsprognose hier vereinfacht aus der anderen Einstrahlung auf diese geneigte Dachfläche ermitteln. Die PV-Anlage wurde parallel zur Dachfläche montiert. Orientierung der Generatorfläche: s 23Elevation a 123 Azimut (7.2.22) 2 2

202 190 7 Energie-Ertragsgutachten Ermittlung der Einstrahlungsdaten aus der Satel-Light-Datenbank. Für Sümmern Uhlenburg ergeben sich folgende Werte: Tabelle Einstrahlungsdaten für PV-Anlage Sümmern Uhlenburg Tagessummen der Globalstrahlung Monatsmittel Standort Sümmern Grad Minuten Geogr. Breite 51,4167 N Geogr. Länge 7,7167 E Horizontal s=23 a=123 kwh/m² kwh/m² Januar 0,800 1,154 Februar 1,312 1,647 März 2,241 2,591 April 3,884 4,198 Mai 4,673 4,782 Juni 5,094 5,081 Juli 4,325 4,374 August 4,152 4,356 September 2,932 3,319 Oktober 1,694 2,098 November 0,949 1,297 Dezember 0,618 0,901 Jahr Jahresmittel kwh/m² kwh/m² GA 2,729 2,989 1,651 1,546 Jahresmittelwert der täglichen Globalstrahlung auf die Horizontale: GA 2,729 kwh (7.2.23) 2 m Jahresmittelwert der täglichen Globalstrahlung auf die geneigte Fläche: GA kwh 2,989 (7.2.24) m T 2 2

203 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 191 Es folgt der Jahres-Energieertrag: P W 365GA PR. (7.2.25) pkm A2 T2 0cSi EUR l E0 Mittlerer Jahresenergieertrag der PV-Anlage Sümmern, Uhlenburg : WA2 1,519 MWh. (7.2.26) Mit der spezifischen CO 2 -Emission fossiler Kraftwerke 1998 [202] em fossil kg CO kwh 2 0,92 (7.2.27) ermöglicht diese Anlage folgende Jahres-CO 2 -Emissionsminderung: EM 1, 4 tco (7.2.28) fossil 2 2 Somit folgen die Jahresertragsprognosen in diesen 5 Jahren: Tabelle Jahreserträge in Sümmern, Uhlenburg ,9% 1,2% -2,9% 16,9% 2,3% 1,519 MWh 1,505 1,537 1,476 1,776 1,554 Tatsächliche Erträge ab ,382 1,664 1,434 Die tatsächlichen Erträge liegen durchschnittlich 7% unter den Erwartungswerten. Diese Abweichungen deuten auf eine Ertragsminderung verursacht von der Teilabschattung durch den Wald südöstlich des Hauses hin. Für eine Energie-Ertragsprognose über mehrere Jahre ist auch die Degradation der Zellen zu beachten. Zur Überprüfung der Herstellergarantie bezüglich der Degradation sollte die Peakleistung bei einer jährlichen Routine-Kontrolle überprüft werden.

204 192 7 Energie-Ertragsgutachten Kreuzkirche Sümmern, Kirschblütenweg Im Jahr 2002 wurde auf dem Ost- und dem Westdach der Kreuzkirche in Iserlohn Sümmern eine Photovoltaik-Anlage installiert. Abb Kreuzkirche Sümmern, Ostdach Auf dem Ostdach wurden 16 PV-Module BP5160S installiert. Auf der Ostseite befinden sich keine Hindernisse, die die Einstrahlung auf die Modulflächen behindern würden. Für diesen Anlaganteil werden keine Beeinträchtigungen des Energieertrages erwartet. An dieser Stelle sei der Ev. Maria-Magdalena-Kirchengemeinde Iserlohn der Dank für die Zusammenarbeit bei der Erhebung der Messergebnisse ausgesprochen.

205 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 193 Abb Kreuzkirche Sümmern, Westdach Auf der Westseite wurden ebenfalls 16 PV-Module BP5160S installiert. Die installierte Peakleistung ist somit auf beiden Seiten gleich. Allerdings wird der Westteil durch einen hohen Kirschbaum teilweise abgeschattet, weshalb hier Ertragsverluste durch Abschattung erwartet werden. Die erwartete Abweichung des Energieertrages einer theoretisch verschattungsfreien Anlage von dem tatsächlichen Energieertrag kann im vorliegenden Fall somit durch die Abschattungswirkung des Kirschbaums erklärt werden. Im Folgenden sollen die tatsächlichen Energieerträge der Jahre 2003 und 2004 mit den theoretischen Erwartungswerten verglichen werden.

206 194 7 Energie-Ertragsgutachten Ermittlung der Einstrahlungsdaten aus der Satel-Light-Datenbank. Für Sümmern Kirschblütenweg ergeben sich folgende Werte: Tabelle Einstrahlungsdaten für PV-Anlage Sümmern Kirschblütenweg Tagessummen der Globalstrahlung Monatsmittel Standort Sümmern Grad Minuten Geogr. Breite 51,4167 N Geogr. Länge 7,7167 E Horizontal s=54 a=113 s=54 a=293 kwh/m² kwh/m² kwh/m² Januar 0,800 1,030 0,484 Februar 1,312 1,406 0,877 März 2,241 2,270 1,481 April 3,884 3,650 2,693 Mai 4,673 4,043 3,289 Juni 5,094 4,277 3,700 Juli 4,325 3,554 3,251 August 4,152 3,744 2,957 September 2,932 2,841 2,003 Oktober 1,694 1,836 1,118 November 0,949 1,151 0,592 Dezember 0,618 0,777 0,383 Jahr Jahresmittel kwh/m² kwh/m² kwh/m² GA 2,729 2,553 1,907 1,651 1,288 1,229 Jahresmittelwert der täglichen Globalstrahlung auf die Horizontale: GA 2,729 kwh (7.2.29) 2 m Jahresmittelwert der täglichen Globalstrahlung auf das Ostdach: GA Tost kwh 2,553 (7.2.30) 2 m

207 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 195 Jahresmittelwert der täglichen Globalstrahlung auf das Westdach: GA Twest kwh 1,907 (7.2.31) 2 m Durch die nicht optimalen Dachneigungen (Ost- und Westdach) wird eine Ertragsminderung bezüglich einer horizontal installieren Anlage erwartet. Es treten hier folgende Flächenfaktoren auf:. Ostdach: F Aost GATost FAost 0,94 (7.2.32) GA Hier ergibt sich eine Ertragsminderung von 6% gegenüber dem Ertrag einer horizontal installierten Anlage. Westdach: F Awest GATwest FAwest 0,70 (7.2.33) GA Hier ergibt sich eine Ertragsminderung von 30% gegenüber dem Ertrag einer horizontal installierten Anlage. Der PV-Generator wurde mit Modulen des Typs BP5160S realisiert. PV-Moduldatenblatt Hersteller: BP Solar Typ: BP 5160S I 4,7 A Peakleistung P 159,8W U sc oc p max p max 44,0V I 4, 44 A Füllfaktor FF 0, 77 U 36,0V Serien-Innenwiderstand R 0,73 Zelltyp m-si Parallel-Innenwiderstand R 743 c 0,50% relative Peakleistungsänderung pro Kelvin T pk s p

208 196 7 Energie-Ertragsgutachten Strom [A] Spannung [V] Abb PV-Modulkennlinie BP 5160S Der PV-Generator wurde mit N mod =32 Modulen des Typs BP5160S realisiert. P N P P kw (7.2.34) pk mod pk mod pk 5,1 Der Generator wurde in zwei gleiche Gruppen mit n wr =2 Wechselrichtern aufgeteilt. Zur Überprüfung der Wechselrichter-Konfiguration soll zunächst der Ostteil untersucht werden, da die hier gefundene Konfiguration aus Symmetriegründen dann für den Westteil übernommen werden kann. An einen Wechselrichter werden 16 Module angeschlossen. Es werden 2 Strings mit je 8 Modulen in Reihe vorgesehen. N n n n mod p 2 r r 8 nwr np (7.2.35) Die 2 Strings werden am DC-Eingang des Wechselrichters parallelgeschaltet. Der folgende Wechselrichtertyp steht zur Verfügung.

209 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 197 PV-Wechselrichterdatenblatt Hersteller: SMA Typ: Sunny Boy SB 3000 Nennleistung AC PAC 3,0 kw Maximale PV-Leistung PPV 4,1kW Minimale MPP-Spannung Maximale MPP-Spannung MaximaleSpannung DC Maximaler Strom DC UMPPmin UMPP max UDC max IDC max 268V 600V 600V 12, 00 A Maximaler Wirkungsgrad 95,0% Euro-Wirkungsgrad 93, 6% max EUR Es muss überprüft werden, ob der vorgesehene Wechselrichter für die geplante Generator-Konfiguration geeignet ist. Die Generator-Kennwerte müssen innerhalb der zulässigen Wechselrichter-Grenzwerte liegen. Die folgenden Generatorgrenzwerte treten auf: Peakleistung des Generators MPP-Spannung eines Strings Leerlauf-Spannung eines Strings MPP-Strom der parallelen Strings P P n n Umax str Umax mod nr Uocstr Uocmod nr I I n pkges pk mod r p max ges max mod p (7.2.36) Die Test-Routine (7.2.9) führt die Überprüfung durch. Das Ergebnis der Überprüfung wird als Liste ausgegeben. Überprüfung "Ppv>Ppkges" "o.k." "Umaxstr>UMPPmin" "o.k." "Umaxstr<UMPPmax" "o.k." (7.2.37) "UDCmax>Uocstr" "o.k." "IDCmax>Imaxges" "o.k." Alle Bedingungen werden hier eingehalten. Der Wechselrichter kann mit den zwei parallelen Strings betrieben werden.

210 198 7 Energie-Ertragsgutachten Da der Energieertrag proportional zur Peakleistung des Generators ist, wurde die Peakleistung vor Ort überprüft (vgl. Kapitel 3.5.1). Im vorliegenden Fall wurden zunächst die Kennlinienmessungen für die beiden Generatorteile separat durchgeführt. Der Kurvenverlauf gibt Aufschlüsse über eventuelle Probleme bei der Installation. Im Anhang A.3. ist eine Zusammenstellung von Ursachen für Minder-Leistung gegeben, die anhand der Messung erkannt werden können. Die folgende Abbildung zeigt das Ergebnis der Kennlinienmessung des Ostgenerators Strom [A] Spannung [V] Abb Kennlinienmessung Ostgenerator Der monoton fallende Verlauf zeigt, dass keine starken Unsymmetrieen in den Modulen auftreten. Die Größen Leerlaufspannung, Kurzschlussstrom, Füllfaktor entsprechen den Erwartungswerten bei der aktuellen Bestrahlungsstärke und der aktuellen Modultemperatur. Bestrahlungsstärke und Modultemperatur wurden gleichzeitig mit erfasst und werden anschließend zur Peakleistungsberechnung verwandt. Die Messung des Westgenerators wurde bei etwas geringerer Bestrahlungsstärke durchgeführt, da beide Messungen am Vormittag durchgeführt wurden. Dadurch führt der günstigere Einfallswinkel der aktuellen Einstrahlung für den Ostteil zu höheren Kurzschlussströmen als für den Westteil.

211 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen Strom [A] Spannung [V] Abb Kennlinienmessung Westgenerator Die Kennlinie des Westgenerators zeigt eine auffällige Störung des Kennlinienverlaufs. Die Stufigkeit der Kennlinie weist auf eine starke Teilabschattung hin, die durch den Schatten des Kirschbaumes verursacht wird. Die Stufigkeit kommt durch die Bypass-Dioden zustande, wodurch der abgeschattete Generatorteil überbrückt wird. Ohne Bypass-Diode ergäben sich in diesem Fall noch höhere Verluste. Aus der teilabgeschatteten Kennlinie lässt sich die Peakleistung nicht ermitteln. Es wird daher die Ermittlung der Peakleistung nur für den Ostteil durchgeführt. Aus Symmetriegründen wird dieser Peakleistungswert dann für den Westteil übernommen. Die Messung ergab für den Ost-Generatorteil: Ppkostm 2,503kW. (7.2.38) Laut Datenblatt beträgt die Peakleistung der 16 Module Ppkost 2,556 kw. (7.2.39) Ein Vergleich der Messung mit dem Datenblattwert zeigt, dass die gemessene Peakleistung ca. 2% unter dem Datenblattwert liegt. Diese Abweichung liegt im Bereich der Messgenauigkeit. Die Datenblattangaben werden hier vollständig eingehalten. Die weiteren Ertragsberechnungen werden daher mit dem Datenblattwert durchgeführt.

212 200 7 Energie-Ertragsgutachten Der elektrische Tages-Energieertrag W d der ins Netz eingespeist wird folgt aus der Summe der Teilerträge für den Ost- und den Westteil: P P W ( GA GA ) PR (7.2.40) pkost pkwest d Tost Twest E0 E0 Mit der Performance Ratio der Anlage (6.1.2) können alle weiteren Verluste durch ihre Teil-Wirkungsgrade beschrieben werden. PR PR0 i (7.2.41) i Die mittlere Performance Ratio für kristalline Silizium Zellen beträgt unter mitteleuropäischen Wetterverhältnissen PR0 csi 84% (7.2.42) Es müssen noch zwei Wirkungsgrade berücksichtigt werden. Der Euro-Wirkungsgrad des Wechselrichters und der Übertragungswiderstand der Gleichstromleitungen zum Wechselrichter. Am Ausgang des Wechselrichters wird unmittelbar der Einspeise-Zähler angeschlossen, so dass für den Energieertrag keine weiteren Wirkungsgrade zu berücksichtigen sind. Der Übertragungswirkungsgrad wird mit angenommen. Es folgt der Jahres-Energieertrag: 99% (7.2.43) l P P W 365 ( GA GA ) PR. (7.2.44) pkost pkwest A3 Tost Twest 0cSi wr l E0 E0 Mittlerer Jahresenergieertrag der PV-Anlage Kreuzkirche Sümmern : WA3 3, 2 MWh. (7.2.45) Mit der spezifischen CO 2 -Emission fossiler Kraftwerke 1998 [202] em kg CO kwh 2 fossil 0,92 (7.2.46) ermöglicht diese Anlage folgende Jahres-CO 2 -Emissionsminderung: EM 3, 0tCO (7.2.47) fossil3 2

213 201 Somit folgen die Jahresertragsprognosen in diesen 5 Jahren: Tabelle Jahreserträge in Sümmern, Kreuzkirche ,9% 1,2% -2,9% 16,9% 2,3% 3,2 MWh 3,17 3,24 3,11 3,74 3,27 Tatsächliche Erträge ab ,002 2,694 Die tatsächlichen Erträge liegen 20% im Jahr 2003 und 18% im Jahr 2004 unter den Erwartungswerten. Diese Abweichungen deuten auf eine Ertragsminderung hin, verursacht von der Teilabschattung durch den Kirschbaum südwestlich von dem PV-Generator des Westdaches. Durch die Beseitigung des abschattenden Obstbaumes könnte pro Jahr etwa 20% bzw. 600 kwh mehr erzeugt und ins Netz eingespeist werden. Da die kommunalen Baumschutz-Satzungen Obstbäume im Allgemeinen nicht unter einen besonderen Schutz stellen, könnte dieser störende Kirschbaum im Interesse der Verbesserung des Energieertrages der PV- Anlage gefällt werden. Für eine Energie-Ertragsprognose über mehrere Jahre ist auch die Degradation der Zellen zu beachten. Zur Überprüfung der Herstellergarantie bezüglich der Degradation sollte die Peakleistung bei einer jährlichen Routine-Kontrolle überprüft werden Zusammenfassung Die Ergebnisse der Ertragsgutachten der drei PV-Anlagen zusammenfassend kann festgestellt werden, dass unter der Bedingung der sorgfältigen Erfassung aller Komponenten einer PV-Anlage, insbesondere Peakleistung des PV-Generators sowie Wirkungsgrad und MPP-Tracking-Genauigkeit des Wechselrichters, eine zuverlässige Prognose des mittleren Jahresenergieertrages mit einer Genauigkeit besser als 5% möglich ist. Größere Abweichungen deuten somit auf Qualitätsmängel oder Störungen hin, die durch regelmäßige Qualitätskontrolle behoben oder vermieden werden können.

214 Anhang A.1 Solares Strahlungsangebot A.1.1 Spektrum des Sonnenlichtes A.1.2 Astronomische Gegebenheiten A.1.3 Deklination Januar bis Juni A.1.4 Deklination Juli bis Dezember A.1.5 Zeitgleichung Januar bis Juni A.1.6 Zeitgleichung Juli bis Dezember A.1.7 Einstrahlung auf die Horizontale A.1.8 Einstrahlung auf geneigte Fläche A.1.9 Jährliche Schwankung der Globalstrahlung A.2 Solargenerator A.2.1 Effektive Solarzellen-Kennlinie A.2.2 PV-Modul-Datensammlung A.3 Ursachen für Minder-Leistung A.4 Mathcad Grundlagen A.5 Qualitätskontrolle A.5.1 Ermittlung der Kennwerte A.5.2 Peakleistung A.5.3 Serien-Innenwiderstand R s A.5.4 Parallel-Innenwiderstand R p A.6 Matchverluste A.7 Anlagenkomponenten A.7.1 Bleibatterie A.7.2 Wechselrichter A.8 Systemdimensionierung A.8.1 Täglicher Energiebedarf A.8.2 Dimensionierung der Batterie A.8.3 Dimensionierung des Solargenerators A.8.4 Mittlere Verfügbarkeit A.9 Energieversorgung mit PV-Anlagen A.9.1 Energieertrag A.9.2 Kosten pro Kilowattstunde A.9.3 Kosten-Annuitäten-Methode A.10 CO 2 -Emission

215 204 Anhang A.1 Solares Strahlungsangebot A.1.1 Spektrum des Sonnenlichtes 2200 Strahlungsintensität [W/m² m] AM0 AM K Wellenlänge[m] Abb. A.1.1. Spektrale Strahlungsverteilung des Sonnenlichtes Solarkonstante E 1367 W (A.1.1) 2 m AirMass: Relative Weglänge durch die Atmosphäre. Näherungsweise gilt bis etwa AM3 Air Mass 1 AM cos Z (A.1.2) Extraterrestrisches Spektrum AM 0 (A.1.3) Kürzester Weg durch die Atmosphäre AM 1 (A.1.4) Standard-Spektrum für STC AM 1, 5 (A.1.5)

216 A.1 Solares Strahlungsangebot 205 Tabelle A Extraterrestrisches Sonnenspektrum AM0 Wellenlänge m Spektrale Bestrahlungsstärke W m -2 m -1 Kumulative integrierte Bestrahlungsstärke % 0,115 0,007 1,00E-04 0,14 0,3 5,00E-04 0,16 0,23 6,00E-04 0,18 1,25 1,60E-03 0,20 10,7 8,10E-03 0,22 57,5 0,05 0,23 66,7 0,10 0,24 63,0 0,14 0,25 70,9 0,19 0, ,27 0, ,41 0, ,56 0, ,81 0, ,21 0, ,66 0, ,22 0, ,93 0, ,72 0, ,52 0, ,32 0, ,15 0, ,00 0, ,82 0, ,73 0, ,92 0, ,22 0, ,47 0, ,73 0, ,14 0, ,65 0, ,17 0, ,68 0, ,15 0, ,60 0, ,01 0, ,38 0, ,74

217 206 Anhang Tabelle A Extraterrestrisches Sonnenspektrum AM0 Wellenlänge m Spektrale Bestrahlungsstärke W m -2 m -1 Kumulative integrierte Bestrahlungsstärke % 0, ,08 0, ,38 0, ,65 0, ,91 0, ,18 0, ,44 0, ,68 0, ,10 0, ,42 0, ,66 0, ,81 0, ,88 0, ,86 0, ,69 0, ,02 0, ,37 1, ,49 1, ,40 1, ,33 1, ,61 1, ,59 2, ,49 2, ,83 2, ,86 2, ,67 2, ,31 3, ,38 3,20 22,6 98,22 3,40 16,6 98,50 3,60 13,5 98,72 3,80 11,1 98,19 4,00 9,5 99,06 4,50 5,9 99,34 5,00 3,8 99,51 6 1,8 99, ,82 8 0,59 99, ,24 99, ,80E-02 99, ,50E-02 99, ,90E

218 A.1 Solares Strahlungsangebot 207 Tabelle A Terrestrisches Sonnenspektrum AM1,5 Wellenlänge m Spektrale Bestrahlungsstärke W m -2 m -1 Kumulative integrierte Bestrahlungsstärke W m -2 0,305 9,5 0,06 0,31 42,3 0,19 0, ,8 0,57 0,32 181,0 1,29 0, ,8 2,36 0,33 395,3 3,97 0, ,1 5,93 0,34 435,3 7,99 0, ,9 10,18 0,35 483,7 12,49 0,36 520,3 17,51 0,37 666,2 23,44 0,38 712,5 30,33 0,39 720,7 37,50 0, ,1 46,17 0, ,2 57,02 0, ,0 68,74 0, ,9 80,01 0, ,0 91,88 0, ,0 106,02 0, ,6 121,65 0, ,0 137,55 0, ,3 153,60 0, ,2 169,44 0, ,7 184,88 0, ,5 200,55 0, ,9 215,91 0, ,4 231,20 0, ,7 246,81 0, ,5 262,38 0, ,5 293,01 0, ,5 321,98 0, ,3 350,78 0, ,1 379,98 0, ,9 408,52 0, ,3 436,64 0, ,0 461,86 0, ,7 486,33 0, ,3 495,46 0, ,2 502,21

219 208 Anhang Tabelle A Terrestrisches Sonnenspektrum AM1,5 Wellenlänge m Spektrale Bestrahlungsstärke W m -2 m -1 Kumulative integrierte Bestrahlungsstärke W m -2 0, ,2 519,79 0, ,9 534,82 0, ,5 540,75 0, ,1 545,29 0, ,7 549,48 0, ,1 562,99 0, ,6 585,12 0, ,2 600,56 0, ,85 0, ,4 613,49 0,84 959,9 621,46 0,86 978,9 640,85 0,88 933,2 659,97 0, ,5 680,99 0, ,5 688,07 0, ,3 694,86 0,93 403,6 697,60 0, ,3 699,91 0, ,6 703,06 0, ,8 710,20 0,98 646,4 719,00 0, ,8 728,41 1,04 690,5 761,82 1,07 637,5 781,74 1,10 412,6 797,49 1,12 108,9 802,71 1,13 189,1 804,20 1, ,2 805,32 1, ,0 810,98 1,18 460,0 818,57 1,20 423,6 827,40 1, ,5 843,22 1,29 413,1 867,80 1,32 250,2 877,75 1,35 32,5 881,99 1,395 1,6 882,75 1, ,7 884,11 1, ,1 885,72 1, ,5 887,25 1, ,1 890,12 1,52 262,6 895,24

220 A.1 Solares Strahlungsangebot 209 Tabelle A Terrestrisches Sonnenspektrum AM1,5 Wellenlänge m Spektrale Bestrahlungsstärke W m -2 m -1 Kumulative integrierte Bestrahlungsstärke W m -2 1, ,2 900,34 1, ,56 1, ,6 910,75 1, ,4 914,19 1,61 228,7 918,48 1,63 244,5 923,21 1, ,8 927,05 1, ,5 934,33 1,74 171,5 946,48 1,80 30,7 952,55 1,86 2,0 953,53 1,92 1,2 953,63 1,96 21,2 954,07 1,985 91,1 955,48 2,005 26,8 956,66 2,035 99,5 958,55 2,065 60,4 960,95 2,10 89,1 963,57 2,148 82,2 967,68 2,198 71,5 971,25 2,27 70,2 976,62 2,36 62,0 982,57 2,45 21,2 986,32 2,494 18,5 987,19 2,537 3,2 987,66 2,941 4,4 989,19 2,973 7,6 989,38 3,005 6,5 989,60 3,056 3,2 989,85 3,132 5,4 990,18 3,156 19,4 990,48 3,204 1,3 990,98 3,245 3,2 991,07 3,317 13,1 991,66 3,344 3,2 991,88 3,45 13,3 992,75 3,573 11,9 994,30 3,765 9,8 996,38 4,045 7,5 998,

221 210 Anhang A.1.2 Astronomische Gegebenheiten Strahlungsfluss des Sonnenlichtes bei homogener Bestrahlung EAcos (A.1.6) Strahlungsfluss [W] E Bestrahlungsstärke [W/m 2 ] A Empfangsfläche [m 2 ] Einfallswinkel (< zwischen Flächennormale und Strahlrichtung) Einfallswinkel auf eine ebene Fläche cossin sin cos s sin cossin scos a cos coscos s cos cos sinsin scos acos cos sin ssin asin (A.1.7) Geografische Breite (Nord +, Süd -) Geografische Länge (Ost +, West -) Stundenwinkel (Vormittag +, Nachmittag ) Deklination (beschreibt jahreszeitliche Stellung der Erdachse) s Neigungswinkel zwischen Horizontale und Fläche (immer positiv) a Azimutwinkel der Fläche (Nord=0, O=90, Süd=180, W=270 ) Sonderfälle für Einfallswinkel - Zenitwinkel: Einfallswinkel auf die Horizontale (s=0). cosz sin sincos cos cos (A.1.8) - Zenitwinkel bei Sonnenhöchststand (=0). cos cos( ) (A.1.9) Z 0 - Neigung Richtung Äquator (a = 180 oder 0, s beliebig). cos sin sin( s) cos cos( s) cos Äquator (A.1.10) - Neigung Richtung Äquator, zusätzlich mit s= (geografische Breite) Gleicher Winkel wie Zenitwinkel am Äquator. cosz Äquator cos cos (A.1.11)

222 A.1 Solares Strahlungsangebot 211 Bezugsmeridiane 0 einiger Zeitzonen - UT Universal Time (Weltzeit, früher GMT) UT = 0 - MEZ Mitteleuropäische Zeit MEZ = 15 - MESZ Mitteleuropäische Sommerzeit MESZ = 30 Datumformat Tag. Mon (A.1.12) Tagesnummer N 30,3 ( Mon1) Tag (A.1.13) d Die Deklination beschreibt die jahreszeitliche Stellung der Erdachse 284 N Deklination 23, 45sin(360 d ) (A.1.14) 365 Die Zeitgleichung beschreibt die Abweichung zwischen wahrer Ortszeit und mittlerer Ortszeit. 88 Nd 10 Nd Zh 0,123hcos(360 ) 0,167hsin(720 ) (A.1.15) Zeitformat: Stunden und dezimale Stundenbruchteile. 45 Beispiel: 12h 45 min 12h h 12, 75h (A.1.16) 60 Stundenwinkel 15 (12 hwoz) (A.1.17) h h Wahre Ortszeit WOZ 12h 15 (A.1.18) h Gesetzliche Zeit GZ WOZ ( Zh ( 0 ) ) 15 (A.1.19)

223 212 Anhang Stundenwinkel bei Sonnenauf- und -untergang: arccos( tan tan ) (A.1.20) s Sonnenaufgang (A.1.21) sa s Sonnenuntergang (A.1.22) su s AirMass: Relative Weglänge des Lichtes durch die Atmosphäre. Näherungsweise gilt für die AM-Zahl bis etwa AM3 1 AirMass AM cos Z (A.1.23) Stundenwinkel, zu dem ein bestimmtes AM-Spektrum auftritt: 1 sin sin ( AM ) arccos( AM ) cos cos (A.1.24) Die folgenden Abbildungen zeigen die Einzelteile für eine Experimentier-Sommer-Sonnenuhr (Nordhalbkugel). Die Fläche mit dem Uhrenziffernblatt bildet eine parallele Ebene mit der Horizontale am Nordpol. Es folgt daher der Neigungswinkel der Uhr: Neigungswinkel 90 (A.1.25) Die Maße und Winkel dieses Sommer-Sonnenuhren-Modells sind beispielhaft für den 51. Breitengrad nördliche Breite ausgeführt und können sinngemäß an andere Breitengrade angepasst werden.

224 A.1 Solares Strahlungsangebot 213 Abb. A Sommersonnenuhr Hauptteil 1

225 214 Anhang Abb. A Sommersonnenuhr Seitenteil 2 Abb. A Sommersonnenuhr Seitenteil 3

226 A.1 Solares Strahlungsangebot 215 Abb. A Sommersonnenuhr Schattenwerfer Teil 4 Abb. A Faltanweisung für Schattenwerfer

227 216 Anhang Abb. A Uhrenziffernblatt Abb. A Befestigungsstreifen für Schattenwerfer

228 A.1 Solares Strahlungsangebot 217 Abb. A Sommersonnenuhr Gesamtansicht 1. Hauptteil 1 ausschneiden. 2. Seitenteil 2 ausschneiden. 3. Seitenteil 3 ausschneiden. 4. Am Hauptteil Boden und Südseite nach hinten falzen. 5. Am Seitenteil 2 Klebeflächen nach hinten falzen. 6. Seitenteil 2 rechts ins Hauptteil einpassen und verkleben. 7. Seitenteil 3 links ins Hauptteil einpassen und verkleben. 8. Schattenwerfer 4 ausschneiden 9. Schattenwerfer vom kreisförmigen Rand aus bis zur Mitte vorsichtig einschneiden ( Scherensymbol wird durchgeschnitten ). 10.Schattenwerfer gemäß Abb. A falten. 11.Uhrenziffernblatt Abb. A ausschneiden. 12.Befestigungsstreifen für Schattenwerfer ausschneiden. 13.Mit einer Stecknadel 3 Zentrier-Löcher stechen und zwar in das Ziffernblatt, in den Befestigungsstreifen und in die Zentrier- Markierung des Hauptteils. 14.Mit einer Reißzwecke den Befestigungsstreifen auf das Ziffernblatt heften. 15.Den Schattenwerfer auf den Befestigungsstreifen kleben. 16.Ziffernblatt mit Befestigungsstreifen und Schattenwerfer mit der Reißzwecke im Hauptteil einstecken. 17.Die überstehenden Ränder des Befestigungsstreifens an die Seitenteile kleben. 18.Am Uhrenziffernblatt die Position 12 Uhr unten einstellen. 19.Bei korrekter Ausrichtung (Schattenwerfer zeigt nach Norden) zeigt die Uhr jetzt die wahre Ortszeit an.

229 218 Anhang A.1.3 Deklination Januar bis Juni Tabelle A.1.3. Deklination Januar bis Juni Tag Jan Feb Mär Apr Mai Jun 1-23,03-17,22-7,75 4,37 14,95 22, ,95-16,93-7,37 4,77 15,25 22, ,87-16,65-6,98 5,15 15,55 22, ,77-16,35-6,60 5,53 15,83 22, ,67-16,05-6,22 5,92 16,13 22, ,55-15,75-5,83 6,28 16,42 22, ,43-15,43-5,45 6,67 16,70 22, ,30-15,12-5,05 7,05 16,97 22, ,17-14,80-4,67 7,42 17,23 22, ,02-14,48-4,27 7,78 17,50 22, ,87-14,17-3,88 8,15 17,77 23, ,72-13,83-3,48 8,52 18,03 23, ,55-13,50-3,10 8,88 18,28 23, ,38-13,17-2,70 9,25 18,52 23, ,20-12,82-2,30 9,62 18,77 23, ,02-12,48-1,92 9,97 19,00 23, ,83-12,13-1,52 10,32 19,23 23, ,63-11,78-1,12 10,67 19,45 23, ,42-11,43-0,73 11,02 19,67 23, ,22-11,07-0,33 11,37 19,88 23, ,00-10,72 0,07 11,72 20,10 23, ,77-10,35 0,47 12,05 20,30 23, ,55-9,98 0,85 12,38 20,50 23, ,30-9,62 1,25 12,72 20,68 23, ,07-9,25 1,63 13,05 20,87 23, ,82-8,88 2,03 13,37 21,05 23, ,57-8,50 2,43 13,70 21,22 23, ,30-8,13 2,82 14,02 21,38 23, ,05 3,22 14,33 21,55 23, ,77 3,60 14,63 21,70 23, ,50 3,98 21,85 Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (=Kalenderjahr+0,2422d)

230 A.1 Solares Strahlungsangebot 219 A.1.4 Deklination Juli bis Dezember Tabelle A.1.4. Deklination Juli bis Dezember Tag Jul Aug Sep Okt Nov Dez 1 23,15 18,13 8,45-3,02-14,30-21, ,08 17,88 8,08-3,40-14,62-21, ,00 17,62 7,72-3,80-14,93-22, ,92 17,37 7,35-4,18-15,25-22, ,83 17,10 6,98-4,57-15,55-22, ,73 16,83 6,60-4,95-15,85-22, ,63 16,55 6,23-5,33-16,15-22, ,53 16,27 5,87-5,72-16,45-22, ,42 15,98 5,48-6,10-16,73-22, ,30 15,70 5,10-6,48-17,02-22, ,17 15,40 4,73-6,85-17,30-22, ,03 15,10 4,35-7,23-17,58-23, ,90 14,80 3,97-7,62-17,85-23, ,75 14,50 3,58-7,98-18,12-23, ,60 14,20 3,20-8,35-18,38-23, ,43 13,88 2,82-8,73-18,63-23, ,28 13,57 2,43-9,10-18,88-23, ,10 13,25 2,05-9,47-19,13-23, ,93 12,92 1,65-9,82-19,37-23, ,75 12,60 1,27-10,18-19,60-23, ,57 12,27 0,88-10,55-19,82-23, ,37 11,93 0,48-10,90-20,05-23, ,17 11,60 0,10-11,25-20,25-23, ,97 11,25-0,28-11,60-20,47-23, ,75 10,92-0,68-11,95-20,67-23, ,53 10,57-1,07-12,30-20,87-23, ,32 10,22-1,47-12,63-21,05-23, ,08 9,87-1,85-12,98-21,23-23, ,87 9,52-2,23-13,32-21,42-23, ,62 9,17-2,63-13,65-21,58-23, ,38 8,80-13,97-23,13 Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (=Kalenderjahr+0,2422d)

231 220 Anhang A.1.5 Zeitgleichung Januar bis Juni Tabelle A.1.5. Zeitgleichung Januar bis Juni Tag Jan Feb Mär Apr Mai Jun 1-3,38-13,58-12,52-4,07 2,88 2,38 2-3,85-13,72-12,32-3,77 3,02 2,23 3-4,32-13,83-12,12-3,48 3,12 2,08 4-4,78-13,95-11,92-3,18 3,22 1,92 5-5,23-14,03-11,70-2,88 3,32 1,73 6-5,68-14,12-11,47-2,60 3,40 1,57 7-6,12-14,18-11,23-2,32 3,48 1,38 8-6,55-14,23-11,00-2,03 3,55 1,20 9-6,97-14,28-10,75-1,75 3,60 1, ,38-14,30-10,50-1,48 3,65 0, ,80-14,32-10,23-1,22 3,68 0, ,18-14,32-9,97-0,95 3,72 0, ,57-14,30-9,70-0,68 3,73 0, ,95-14,27-9,43-0,42 3,75 0, ,30-14,23-9,15-0,17 3,75-0, ,65-14,18-8,87 0,07 3,75-0, ,00-14,12-8,58 0,32 3,73-0, ,32-14,03-8,28 0,55 3,70-0, ,63-13,95-7,98 0,77 3,67-1, ,93-13,85-7,70 0,98 3,62-1, ,23-13,75-7,40 1,20 3,57-1, ,52-13,63-7,10 1,42 3,50-1, ,78-13,50-6,80 1,60 3,43-1, ,03-13,35-6,48 1,80 3,35-2, ,27-13,20-6,18 1,98 3,25-2, ,50-13,05-5,88 2,15 3,15-2, ,72-12,88-5,58 2,32 3,05-2, ,92-12,70-5,28 2,47 2,93-3, ,10-4,97 2,62 2,80-3, ,28-4,67 2,77 2,67-3, ,43-4,37 2,53 Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (=Kalenderjahr+0,2422d)

232 A.1 Solares Strahlungsangebot 221 A.1.6 Zeitgleichung Juli bis Dezember Tabelle A.1.6. Zeitgleichung Juli bis Dezember Tag Jul Aug Sep Okt Nov Dez 1-3,60-6,27-0,15 10,13 16,37 11,15 2-3,80-6,22 0,17 10,47 16,38 10,77 3-3,98-6,15 0,48 10,78 16,40 10,38 4-4,17-6,07 0,80 11,08 16,40 9,98 5-4,35-5,97 1,13 11,40 16,38 9,58 6-4,53-5,87 1,47 11,70 16,35 9,17 7-4,70-5,77 1,80 11,98 16,32 8,75 8-4,85-5,63 2,15 12,27 16,27 8,32 9-5,02-5,52 2,48 12,55 16,18 7, ,15-5,37 2,83 12,83 16,10 7, ,30-5,22 3,18 13,10 16,02 6, ,43-5,05 3,53 13,35 15,90 6, ,55-4,88 3,90 13,60 15,77 6, ,67-4,72 4,25 13,85 15,63 5, ,78-4,52 4,60 14,07 15,48 5, ,88-4,32 4,95 14,30 15,32 4, ,98-4,12 5,32 14,52 15,12 4, ,07-3,90 5,67 14,72 14,93 3, ,13-3,68 6,03 14,90 14,72 3, ,20-3,45 6,38 15,08 14,48 2, ,27-3,22 6,73 15,25 14,25 2, ,32-2,97 7,08 15,42 14,00 1, ,35-2,72 7,43 15,57 13,73 1, ,38-2,47 7,78 15,70 13,45 0, ,40-2,20 8,13 15,83 13,15 0, ,42-1,92 8,47 15,93 12,85-0, ,42-1,65 8,82 16,03 12,53-0, ,40-1,37 9,15 16,13 12,20-1, ,38-1,07 9,48 16,20 11,87-1, ,37-0,77 9,82 16,27 11,50-2, ,32-0,47 16,32-2,78 Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (=Kalenderjahr+0,2422d)

233 222 Anhang A.1.7 Einstrahlung auf die Horizontale Tägliche Globalstrahlung Tagessumme der Globalstrahlung auf eine horizontale Fläche von Sonnenaufgang SA bis Sonnenuntergang SU. Mittlere Einstrahlung Mittelwert der täglichen Globalstrahlung über einen Zeitraum von n Tagen. SU G E() t dt (A.1.26) SA Standardabweichung 1 n Gi n i 1 G (A.1.27) n ( Gi ng ) 1 i1 (A.1.28) n Tagesmittelwerte für Beobachtungszeiträume Jahr GA G( Jahr) (A.1.29) Monat GM G( Monat) (A.1.30) Sommer (NH) G G( Apr Sep) (A.1.31) som Winter (NH) G G( Okt März) (A.1.32) win Hinweis: Jahreszeiten-Region Nordhalbkugel (NH)

234 A.1 Solares Strahlungsangebot 223 Strahlungsstatistik für partiellen Beobachtungszeitraum über n Monate. Die unterschiedliche Anzahl von Tagen pro Monat N m bedingt die Anwendung gewichteter Monatsmittelwerte zur Ermittlung der Teil- Mittelwerte für den gewählten Jahresabschnitt. GM G eff part 12 GM Nm 365 n 1 GM n i 1 Beispiel für die Jahresstatistik der Globalstrahlung Berlin. Die Werte wurden der Tabelle A entnommen. Berechnungsschema für partielle Mittelwerte (Beispiel: Berlin) Tabelle A.1.7. Strahlungsstatististik der Tagessummen der Globalstrahlung eff (A.1.33) Monat N m GM GM eff G som G win Januar 31 0,75 0,76 0,76 Februar 28 1,32 1,22 1,22 März 31 2,29 2,33 2,33 April 30 3,91 3,86 3,86 Mai 31 5,05 5,15 5,15 Juni 30 5,26 5,19 5,19 Juli 31 4,80 4,89 4,89 August 31 4,61 4,70 4,70 September 30 3,06 3,02 3,02 Oktober 31 1,65 1,68 1,68 November 30 0,94 0,93 0,93 Dezember 31 0,59 0,60 0,60 Jahressumme Mittelwert 2,86 2,86 4,47 1,25 der Tagessummen Standardabweichung 1,81 0,86 0,65 Die Einheit von Mittelwert, Standardabweichung und Jahressumme ist kwh/m 2. Die folgenden Tabellen A bis A zeigen die Jahresstatistiken der Globalstrahlung für einige Städte der Erde. Die Zuordnung der Ländercodes zu den geografischen Angaben ist in Tabelle A.1.8. dargestellt.

235 224 Anhang Mit den im Folgenden verwendeten Bezeichnungen, ihrer Auswahl und der Art der Wiedergabe wird nicht zum völker- oder staatsrechtlichen Status von Ländern, Hoheitsgebieten, Städten oder Gebieten oder zum Verlauf ihrer Grenzen Stellung genommen. Die Schreibweise wurde dem Verzeichnis der Staatennamen für den amtlichen Gebrauch in der Bundesrepublik Deutschland (Stand: 2. März 2009) entnommen. Der aufgeführte Drei-Buchstaben-Code richtet sich nach der Norm DIN EN ISO Die Daten wurden mit der gebotenen Sorgfalt erhoben und auf Plausibilität überprüft ([405] bis [411]). Trotzdem können Fehler bei der Datenerhebung nicht ausgeschlossen werden. Es kann daher keine Gewähr für die Fehlerfreiheit dieser Daten gegeben werden. Für rechtlich verbindliche Planungen oder gutachterliche Bewertungen ist die Verwendung von Einstrahlungswerten notwendig, die auf Basis langjähriger Statistiken gewonnen wurden. Die Messstellen müssen nach WMO-Standard arbeiten. Legende der Tabellen A bis A Breite Nord +, Süd ) [ ] Länge (Ost +, West ) [ ] GA: Jahresmittelwert der Tagessummen [kwh/m 2 ] : Standardabweichung der Tagessummen [kwh/m 2 ] Tabellenwerte: Monatsmittelwert der Tagessummen [kwh/m 2 ] Die Tabellen A bis A sind alphabetisch nach Ländercodes geordnet. Die Zuordnung der Ländernamen zu den Ländercodes ist in Tabelle A.1.8 angegeben.

236 A.1 Solares Strahlungsangebot 225 Tabelle A.1.8. Ländercodes Ägypten EGY Alabama USA Alaska USA Albanien ALB Andorra AND Argentinien ARG Arizona USA Arkansas USA Äthiopien ETH Australien AUS Barbados BRB Belgien BEL Bosnien und Herzegowina BIH Brunei Darussalam BRN Bulgarien BGR California USA Chile CHL China CHN Colorado USA Connecticut USA Dänemark DNK Delaware USA Deutschland DEU Estland EST Fidschi FJI Finnland FIN Florida USA Frankreich FRA Georgia USA Ghana GHA Gibraltar GIB Griechenland GRC Großbritannien und Nordirland GBR Guadeloupe GLP Guyana GUY Hawaii USA Hongkong HKG Idaho USA Illinois USA Indiana USA Indien IND Iowa USA Irland IRL Island ISL Israel ISR Italien ITA Japan JPN Jersey GBJ Kanada CAN Kansas USA Kenia KEN Kentucky USA Kolumbien COL Korea, Republik KOR Kroatien HRV Kuba CUB Lettland LVA Liechtenstein LIE Litauen LTU Louisiana USA Madagaskar MDG Maine USA Malaysia MYS Malta MLT Marokko MAR Martinique MTQ Maryland USA Massachusetts USA Mazedonien MKD Mexiko MEX Michigan USA Minnesota USA Mississippi USA Missouri USA Monaco MCO Mongolei MNG Montana USA Mosambik MOZ Nebraska USA Neukaledonien NCL Neuseeland NZL Nevada USA New Hampshire USA New Jersey USA New Mexico USA New York USA Niederlande NLD Nigeria NGA North Carolina USA North Dakota USA Norwegen NOR Ohio USA Oklahoma USA Oman OMN Oregon USA Österreich AUT Pacific Islands USA Pakistan PAK Pennsylvania USA Peru PER Philippinen PHL Polen POL Portugal PRT Rhode Island USA Rumänien ROU Russische Föderation RUS Sambia ZMB San Marino SMR Schweden SWE Schweiz CHE Senegal SEN Serbien SRB Simbabwe ZWE Singapur SGP Slowakei SVK Slowenien SVN South Carolina USA South Dakota USA Spanien ESP St. Pierre und Miquelon SPM Südafrika ZAF Sudan SDN Tennessee USA Texas USA Thailand THA Trinidad und Tobago TTO Tschechien CZE Tunesien TUN Ukraine UKR Ungarn HUN Usbekistan UZB Utah USA Venezuela VEN Vermont USA Vietnam VNM Virginia USA Washington USA West Virginia USA Wisconsin USA Wyoming USA

237 226 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez ALB Albanien Tirana 41,33 19,82 4,32 2,10 2,07 2,64 3,99 4,67 5,85 7,47 7,13 6,64 4,63 3,15 2,02 1,50 AND Andorra Andorra la Vella 42,50 1,52 4,03 1,72 1,73 2,91 4,08 4,45 4,97 6,44 6,54 5,61 4,61 3,19 2,03 1,69 ARG Argentinien Buenos Aires -34,58-58,48 4,33 1,88 6,91 6,04 5,16 3,26 2,42 1,99 2,17 2,43 4,03 4,63 6,92 6,09 AUS Australien Adelaide -34,93 138,52 5,42 0,35 5,83 4,86 5,60 5,08 4,99 5,11 5,23 5,46 5,59 5,80 5,71 5,76 AUS Australien Brisbane -27,43 153,08 4,78 1,39 7,04 6,17 3,68 4,61 3,40 3,20 2,69 4,19 4,89 5,53 6,18 5,89 AUS Australien Canberra -35,30 148,18 5,08 2,08 7,83 6,86 5,71 4,14 2,86 1,84 2,64 3,43 4,69 6,68 7,22 7,16 AUS Australien Darwin -12,47 130,83 4,60 1,80 7,48 6,50 5,04 3,78 2,58 2,19 2,61 3,10 4,13 5,24 6,51 6,21 AUS Australien Hobart -42,88 147,32 3,79 1,63 5,87 5,22 3,98 2,80 2,02 1,68 1,59 2,56 3,76 5,03 5,22 5,87 AUS Australien Laverton -37,85 114,08 4,12 1,74 6,38 5,67 4,33 3,72 2,08 1,69 1,82 2,90 3,68 5,21 5,67 6,38 AUS Australien Sydney -33,87 151,20 4,50 1,53 5,86 6,04 4,90 3,79 2,72 2,44 2,12 3,57 4,70 6,14 6,04 5,86 AUT Österreich Graz 47,07 15,45 3,29 1,71 1,29 2,29 3,08 4,15 5,12 5,74 5,15 4,86 3,43 2,11 1,30 0,92 AUT Österreich Innsbruck 47,27 11,40 3,34 1,53 1,53 2,16 3,12 4,16 5,25 5,25 5,00 4,63 3,72 2,39 1,50 1,26 AUT Österreich Linz 48,30 14,30 3,06 1,79 1,02 1,52 2,53 4,09 5,30 5,61 4,79 4,70 3,27 1,89 1,10 0,83

238 A.1 Solares Strahlungsangebot 227 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez AUT Österreich Salzburg 47,80 13,03 3,04 1,63 1,28 1,65 2,49 3,88 5,13 5,28 4,72 4,56 3,24 1,90 1,30 0,98 AUT Österreich Wien 48,20 16,37 3,15 1,82 0,96 1,78 2,67 4,41 5,23 5,74 4,98 4,83 3,22 2,00 1,16 0,79 BEL Belgien Melle 51,00 3,80 2,84 1,71 0,86 1,43 2,26 3,82 4,60 5,20 4,79 4,53 3,15 1,79 0,95 0,64 BEL Belgien Oostende 51,22 2,92 2,99 1,84 0,87 1,53 2,43 3,99 4,81 5,52 5,37 4,67 3,23 1,79 0,98 0,63 BEL Belgien Saint Hubert 50,02 5,38 2,73 1,69 0,80 1,21 2,22 3,60 4,38 5,06 4,69 4,52 3,03 1,68 0,89 0,59 BEL Belgien Uccle 50,80 4,32 2,80 1,69 0,83 1,35 2,23 3,73 4,50 5,16 4,67 4,50 3,14 1,79 0,96 0,62 BGR Bulgarien Chirpan 42,20 25,33 3,91 2,07 1,64 2,06 3,11 4,44 5,74 6,77 6,40 6,32 4,64 2,82 1,71 1,18 BGR Bulgarien Pleven 43,42 24,62 4,15 2,23 1,62 2,40 3,45 4,76 6,50 7,42 6,95 6,36 4,17 3,12 1,75 1,21 BGR Bulgarien Ruse 43,86 25,97 4,24 2,32 1,52 2,46 3,56 5,08 6,77 7,53 7,15 6,39 4,33 3,11 1,69 1,21 BGR Bulgarien Sofia 42,68 23,32 3,87 1,96 1,77 2,14 3,25 4,24 5,66 6,82 6,39 5,98 4,03 2,82 1,85 1,34 BIH Bosnien und Herzegowina Banja Luka 44,78 17,19 3,54 1,92 1,29 2,16 3,28 4,06 5,48 6,10 6,08 5,53 3,61 2,46 1,34 1,00 BIH Bosnien und Herzegowina Sarajevo 43,85 18,38 3,47 1,85 1,41 1,95 3,09 3,90 5,15 6,25 6,00 5,28 3,51 2,50 1,42 1,11 BRB Barbados Husbands 13,15-59,62 5,60 0,44 5,31 5,62 5,84 6,06 5,51 5,79 5,99 6,15 5,79 5,44 5,08 4,60

239 228 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez BRN Brunei Darussalam Brunei 4,98 114,93 5,42 0,42 5,41 5,59 6,31 5,71 5,48 5,09 5,38 5,58 5,79 4,86 4,83 5,03 CAN Kanada Montreal 45,47-73,75 3,36 1,79 1,32 2,31 3,29 2,93 4,18 6,23 5,86 5,19 4,12 2,55 1,12 1,11 CAN Kanada Ottawa 45,32-75,67 3,50 1,69 1,48 2,66 3,70 3,88 5,61 5,65 5,41 4,97 3,84 2,05 1,29 1,40 CAN Kanada Toronto 43,67-79,38 3,67 2,01 1,33 2,26 3,32 3,89 5,04 6,76 6,49 5,46 4,41 2,61 1,31 1,05 CAN Kanada Vancouver 49,18-123,17 3,48 2,24 1,04 1,34 3,37 4,56 5,74 6,68 6,35 5,30 3,55 2,05 1,19 0,43 CHE Schweiz Basel 47,57 7,60 3,23 1,78 1,18 1,64 2,96 4,13 5,11 5,72 5,21 4,85 3,64 2,04 1,22 0,91 CHE Schweiz Bern 46,92 7,47 3,41 1,83 1,23 1,81 3,41 4,32 5,42 5,80 5,56 4,98 3,80 2,16 1,38 0,97 CHE Schweiz Genf 46,20 6,17 3,49 1,92 1,22 1,85 3,51 4,30 5,45 6,02 5,88 5,22 3,88 2,17 1,27 0,97 CHE Schweiz Lausanne 46,53 6,67 3,43 1,87 1,16 1,82 3,40 4,20 5,50 5,84 5,60 5,14 3,90 2,19 1,30 0,99 CHE Schweiz Zürich 47,37 8,55 3,10 1,76 1,09 1,55 2,79 4,03 4,98 5,46 5,14 4,75 3,46 1,87 1,16 0,84 CHL Chile Pascua -27,17-109,43 4,26 1,35 5,46 4,63 3,86 3,09 2,64 2,45 3,03 3,41 4,78 5,70 5,89 6,23 CHL Chile Santiago -33,45-70,70 3,24 1,94 5,17 4,54 3,73 2,31 1,41 1,02 0,93 1,57 2,26 3,78 5,59 6,63

240 A.1 Solares Strahlungsangebot 229 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez CHN China Beijing 39,93 116,28 3,76 1,29 2,15 2,94 3,85 4,98 5,61 5,18 4,34 4,61 4,31 3,14 2,01 1,91 CHN China Guangzhou 23,13 113,32 3,16 1,11 3,06 1,76 1,12 2,19 2,93 3,47 4,48 4,45 4,18 4,39 3,21 2,53 CHN China Harbin 45,75 126,77 3,98 1,45 1,43 2,65 4,88 5,70 5,65 4,96 5,33 4,47 3,72 4,03 2,92 1,94 CHN China Kunming 25,02 102,68 4,03 0,85 2,76 3,13 3,99 5,00 5,15 4,83 3,32 5,13 4,43 3,46 3,32 3,78 CHN China Lanzhou 36,05 103,88 3,77 1,42 2,03 3,46 2,95 5,25 4,83 5,67 5,62 4,83 3,68 2,84 2,28 1,79 CHN China Shanghai 31,17 121,43 3,37 0,87 2,07 2,86 3,27 3,99 3,95 4,66 4,06 3,29 4,43 3,34 2,15 2,42 COL Kolumbien Bogota 4,70-74,13 4,59 0,48 4,97 5,18 5,38 4,61 4,13 4,21 4,28 5,06 4,74 4,05 3,94 4,63 CUB Kuba Havanna 23,17-82,35 4,93 0,90 3,96 4,08 5,26 5,82 6,29 5,23 5,94 5,61 4,68 4,72 3,66 3,84 CZE Tschechien Churanov 49,07 13,62 2,85 1,55 1,08 1,55 2,31 3,73 4,62 5,03 4,52 4,38 2,99 1,86 1,18 0,92 CZE Tschechien Hradec Kralov 50,25 15,85 3,01 1,83 0,89 1,34 2,51 4,14 5,34 5,39 4,81 4,87 3,12 1,75 1,09 0,77 CZE Tschechien Kucharovice 48,88 16,08 3,13 1,86 0,89 1,66 2,68 4,41 5,37 5,69 4,97 4,83 3,16 1,92 1,09 0,75 CZE Tschechien Pilsen 49,75 13,37 2,93 1,77 0,89 1,46 2,36 4,01 5,11 5,36 4,69 4,65 3,07 1,70 1,06 0,70 CZE Tschechien Prag 50,08 14,47 2,98 1,75 0,90 1,56 2,44 4,13 5,15 5,28 4,76 4,72 3,08 1,77 1,13 0,80

241 230 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez DEU Deutschland Aachen 50,77 6,10 2,76 1,68 0,80 1,26 2,19 3,80 4,52 5,15 4,51 4,47 3,03 1,76 0,97 0,62 DEU Deutschland Augsburg 48,37 10,88 3,07 1,77 1,02 1,62 2,62 4,04 5,01 5,58 4,99 4,73 3,36 1,85 1,18 0,78 DEU Deutschland Bad Lippspringe 51,78 8,82 2,67 1,62 0,80 1,27 2,24 3,87 4,53 5,00 4,18 4,08 2,86 1,62 0,88 0,60 DEU Deutschland Berlin 52,52 13,40 2,86 1,81 0,75 1,32 2,29 3,91 5,05 5,26 4,80 4,61 3,06 1,65 0,94 0,59 DEU Deutschland Bocholt 51,83 6,60 2,80 1,71 0,80 1,44 2,25 3,94 4,83 5,14 4,64 4,26 2,97 1,62 0,98 0,61 DEU Deutschland Bochum 51,48 7,22 2,71 1,65 0,79 1,35 2,22 3,79 4,62 5,05 4,47 4,16 2,85 1,62 0,94 0,60 DEU Deutschland Bonn 50,73 7,10 2,73 1,64 0,81 1,36 2,21 3,77 4,43 5,04 4,46 4,36 2,98 1,73 0,94 0,64 DEU Deutschland Braunlage 51,73 10,62 2,61 1,56 0,84 1,34 2,14 3,93 4,53 4,74 4,01 3,94 2,69 1,56 0,82 0,68 DEU Deutschland Braunschweig 52,27 10,53 2,74 1,77 0,68 1,19 2,10 3,57 4,83 5,24 4,69 4,36 3,01 1,66 0,84 0,54 DEU Deutschland Bremen 53,08 8,80 2,72 1,74 0,69 1,21 2,19 3,73 4,84 5,00 4,68 4,29 2,89 1,65 0,86 0,51 DEU Deutschland Chemnitz 50,83 12,92 2,71 1,63 0,84 1,21 2,14 3,71 4,80 4,85 4,29 4,28 2,95 1,63 0,96 0,71 DEU Deutschland Coburg 50,25 10,97 2,80 1,74 0,82 1,33 2,26 3,71 4,80 5,29 4,55 4,57 3,04 1,64 0,90 0,64 DEU Deutschland Cottbus 51,77 14,33 2,87 1,80 0,74 1,28 2,38 3,97 5,00 5,28 4,72 4,67 3,07 1,68 0,93 0,63

242 A.1 Solares Strahlungsangebot 231 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez DEU Deutschland Dortmund 51,52 7,45 2,73 1,66 0,80 1,38 2,25 3,82 4,68 5,09 4,44 4,17 2,88 1,65 0,93 0,60 DEU Deutschland Dresden 51,05 13,75 2,73 1,63 0,84 1,31 2,22 3,73 4,73 4,87 4,35 4,39 2,91 1,62 0,96 0,70 DEU Deutschland Düsseldorf 51,22 6,77 2,72 1,65 0,78 1,33 2,27 3,77 4,55 5,04 4,44 4,29 2,94 1,65 0,94 0,62 DEU Deutschland Eisenach 50,85 10,32 2,72 1,65 0,84 1,34 2,20 3,80 4,68 5,06 4,30 4,28 2,91 1,63 0,86 0,67 DEU Deutschland Erfurt 50,98 11,03 2,81 1,68 0,85 1,44 2,31 3,99 4,86 5,14 4,40 4,29 2,98 1,75 0,94 0,68 DEU Deutschland Essen 51,45 7,02 2,71 1,66 0,78 1,33 2,22 3,79 4,66 5,04 4,48 4,16 2,89 1,61 0,94 0,58 DEU Deutschland Flensburg 54,78 9,43 2,75 1,85 0,58 1,13 2,35 3,86 5,06 5,06 4,80 4,51 2,79 1,49 0,76 0,45 DEU Deutschland Frankfurt a.m. 50,12 8,68 2,87 1,76 0,85 1,46 2,39 3,91 4,70 5,43 4,71 4,62 3,02 1,71 0,90 0,64 DEU Deutschland Freiburg 48,00 7,85 3,22 1,82 1,08 1,66 2,77 4,30 5,07 5,81 5,22 4,91 3,56 2,00 1,27 0,87 DEU Deutschland Gießen 50,58 8,65 2,83 1,73 0,83 1,43 2,37 3,85 4,71 5,28 4,70 4,49 2,96 1,71 0,87 0,62 DEU Deutschland Göttingen 51,53 9,93 2,74 1,67 0,82 1,33 2,30 3,95 4,76 5,09 4,33 4,14 2,91 1,69 0,85 0,62 DEU Deutschland Hamburg 53,55 10,02 2,63 1,71 0,63 1,08 2,17 3,52 4,65 4,79 4,66 4,25 2,82 1,59 0,76 0,47 DEU Deutschland Hannover 52,37 9,72 2,69 1,71 0,70 1,24 2,11 3,58 4,74 5,04 4,60 4,23 2,95 1,65 0,82 0,55

243 232 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez DEU Deutschland Harzgerode 51,63 11,15 2,76 1,69 0,81 1,43 2,25 3,77 4,93 5,10 4,41 4,28 2,91 1,65 0,88 0,67 DEU Deutschland Heidelberg 49,42 8,70 2,93 1,76 0,94 1,46 2,40 3,91 4,69 5,45 4,85 4,72 3,17 1,75 1,00 0,68 DEU Deutschland Helgoland 54,17 7,88 2,92 1,98 0,65 1,30 2,36 4,06 5,39 5,46 5,13 4,83 2,95 1,53 0,79 0,45 DEU Deutschland Hof 50,32 11,92 2,76 1,69 0,87 1,26 2,08 3,74 4,84 5,18 4,34 4,40 2,99 1,63 0,96 0,70 DEU Deutschland Hohenpeißenberg 47,80 11,00 3,25 1,66 1,36 1,82 2,90 4,16 5,10 5,54 5,05 4,82 3,47 2,14 1,44 1,07 DEU Deutschland Kaiserslautern 49,45 7,75 2,95 1,79 0,91 1,45 2,47 3,94 4,79 5,51 4,95 4,72 3,15 1,78 0,98 0,67 DEU Deutschland Karlsruhe 49,00 8,39 3,03 1,80 0,94 1,55 2,50 4,05 4,91 5,54 5,02 4,80 3,32 1,82 1,08 0,71 DEU Deutschland Kassel 51,32 9,50 2,70 1,66 0,81 1,33 2,23 3,75 4,70 5,07 4,30 4,15 2,91 1,61 0,80 0,61 DEU Deutschland Kiel 54,33 10,13 2,77 1,84 0,63 1,11 2,38 3,90 5,14 4,98 4,78 4,53 2,84 1,55 0,79 0,48 DEU Deutschland Koblenz 50,35 7,60 2,74 1,69 0,80 1,31 2,21 3,73 4,47 5,13 4,60 4,45 2,95 1,67 0,89 0,61 DEU Deutschland Köln 50,93 6,95 2,72 1,63 0,80 1,34 2,25 3,75 4,50 5,00 4,40 4,29 2,94 1,68 0,96 0,64 DEU Deutschland Konstanz 47,67 9,18 3,09 1,78 1,00 1,58 2,85 4,12 5,17 5,46 5,08 4,68 3,30 1,83 1,12 0,81 DEU Deutschland Leipzig 51,30 12,33 2,83 1,77 0,77 1,31 2,29 3,81 5,07 5,25 4,61 4,48 3,06 1,67 0,93 0,64

244 A.1 Solares Strahlungsangebot 233 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez DEU Deutschland List auf Sylt 55,02 8,43 2,84 1,93 0,62 1,28 2,31 4,00 5,23 5,31 5,09 4,67 2,82 1,50 0,74 0,45 DEU Deutschland Lübeck 53,87 10,70 2,68 1,77 0,62 1,06 2,25 3,66 4,86 5,02 4,73 4,23 2,83 1,63 0,77 0,46 DEU Deutschland Lüdenscheid 51,22 7,62 2,61 1,61 0,75 1,19 2,12 3,68 4,41 4,87 4,30 4,08 2,83 1,58 0,85 0,58 DEU Deutschland Magdeburg 52,17 11,67 2,84 1,79 0,74 1,33 2,35 3,88 5,07 5,39 4,61 4,40 3,07 1,69 0,91 0,59 DEU Deutschland Mainz 50,00 8,27 2,92 1,78 0,85 1,52 2,49 4,00 4,72 5,48 4,89 4,66 3,03 1,75 0,92 0,66 DEU Deutschland Mannheim 49,49 8,46 2,96 1,76 0,93 1,55 2,49 4,01 4,79 5,49 4,82 4,71 3,16 1,77 1,01 0,67 DEU Deutschland München 48,15 11,58 3,09 1,71 1,10 1,69 2,65 3,95 5,05 5,59 4,88 4,67 3,33 1,92 1,27 0,89 DEU Deutschland Münster 51,97 7,63 2,78 1,71 0,79 1,37 2,26 3,87 4,78 5,22 4,61 4,23 2,92 1,66 0,93 0,59 DEU Deutschland Norderney 53,70 7,15 2,82 1,86 0,67 1,28 2,32 4,01 5,17 5,23 4,86 4,47 2,91 1,55 0,80 0,51 DEU Deutschland Nürnberg 49,45 11,08 2,88 1,70 0,93 1,48 2,39 3,79 4,79 5,35 4,60 4,55 3,16 1,73 1,00 0,71 DEU Deutschland Oldenburg 53,17 8,20 2,72 1,73 0,69 1,23 2,21 3,75 4,87 4,96 4,67 4,25 2,93 1,63 0,85 0,52 DEU Deutschland Osnabrück 52,27 8,05 2,71 1,69 0,76 1,28 2,20 3,69 4,75 5,04 4,55 4,21 2,89 1,64 0,88 0,54 DEU Deutschland Regensburg 49,02 12,10 2,99 1,78 0,90 1,50 2,53 3,93 4,99 5,64 4,69 4,72 3,28 1,87 1,06 0,70

245 234 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez DEU Deutschland Rostock 54,08 12,13 2,82 1,88 0,62 1,15 2,36 3,88 5,13 5,33 4,97 4,37 3,02 1,62 0,79 0,47 DEU Deutschland Saarbrücken 49,23 7,00 2,99 1,82 0,88 1,49 2,52 3,93 4,82 5,62 5,06 4,74 3,25 1,78 0,96 0,70 DEU Deutschland Schleswig 54,52 9,55 2,78 1,85 0,63 1,13 2,40 3,88 5,19 5,05 4,81 4,54 2,83 1,51 0,80 0,47 DEU Deutschland Siegen 50,87 8,03 2,63 1,60 0,78 1,25 2,16 3,70 4,40 4,83 4,33 4,12 2,80 1,58 0,85 0,61 DEU Deutschland Stralsund 54,30 13,10 2,85 1,93 0,61 1,12 2,32 3,95 5,21 5,37 5,09 4,52 3,10 1,60 0,78 0,45 DEU Deutschland Stuttgart 48,77 9,18 3,01 1,69 1,05 1,63 2,52 4,00 4,80 5,37 4,84 4,66 3,34 1,87 1,13 0,80 DEU Deutschland Trier 49,75 6,63 2,85 1,74 0,82 1,34 2,36 3,82 4,62 5,29 4,84 4,58 3,10 1,75 0,94 0,63 DEU Deutschland Ulm 48,40 10,00 3,05 1,75 0,98 1,62 2,63 4,05 5,01 5,52 4,93 4,64 3,33 1,86 1,15 0,77 DEU Deutschland Weihenstephan 48,40 11,73 3,07 1,80 0,99 1,55 2,65 3,95 5,10 5,76 4,93 4,69 3,36 1,86 1,16 0,77 DEU Deutschland Weimar 50,98 11,32 2,79 1,69 0,84 1,34 2,24 3,85 4,90 5,13 4,39 4,35 3,02 1,72 0,95 0,67 DEU Deutschland Weißenburg 51,73 13,35 2,83 1,77 0,75 1,29 2,32 3,87 4,93 5,16 4,73 4,58 3,04 1,66 0,94 0,62 DEU Deutschland Wilhelmshaven 53,52 8,13 2,69 1,73 0,65 1,21 2,21 3,76 4,82 4,87 4,60 4,27 2,86 1,59 0,81 0,48 DEU Deutschland Würzburg 49,79 9,94 2,94 1,77 0,92 1,49 2,47 3,84 4,92 5,45 4,88 4,64 3,14 1,80 0,98 0,66

246 A.1 Solares Strahlungsangebot 235 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez DNK Dänemark Ålborg 57,05 9,93 2,92 2,09 0,49 1,14 2,52 3,83 5,61 5,54 5,67 4,61 2,95 1,47 0,70 0,35 DNK Dänemark Århus 56,15 10,22 2,85 2,00 0,55 1,10 2,39 3,89 5,46 5,37 5,24 4,52 2,95 1,46 0,72 0,39 DNK Dänemark Årslev 55,30 10,48 2,85 1,98 0,55 1,13 2,35 3,92 5,37 5,34 5,28 4,52 2,96 1,46 0,74 0,43 DNK Dänemark Askov 55,47 9,10 2,76 1,90 0,55 1,10 2,30 3,82 5,16 5,16 4,99 4,48 2,77 1,48 0,73 0,42 DNK Dänemark Bornholm 55,00 15,00 3,00 2,14 0,54 1,10 2,49 4,14 5,68 5,78 5,45 4,94 3,22 1,51 0,68 0,38 DNK Dänemark Esbjerg 55,47 8,45 2,83 1,94 0,59 1,23 2,34 3,94 5,26 5,38 5,00 4,60 2,86 1,50 0,72 0,44 DNK Dänemark Højbakkegård 55,67 12,32 2,82 1,90 0,59 1,19 2,47 4,07 5,11 5,30 4,90 4,47 2,99 1,46 0,74 0,42 DNK Dänemark Kopenhagen 55,67 12,58 2,81 1,91 0,57 1,17 2,44 4,10 5,05 5,30 4,99 4,44 3,02 1,43 0,71 0,41 DNK Dänemark Næsgård 54,87 12,12 5,11 1,96 2,59 3,83 5,22 6,07 6,84 7,77 7,82 6,71 5,09 4,02 2,87 2,40 DNK Dänemark Odense 55,40 10,38 2,59 1,57 0,72 1,35 2,20 3,41 4,47 4,45 4,70 3,91 2,73 1,66 0,87 0,57 DNK Dänemark Ødum 56,32 10,13 2,84 1,96 0,56 1,13 2,40 3,90 5,37 5,31 5,23 4,48 2,94 1,45 0,75 0,44 DNK Dänemark Tylstrup 57,18 9,95 2,93 2,12 0,48 1,13 2,53 3,85 5,65 5,61 5,77 4,60 2,96 1,47 0,69 0,34

247 236 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez EGY Ägypten Kairo 30,08 31,28 5,19 1,68 2,79 3,60 5,14 6,40 6,64 7,24 6,99 6,41 5,84 5,08 3,26 2,74 EGY Ägypten Mersa Matruh 31,33 27,22 5,27 1,96 2,33 3,31 5,13 6,74 6,71 7,32 7,41 7,30 6,09 5,08 3,25 2,43 ESP Spanien A Coruña 43,37-8,38 3,54 1,73 1,46 2,18 3,88 4,08 4,75 5,89 5,95 5,22 3,82 2,49 1,46 1,25 ESP Spanien Alicante 38,35-0,48 4,94 1,92 2,47 3,57 4,84 5,88 6,86 7,40 7,29 6,74 5,17 3,97 2,70 2,25 ESP Spanien Almeria 36,83-2,45 5,30 1,93 2,82 3,94 5,43 6,35 7,15 7,90 7,65 6,97 5,43 4,21 3,12 2,56 ESP Spanien Barcelona 41,38 2,18 4,56 2,00 2,06 3,35 4,80 5,32 6,13 7,20 7,24 6,48 4,87 3,36 2,14 1,73 ESP Spanien Bilbao 43,25-2,97 3,29 1,46 1,54 1,97 3,46 4,07 4,76 5,09 4,96 4,45 3,91 2,47 1,43 1,28 ESP Spanien Burgos 42,35-3,70 4,18 2,06 1,71 2,66 4,39 4,63 5,77 7,05 7,05 6,06 4,65 2,96 1,68 1,41 ESP Spanien Cordoba 37,88-4,77 5,14 2,04 2,55 3,93 5,38 5,82 6,56 7,99 7,96 7,06 5,31 4,06 2,83 2,15 ESP Spanien Granada 37,18-3,60 5,23 2,03 2,66 4,05 5,44 5,76 6,63 8,06 8,08 7,16 5,35 4,31 2,91 2,28 ESP Spanien Lerida 41,62 0,62 4,57 2,02 1,87 3,23 4,64 5,45 6,39 7,16 7,25 6,30 4,95 3,49 2,27 1,74 ESP Spanien Madrid 40,40-3,68 4,74 2,16 2,03 3,39 4,90 5,49 6,40 7,70 7,77 6,61 5,06 3,59 2,21 1,68 ESP Spanien Malaga 36,72-4,42 3,71 1,97 1,32 2,36 3,72 4,39 5,47 6,20 6,46 5,59 4,12 2,30 1,41 1,07

248 A.1 Solares Strahlungsangebot 237 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez ESP Spanien Murcia 37,98-1,12 4,24 2,11 1,55 2,72 4,04 5,04 6,16 6,98 7,31 5,95 4,69 3,00 1,88 1,43 ESP Spanien Palma de Mallorca 39,57 2,65 4,59 2,02 2,06 3,04 4,31 5,31 6,46 7,09 7,50 6,63 4,69 3,59 2,33 1,92 ESP Spanien Pamplona 42,82-1,63 4,56 1,90 2,14 3,18 4,37 5,55 6,68 6,87 6,88 6,22 4,85 3,55 2,39 1,90 ESP Spanien Sevilla 37,38-5,99 5,32 2,09 2,57 3,97 5,40 6,06 6,79 8,27 8,05 7,36 5,62 4,27 3,08 2,28 ESP Spanien Valencia 43,20-8,82 3,55 1,66 1,54 2,22 4,03 4,17 4,75 5,89 5,61 5,07 3,87 2,58 1,51 1,30 ESP Spanien Valladolid 41,65-4,72 4,49 2,07 1,91 3,17 4,66 5,16 6,19 7,36 7,25 6,35 4,90 3,31 1,99 1,59 ESP Spanien Zaragoza 41,63-0,88 4,56 2,04 1,87 3,25 4,68 5,43 6,29 7,24 7,37 6,27 4,93 3,41 2,23 1,70 EST Estland Tallinn 59,46 24,91 2,85 2,27 0,26 0,87 2,28 3,85 5,50 6,00 5,76 4,77 2,93 1,20 0,43 0,20 ETH Äthiopien Addis Abeba 8,98 38,80 6,36 0,42 5,99 6,07 6,82 7,03 6,75 6,71 6,35 5,89 6,27 6,63 6,03 5,78 FIN Finnland Helsinki 60,18 24,93 2,81 2,30 0,22 0,80 2,21 3,77 5,57 6,10 5,69 4,75 2,87 1,12 0,35 0,17 FIN Finnland Tampere 61,50 23,75 2,69 2,21 0,19 0,85 2,19 3,86 5,46 5,85 5,23 4,42 2,72 0,98 0,32 0,12 FIN Finnland Turku 60,45 22,28 2,84 2,30 0,26 0,91 2,24 3,84 5,83 6,11 5,51 4,73 2,91 1,12 0,38 0,16 FIN Finnland Vaasa 63,10 21,60 2,65 2,22 0,16 0,78 2,12 3,96 5,44 5,81 5,30 4,31 2,53 0,96 0,27 0,08

249 238 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez FJI Fidschi Nandi -17,75 177,45 5,29 0,87 5,78 5,74 5,63 5,23 4,36 3,94 4,19 4,64 5,38 5,59 6,05 6,97 FJI Fidschi Suva -48,05 178,57 4,40 1,02 5,66 4,93 4,51 3,84 3,00 3,47 3,17 3,51 4,07 5,26 5,54 5,83 FRA Frankreich Agen 44,20 0,63 3,74 1,82 1,46 2,20 3,80 4,61 5,38 6,02 5,98 5,41 4,41 2,69 1,58 1,25 FRA Frankreich Amiens 49,90 2,30 3,05 1,77 0,96 1,54 2,53 4,00 4,84 5,35 5,17 4,85 3,46 2,00 1,11 0,73 FRA Frankreich Angoulème 45,65 0,15 3,55 1,79 1,36 1,96 3,58 4,39 5,26 5,84 5,68 5,31 4,00 2,39 1,46 1,21 FRA Frankreich Avignon 43,95 4,82 4,37 2,17 1,64 2,94 4,10 5,17 6,52 7,18 7,49 6,10 4,81 3,07 1,91 1,44 FRA Frankreich Bordeaux 44,83-0,57 3,68 1,80 1,54 2,06 3,81 4,54 5,39 5,87 5,96 5,40 4,14 2,59 1,53 1,25 FRA Frankreich Bourges 47,08 2,40 3,29 1,85 1,03 1,76 3,10 4,18 5,16 5,78 5,48 5,01 3,67 2,09 1,21 0,86 FRA Frankreich Brest 48,40-4,48 3,35 2,04 0,87 1,52 2,67 4,32 5,39 6,09 6,00 5,15 3,89 2,27 1,18 0,76 FRA Frankreich Caen 49,18-0,35 3,22 1,82 1,05 1,61 2,76 4,28 4,98 5,64 5,39 4,99 3,66 2,15 1,20 0,83 FRA Frankreich Calais 50,95 1,83 3,09 1,89 0,87 1,56 2,49 4,16 4,98 5,56 5,55 4,89 3,29 1,93 1,04 0,64 FRA Frankreich Carpentras 44,05 5,05 4,38 2,18 1,68 2,88 4,23 5,07 6,46 7,24 7,51 6,18 4,78 3,04 1,91 1,45 FRA Frankreich Chartres 48,45 1,50 3,35 1,93 1,05 1,62 2,91 4,47 5,19 5,94 5,55 5,30 3,81 2,19 1,18 0,84

250 A.1 Solares Strahlungsangebot 239 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez FRA Frankreich Clermont-Ferrand 45,78 3,08 3,51 1,77 1,35 2,05 3,40 4,48 5,14 5,73 5,83 5,08 3,97 2,32 1,49 1,14 FRA Frankreich Dijon 47,32 5,02 3,25 1,83 0,97 1,75 2,98 4,09 5,14 5,74 5,47 4,84 3,73 2,08 1,19 0,90 FRA Frankreich Grenoble 45,17 5,72 3,54 1,84 1,36 2,01 3,54 4,06 5,27 5,86 6,04 5,29 4,07 2,33 1,38 1,13 FRA Frankreich La Rochelle 46,17-1,15 3,76 1,98 1,39 2,07 3,69 4,74 5,55 6,37 6,26 5,60 4,19 2,50 1,50 1,11 FRA Frankreich Le Havre 49,52-1,28 3,12 1,85 0,92 1,53 2,61 4,05 4,97 5,60 5,43 4,85 3,54 1,96 1,13 0,75 FRA Frankreich Le Mans 48,00 0,20 3,22 1,81 1,06 1,71 2,88 4,02 4,96 5,62 5,47 5,08 3,60 2,12 1,22 0,84 FRA Frankreich Limoges 45,85 1,25 3,43 1,76 1,24 1,95 3,43 4,15 4,89 5,82 5,54 5,31 3,88 2,25 1,36 1,24 FRA Frankreich Lyon 45,75 4,85 3,55 1,86 1,20 1,88 3,47 4,27 5,28 5,91 5,97 5,27 4,19 2,41 1,36 1,23 FRA Frankreich Macon 46,30 4,83 3,43 1,86 1,12 1,75 3,29 4,29 5,20 5,79 5,81 5,14 4,07 2,20 1,29 1,11 FRA Frankreich Marseille 43,30 5,40 2,41 1,51 0,67 1,16 1,96 3,04 4,42 4,16 4,41 3,64 2,60 1,47 0,71 0,51 FRA Frankreich Millau 44,10 3,08 4,28 1,97 1,88 2,80 3,99 4,73 6,16 6,85 7,04 6,33 4,41 3,33 2,09 1,67 FRA Frankreich Montpellier 43,60 3,88 4,19 2,01 1,84 2,81 4,05 4,71 6,13 6,80 6,96 6,16 4,60 2,86 1,85 1,47 FRA Frankreich Nancy 48,68 6,20 2,30 1,88 0,11 0,65 2,03 3,62 4,84 4,57 4,52 3,67 2,26 0,96 0,24 0,05

251 240 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez FRA Frankreich Nantes 47,22-1,55 3,08 1,83 0,96 1,55 2,67 3,94 4,89 5,77 5,26 4,72 3,42 1,91 1,05 0,72 FRA Frankreich Nimes 43,83 4,35 4,53 2,13 2,04 2,91 4,08 5,09 6,47 7,48 7,30 6,87 4,82 3,32 2,06 1,82 FRA Frankreich Nizza 43,70 7,25 4,33 2,16 1,62 2,84 4,10 5,08 6,33 7,19 7,52 6,01 4,73 3,02 1,93 1,46 FRA Frankreich Orleans 47,92 1,90 2,68 2,00 0,34 1,02 2,36 3,61 5,00 5,27 5,33 4,35 2,80 1,26 0,50 0,21 FRA Frankreich Paris 48,87 2,32 3,26 1,89 1,07 1,58 2,76 4,22 5,01 5,71 5,54 5,29 3,72 2,15 1,10 0,82 FRA Frankreich Périgeux 45,18 0,72 3,88 2,08 1,38 2,43 3,66 4,43 5,80 6,52 6,81 5,95 4,36 2,50 1,46 1,16 FRA Frankreich Quend Plage les Pins 50,32 1,55 3,14 1,89 0,94 1,61 2,59 4,24 5,10 5,57 5,60 4,83 3,41 1,90 1,06 0,71 FRA Frankreich Reims 49,25 4,03 3,18 1,86 1,00 1,51 2,81 4,12 5,15 5,68 5,35 4,94 3,55 2,08 1,10 0,74 FRA Frankreich Rennes 48,08-1,68 3,19 1,73 1,07 1,73 2,89 3,91 4,86 5,53 5,36 4,91 3,56 2,15 1,34 0,89 FRA Frankreich Rouen 49,43 1,08 3,03 1,75 0,99 1,47 2,51 3,93 4,73 5,32 5,16 4,82 3,50 1,99 1,08 0,76 FRA Frankreich Strassbourg 48,58 7,75 3,10 1,82 0,93 1,65 2,66 4,16 5,04 5,63 5,03 4,82 3,47 1,85 1,10 0,74 FRA Frankreich Toulon 43,12 5,93 4,40 2,14 1,81 2,93 4,13 4,97 6,67 7,18 7,29 6,37 4,80 3,06 1,97 1,53 FRA Frankreich Toulouse 43,60 1,43 3,70 1,81 1,46 2,18 3,81 4,50 5,35 5,99 5,96 5,43 4,26 2,54 1,51 1,31

252 A.1 Solares Strahlungsangebot 241 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez FRA Frankreich Tours 47,38 0,68 3,28 1,84 1,02 1,75 3,03 4,04 5,08 5,72 5,59 5,06 3,70 2,12 1,23 0,89 FRA Frankreich Troyes 48,30 4,08 3,26 1,89 1,03 1,62 2,92 4,26 5,20 5,85 5,38 5,00 3,75 2,07 1,11 0,79 GBJ Jersey Saint Helier 49,18 2,12 3,22 1,88 1,04 1,53 2,72 4,31 5,02 5,68 5,39 5,22 3,64 2,10 1,11 0,76 GBR Großbritannien und Nordirland Aberdeen 57,13-2,10 2,41 1,65 0,48 1,14 1,93 3,18 4,68 4,79 4,18 3,63 2,49 1,39 0,66 0,33 GBR Großbritannien und Nordirland Aberporth 52,13-4,55 2,78 1,75 0,72 1,33 2,36 3,82 4,96 4,85 5,16 3,99 2,95 1,65 0,86 0,59 GBR Großbritannien und Nordirland Aldergrove 54,65-6,22 2,48 1,60 0,58 1,24 2,09 3,40 4,69 4,50 4,41 3,60 2,51 1,47 0,79 0,45 GBR Großbritannien und Nordirland Belfast 54,58-5,93 2,45 1,56 0,57 1,26 2,10 3,22 4,64 4,43 4,37 3,53 2,46 1,47 0,80 0,46 GBR Großbritannien und Nordirland Blackpool 53,82-3,05 2,68 1,77 0,65 1,27 2,25 3,46 4,88 5,02 5,04 3,94 2,78 1,55 0,71 0,50 GBR Großbritannien und Nordirland Bracknell 51,42-0,75 2,71 1,61 0,74 1,39 2,24 3,44 4,61 4,71 4,71 4,20 2,91 1,86 0,99 0,61 GBR Großbritannien und Nordirland Brighton 50,83-0,15 2,98 1,79 0,84 1,50 2,42 3,93 5,15 5,14 5,11 4,71 3,27 1,92 1,04 0,64 GBR Großbritannien und Nordirland Bristol 51,45-2,58 2,76 1,66 0,74 1,40 2,28 3,55 4,49 4,83 5,11 4,15 2,99 1,81 1,00 0,63

253 242 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez GBR Großbritannien und Nordirland Cawood 53,83-1,12 2,57 1,61 0,67 1,31 2,18 3,36 4,56 4,51 4,73 3,94 2,62 1,59 0,78 0,52 GBR Großbritannien und Nordirland Coventry 52,42-1,55 2,64 1,58 0,70 1,33 2,23 3,47 4,44 4,54 4,79 4,00 2,85 1,75 0,90 0,61 GBR Großbritannien und Nordirland Darlington 50,45-3,72 2,36 1,53 0,52 1,12 1,99 3,08 4,45 4,19 4,28 3,45 2,60 1,38 0,73 0,39 GBR Großbritannien und Nordirland Dover 51,13 1,30 2,95 1,79 0,80 1,44 2,38 3,99 5,12 5,26 4,85 4,69 3,21 1,90 1,03 0,64 GBR Großbritannien und Nordirland Dundee 56,50-2,97 2,55 1,72 0,53 1,27 2,06 3,29 4,71 5,00 4,70 3,81 2,58 1,47 0,75 0,36 GBR Großbritannien und Nordirland Edinburgh 55,95-3,20 2,44 1,57 0,54 1,31 2,06 3,21 4,35 4,44 4,54 3,57 2,57 1,44 0,77 0,39 GBR Großbritannien und Nordirland Eskdalemuir 55,27-3,20 2,27 1,47 0,54 1,10 1,83 2,94 4,17 4,08 4,23 3,35 2,52 1,33 0,72 0,40 GBR Großbritannien und Nordirland Glasgow 55,83-4,25 2,40 1,59 0,52 1,16 1,96 3,09 4,50 4,60 4,35 3,50 2,49 1,35 0,77 0,39 GBR Großbritannien und Nordirland Kew 51,47-0,28 2,71 1,58 0,77 1,46 2,28 3,41 4,68 4,63 4,67 4,17 2,85 1,84 1,01 0,62 GBR Großbritannien und Nordirland Kirkwall (Orkney) 58,97-2,95 2,28 1,70 0,33 0,93 1,84 3,23 4,65 4,64 4,18 3,47 2,23 1,12 0,43 0,22

254 A.1 Solares Strahlungsangebot 243 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez GBR Großbritannien und Nordirland Lerwick 60,15-1,15 2,16 1,68 0,25 0,78 1,68 3,10 4,67 4,46 3,87 3,35 2,06 1,05 0,36 0,19 GBR Großbritannien und Nordirland Liverpool 53,42-3,00 2,61 1,66 0,67 1,28 2,21 3,37 4,65 4,68 4,84 3,89 2,77 1,57 0,76 0,52 GBR Großbritannien und Nordirland London 51,50-0,12 2,69 1,58 0,77 1,42 2,26 3,37 4,64 4,61 4,65 4,20 2,85 1,83 1,01 0,62 GBR Großbritannien und Nordirland Londonderry 55,00-7,33 2,41 1,55 0,56 1,20 2,06 3,28 4,60 4,23 4,34 3,45 2,47 1,44 0,73 0,43 GBR Großbritannien und Nordirland Manchester 53,50-2,22 2,92 2,02 0,57 1,18 2,51 4,14 5,30 5,67 5,25 4,58 3,15 1,47 0,70 0,40 GBR Großbritannien und Nordirland Norwich 52,63 1,30 2,71 1,98 0,39 1,04 2,39 3,61 4,88 5,37 5,27 4,45 2,86 1,33 0,53 0,24 GBR Großbritannien und Nordirland Nottingham 52,97-1,17 2,74 1,65 0,75 1,49 2,24 3,68 4,81 4,89 4,64 4,14 2,84 1,74 0,98 0,59 GBR Großbritannien und Nordirland Plymouth 50,40-4,12 2,91 1,69 0,84 1,43 2,46 3,94 4,84 4,91 5,12 4,29 3,23 1,94 1,10 0,72 GBR Großbritannien und Nordirland Portsmouth 50,77-1,08 2,94 1,76 0,84 1,46 2,36 3,78 5,05 5,10 5,06 4,64 3,20 1,95 1,06 0,65 GBR Großbritannien und Nordirland Reading 51,43-1,00 2,73 1,61 0,75 1,43 2,28 3,48 4,65 4,72 4,79 4,15 2,91 1,85 0,99 0,62

255 244 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez GBR Großbritannien und Nordirland Sunderland 54,70-3,27 2,48 1,64 0,58 1,14 2,06 3,21 4,73 4,65 4,54 3,54 2,62 1,38 0,72 0,45 GHA Ghana Accra 5,60-0,17 4,45 0,56 4,12 4,52 5,08 4,65 5,04 3,88 3,85 3,75 4,26 5,32 5,04 3,95 GHA Ghana Bole 9,03-2,48 4,67 0,60 5,08 5,49 5,48 5,32 4,61 3,93 3,89 3,80 4,53 4,80 4,81 4,43 GIB Gibraltar Gibraltar 36,13-5,35 5,16 2,10 2,35 3,61 5,26 6,02 6,81 8,11 7,87 7,16 5,41 4,10 2,91 2,27 GLP Guadeloupe Le Raizet 16,27-61,52 5,07 0,73 4,13 5,03 5,71 5,47 5,63 5,74 5,74 5,62 5,13 4,94 3,75 3,99 GRC Griechenland Athen 37,98 23,73 4,49 2,06 2,02 2,95 3,57 5,22 6,36 7,33 7,30 6,46 5,02 3,48 2,35 1,77 GRC Griechenland Kalamata 37,04 22,11 4,42 1,99 2,14 2,65 3,68 5,05 6,15 7,19 7,14 6,42 4,84 3,48 2,38 1,78 GRC Griechenland Korinthos 37,92 22,88 4,48 2,13 1,96 2,85 3,63 5,27 6,25 7,44 7,50 6,49 4,90 3,41 2,25 1,65 GRC Griechenland Platana 37,53 21,75 4,45 2,11 2,10 2,58 3,72 5,03 6,25 7,42 7,43 6,59 4,76 3,46 2,23 1,68 GRC Griechenland Sikion 37,97 22,72 4,38 2,13 1,88 2,67 3,47 5,19 6,15 7,32 7,42 6,45 4,78 3,32 2,15 1,60 GRC Griechenland Thessalonike 40,64 22,94 4,14 2,12 1,82 2,45 3,51 4,74 5,82 7,30 6,78 6,51 4,65 2,86 1,75 1,41 GUY Guyana Cayenne 4,83-52,37 5,01 0,70 4,02 4,08 4,52 4,88 4,92 4,98 4,84 5,07 5,70 6,02 6,30 4,73 HKG Hongkong King's Park 22,32 114,17 3,52 1,00 3,42 2,05 1,93 2,64 3,16 3,78 4,64 4,74 4,42 4,59 3,94 2,78

256 A.1 Solares Strahlungsangebot 245 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez HRV Kroatien Zagreb 45,80 16,00 3,51 1,92 1,25 2,33 3,33 4,13 5,71 6,10 5,61 5,46 3,78 2,24 1,17 0,91 HUN Ungarn Budapest 47,50 19,08 3,43 1,98 1,03 1,90 3,18 4,33 5,72 6,15 5,69 5,25 3,44 2,27 1,28 0,78 HUN Ungarn Debrecen 47,53 21,63 3,40 1,98 0,97 1,75 3,09 4,26 5,64 6,19 5,63 5,31 3,47 2,30 1,32 0,79 IND Indien Mumbai 19,12 72,85 4,97 0,68 4,36 5,09 5,58 6,21 6,21 4,88 4,74 4,60 4,59 4,69 4,54 4,17 IND Indien Calcutta 22,53 88,33 5,53 0,98 5,30 6,31 6,98 6,91 6,64 5,22 5,06 5,47 5,50 4,56 4,10 4,39 ND Indien Madras 13,00 80,18 5,52 0,82 5,12 5,83 6,31 6,81 6,91 5,49 4,40 4,44 5,05 5,66 5,33 4,95 IND Indien Nagpur 21,10 79,05 5,51 0,99 5,02 5,84 6,18 6,69 7,72 5,51 4,33 4,30 4,91 5,58 5,27 4,81 IND Indien Neu Delhi 28,58 77,20 5,33 0,81 4,06 5,07 5,60 6,50 6,61 5,32 5,61 5,53 5,58 5,48 4,71 3,95 IRL Irland Ballina 54,12-9,17 2,52 1,61 0,63 1,23 2,11 3,50 4,76 4,56 4,48 3,54 2,61 1,50 0,80 0,49 IRL Irland Birr 53,09-7,91 2,61 1,57 0,68 1,39 2,18 3,60 4,62 4,55 4,58 3,73 2,72 1,63 0,92 0,61 IRL Irland Cork 51,90-8,50 2,76 1,68 0,68 1,45 2,19 3,92 4,92 4,91 4,83 3,90 2,89 1,65 1,07 0,68 IRL Irland Dublin 52,57-7,55 2,67 1,62 0,65 1,41 2,24 3,69 4,77 4,63 4,73 3,81 2,73 1,65 0,96 0,62 IRL Irland Kilkenny 52,65-7,25 2,67 1,62 0,66 1,41 2,27 3,68 4,80 4,69 4,70 3,76 2,75 1,65 0,96 0,63

257 246 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez IRL Irland Limerick 52,66-8,62 2,64 1,60 0,69 1,37 2,16 3,73 4,76 4,67 4,54 3,72 2,74 1,59 0,95 0,62 IRL Irland Valentia (Insel) 51,93-10,25 2,68 1,67 0,68 1,32 2,22 3,86 4,83 4,88 4,70 3,72 2,78 1,49 0,98 0,62 ISL Island Reykjavik 64,13-21,90 2,11 1,66 0,14 0,56 1,74 3,27 3,63 4,05 4,68 3,15 2,69 0,88 0,28 0,18 ISR Israel Jerusalem 31,78 35,22 5,93 2,27 3,00 3,61 5,02 6,61 8,08 8,76 8,84 8,00 7,00 5,63 3,50 2,98 ITA Italien Alghero 40,56 8,32 4,54 2,13 2,11 2,90 4,17 5,19 6,72 7,38 7,50 6,41 4,91 3,19 2,05 1,83 ITA Italien Ancona 43,63 13,50 4,07 2,20 1,49 2,52 3,78 4,62 6,14 7,08 7,14 6,12 4,51 2,67 1,47 1,23 ITA Italien Bologna 44,48 11,33 3,91 2,07 1,45 2,52 3,61 4,39 5,93 6,50 6,82 6,00 4,39 2,54 1,50 1,19 ITA Italien Bozen 46,52 11,37 3,70 1,81 1,55 2,55 3,92 4,25 5,33 5,95 6,20 5,35 4,08 2,47 1,47 1,21 ITA Italien Brindisi 40,65 17,95 4,82 2,33 2,02 3,01 4,55 5,59 6,85 8,15 7,97 7,05 5,02 3,51 2,19 1,78 ITA Italien Cagliari (Sardinien) 39,22 9,12 4,67 2,01 2,20 3,17 4,42 5,24 6,55 7,26 7,43 6,70 4,98 3,61 2,33 2,00 ITA Italien Cosenza 39,30 16,25 4,40 2,10 1,92 2,69 4,15 4,50 6,27 7,44 7,26 6,55 4,69 3,38 2,07 1,68 ITA Italien Faro 37,02-7,93 5,33 2,07 2,54 3,88 5,30 6,13 6,86 8,15 7,95 7,47 5,79 4,29 3,16 2,40 ITA Italien Firenze 43,77 11,25 3,95 2,05 1,63 2,54 3,59 4,05 5,81 6,70 6,99 5,98 4,42 2,62 1,64 1,31

258 A.1 Solares Strahlungsangebot 247 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez ITA Italien Genova 44,42 8,85 3,77 1,96 1,54 2,32 3,62 4,18 5,54 6,32 6,50 5,81 4,20 2,43 1,56 1,18 ITA Italien Korsika 42,00 9,00 4,10 2,08 1,89 2,63 3,70 4,06 6,12 7,00 7,25 6,09 4,30 2,78 1,71 1,56 TA Italien Mailand 45,47 9,20 3,71 1,97 1,32 2,36 3,72 4,39 5,47 6,20 6,46 5,59 4,12 2,30 1,41 1,07 ITA Italien Messina 38,18 15,57 4,28 1,97 1,88 2,80 3,99 4,73 6,16 6,85 7,04 6,33 4,41 3,33 2,09 1,67 ITA Italien Neapel 40,83 14,25 4,53 2,13 2,04 2,91 4,08 5,09 6,47 7,48 7,30 6,87 4,82 3,32 2,06 1,82 ITA Italien Palermo 38,12 13,37 4,59 2,02 2,06 3,04 4,31 5,31 6,46 7,09 7,50 6,63 4,69 3,59 2,33 1,92 ITA Italien Pantelleria 36,83 11,95 3,93 1,87 1,61 2,46 4,01 4,40 5,39 6,33 6,49 5,90 4,35 2,91 1,71 1,42 ITA Italien Parma 44,80 10,33 3,29 1,93 1,06 1,55 2,79 4,34 5,10 5,86 5,60 5,32 3,71 2,16 1,12 0,81 ITA Italien Pescara 42,47 14,22 4,22 2,12 1,74 2,72 3,81 4,91 6,26 7,15 7,12 6,19 4,51 2,92 1,71 1,50 ITA Italien Pianosa 42,58 10,08 4,40 2,16 1,86 3,01 3,99 4,84 6,66 7,38 7,50 6,11 4,71 3,10 1,87 1,63 ITA Italien Porto Azzuro (Elba) 42,77 10,40 4,28 2,17 1,70 2,79 3,89 4,62 6,58 7,26 7,33 6,16 4,62 2,93 1,79 1,52 ITA Italien Reggio 38,10 15,65 4,39 1,99 1,92 2,92 4,11 4,83 6,23 7,01 7,21 6,39 4,57 3,41 2,17 1,75 ITA Italien Rom 41,90 12,48 4,34 2,10 1,97 2,84 3,97 4,72 6,58 7,11 7,44 6,21 4,59 3,00 1,88 1,71

259 248 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez ITA Italien Torino 45,05 7,67 3,62 1,75 1,47 2,48 3,72 4,34 5,05 5,69 6,17 5,27 3,97 2,39 1,56 1,23 ITA Italien Trapani 38,02 12,48 4,83 2,08 2,28 3,24 4,62 5,62 6,77 7,41 7,75 6,93 4,91 3,73 2,46 2,08 ITA Italien Trieste 45,65 13,78 3,59 1,91 1,42 2,29 3,46 3,95 5,47 6,31 6,02 5,50 3,94 2,30 1,32 1,06 ITA Italien Venedig 45,44 12,33 3,92 2,15 1,36 2,35 3,81 4,55 6,00 6,93 6,77 5,81 4,43 2,35 1,46 1,15 ITA Italien Verona 45,45 11,00 3,81 1,99 1,46 2,49 3,79 4,42 5,62 6,38 6,60 5,67 4,25 2,32 1,49 1,16 JPN Japan Fukuoka 33,58 130,38 3,31 0,81 2,25 2,42 3,04 3,88 3,99 3,56 3,84 4,65 3,87 3,29 2,79 2,03 JPN Japan Tateno 36,05 140,13 3,58 1,06 2,52 3,38 3,06 4,38 4,59 4,24 4,72 5,47 3,28 2,67 2,38 2,29 JPN Japan Yonago 35,43 133,35 3,41 1,38 1,74 1,99 3,02 4,81 4,64 4,29 4,74 5,54 3,45 3,01 2,08 1,53 KEN Kenia Mombasa -4,03 39,62 5,66 0,60 6,19 6,16 6,32 5,14 5,09 4,84 4,94 5,03 5,84 6,38 6,08 5,90 KEN Kenia Nairobi -1,32 36,92 4,95 0,87 5,36 6,69 5,89 5,18 4,12 4,17 3,73 3,92 5,32 5,38 4,69 5,08 KOR Korea, Republik Seoul 37,57 126,97 3,04 1,08 1,73 2,61 2,87 3,88 4,54 4,86 2,96 3,59 3,30 2,88 1,80 1,43 LIE Liechtenstein Vaduz 47,13 9,52 3,33 1,55 1,46 2,00 3,12 4,25 5,03 5,32 4,90 4,69 3,92 2,51 1,53 1,10 LTU Litauen Kaunas 54,90 23,90 3,08 2,15 0,50 1,11 2,71 4,30 5,68 5,93 5,57 4,90 3,29 1,67 0,77 0,44

260 A.1 Solares Strahlungsangebot 249 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez LTU Litauen Vilnius 54,68 25,32 3,04 2,11 0,56 1,10 2,67 4,31 5,49 5,95 5,48 4,78 3,18 1,63 0,78 0,43 LVA Lettland Riga 56,95 24,10 2,96 2,23 0,39 0,94 2,43 3,98 5,70 6,06 5,71 4,73 3,12 1,46 0,63 0,29 MAR Marokko Casablanca 33,57 7,67 5,00 1,68 3,18 3,53 4,43 5,90 6,79 7,02 7,09 6,56 5,55 4,08 3,23 2,51 MCO Monaco Monaco 43,73 7,42 3,70 1,90 1,23 2,24 3,72 4,37 5,15 6,14 6,41 5,50 4,25 2,47 1,50 1,33 MDG Madagaskar Antananarivo -18,80 47,48 3,56 0,78 4,43 3,66 3,63 3,20 2,57 2,28 2,59 3,33 3,89 4,56 4,22 4,34 MEX Mexiko Chihuahua 28,63-106,08 5,96 1,52 4,11 5,83 7,22 7,72 7,48 7,30 6,67 6,73 5,63 5,43 2,94 4,39 MEX Mexiko Orizabita 20,58-99,20 6,24 1,40 5,41 6,41 7,62 7,60 7,23 6,96 7,29 7,65 5,85 4,96 4,30 3,59 Mittelmeer 35N/20E 35,00 20,00 5,05 2,00 2,43 3,54 4,46 6,09 6,90 7,66 7,69 6,90 5,37 4,21 2,91 2,33 MKD Mazedonien Skopje 42,00 21,43 4,25 2,09 1,88 2,79 4,01 4,85 5,98 7,33 7,12 6,28 4,36 2,92 1,94 1,44 MLT Malta Valletta 35,90 14,51 5,08 2,11 2,33 3,40 4,70 5,97 6,97 7,83 7,95 7,24 5,23 4,07 2,80 2,40 MNG Mongolei Ulan Bator 47,93 106,98 3,68 1,46 1,74 2,56 3,98 5,05 5,69 5,37 4,54 4,63 3,91 3,16 2,00 1,49 MNG Mongolei Uliasutai 47,75 96,85 4,06 1,78 1,79 2,98 4,12 5,64 6,63 5,68 6,02 4,95 4,44 3,03 2,03 1,41 MOZ Mosambik Maputo -25,97 32,60 5,75 1,16 7,32 6,43 5,37 5,71 4,54 3,94 4,29 5,14 5,71 6,26 7,08 7,28

261 250 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez MTQ Martinique Le Lamentin 14,60-61,00 5,54 0,73 4,93 5,58 6,26 6,10 6,23 5,90 5,79 6,07 5,62 5,52 3,91 4,51 MYS Malaysia Kualalumpur 3,12 101,55 4,29 0,52 4,27 4,91 5,13 4,69 4,35 4,51 4,26 4,41 4,06 3,93 3,76 3,20 MYS Malaysia Piang 5,30 100,27 5,19 0,62 5,41 5,93 6,46 5,70 5,18 5,37 4,77 4,71 4,43 4,45 5,10 4,83 NCL Neukaledonien Koumac -20,57 164,28 5,51 1,29 6,91 5,88 4,71 5,27 4,35 4,04 4,38 4,89 6,24 4,40 7,65 7,48 NGA Nigeria Benin City 6,32 5,60 4,32 0,67 4,14 4,80 5,32 4,78 4,71 4,18 2,84 3,48 3,99 4,44 4,84 4,38 NLD Niederlande De Bilt 52,12 5,18 2,74 1,66 0,80 1,45 2,15 3,73 4,77 4,91 4,67 4,19 2,92 1,59 0,98 0,62 NLD Niederlande Den Helder/De Koog 52,92 4,78 2,93 1,88 0,79 1,54 2,37 4,13 5,34 5,48 4,93 4,54 2,92 1,56 0,86 0,58 NLD Niederlande Eedle 53,13 6,57 2,74 1,71 0,72 1,35 2,22 3,83 4,92 4,94 4,65 4,23 2,90 1,63 0,91 0,55 NLD Niederlande Groningen/Eelde 53,13 6,92 2,76 1,75 0,70 1,29 2,25 3,86 4,92 5,01 4,77 4,25 2,91 1,63 0,89 0,53 NLD Niederlande Maastricht/Beek 50,93 5,80 2,80 1,69 0,81 1,37 2,22 3,88 4,62 5,20 4,52 4,49 3,03 1,75 0,97 0,64 NLD Niederlande Vlissingen 51,45 3,58 2,94 1,82 0,87 1,49 2,34 3,99 4,99 5,37 5,07 4,64 3,18 1,74 0,93 0,60 NOR Norwegen Alesund 62,47 6,15 2,15 1,82 0,16 0,55 1,53 3,17 4,92 4,43 4,28 3,44 2,00 0,84 0,27 0,10 NOR Norwegen Bergen 60,39 5,32 2,21 1,77 0,24 0,62 1,64 3,14 4,73 4,54 4,15 3,66 2,12 0,98 0,37 0,17

262 A.1 Solares Strahlungsangebot 251 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez NOR Norwegen Kristiansand 63,12 7,75 2,34 1,99 0,16 0,57 1,67 3,42 5,26 4,92 4,57 3,85 2,25 0,92 0,26 0,08 NOR Norwegen Namsos 64,48 11,50 2,90 1,98 0,59 1,20 2,39 4,06 5,25 5,54 5,20 4,66 3,07 1,54 0,75 0,45 NOR Norwegen Oslo 59,92 10,75 3,24 1,89 0,97 1,65 2,84 4,16 5,14 5,83 5,43 5,10 3,68 2,07 1,16 0,80 NOR Norwegen Stavanger 58,97 5,75 2,42 1,89 0,35 0,79 1,90 3,27 5,23 4,83 4,65 3,85 2,28 1,09 0,44 0,25 NOR Norwegen Trondheim 63,42 10,42 2,33 1,88 0,15 0,67 1,92 3,45 4,96 4,58 4,58 3,71 2,45 1,04 0,31 0,07 NZL Neuseeland Christchurch -43,48 172,55 3,78 1,97 6,52 5,47 3,88 2,49 1,80 1,32 1,49 1,93 3,66 4,85 5,25 6,76 NZL Neuseeland Wilmington -41,28 174,77 3,76 1,90 6,28 5,46 4,14 2,64 1,94 1,21 1,59 1,98 3,47 4,54 5,30 6,69 OMN Oman Salalah 17,03 54,08 4,61 0,99 4,59 4,70 5,14 5,74 5,96 4,70 2,37 3,17 4,76 5,17 4,56 4,56 OMN Oman Seeb 23,58 58,28 5,40 1,21 3,58 4,13 5,89 6,17 7,03 6,67 6,52 6,02 5,58 5,13 4,30 3,64 PAK Pakistan Islamabad 33,62 73,10 4,63 1,59 2,88 3,45 4,72 6,29 6,67 7,08 5,73 5,25 3,94 4,25 2,96 2,31 PAK Pakistan Karachi 24,90 67,13 4,16 1,05 3,84 3,92 4,81 5,47 5,64 4,62 2,22 3,06 4,72 5,00 3,59 3,08 PAK Pakistan Multan 30,20 71,43 4,93 1,20 3,41 4,41 5,09 6,21 6,27 6,01 5,64 5,68 5,71 4,42 3,52 2,78 PER Peru Puno -15,83-70,02 4,41 0,52 4,16 3,59 4,47 5,56 4,85 4,84 4,37 4,26 4,48 4,49 3,96 3,86

263 252 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez PHL Philippinen Manila 14,60 120,98 4,59 1,47 5,80 6,87 6,97 5,79 3,90 2,84 3,07 3,19 3,78 3,66 4,08 5,32 POL Polen Danzig 54,35 18,67 2,95 2,02 0,57 1,13 2,59 4,05 5,46 5,39 5,47 4,71 3,07 1,69 0,70 0,41 POL Polen Kolobrzeg 54,18 15,58 2,94 2,01 0,58 1,11 2,57 4,11 5,46 5,44 5,28 4,69 3,19 1,58 0,74 0,43 POL Polen Lodsch 52,27 16,75 2,92 1,88 0,72 1,30 2,49 4,12 5,31 5,35 4,90 4,59 3,13 1,60 0,85 0,58 POL Polen Lublin 51,25 22,57 3,01 1,94 0,80 1,27 2,52 3,90 5,77 5,72 4,98 4,53 3,06 1,83 0,95 0,63 POL Polen Posen 52,42 16,97 2,88 1,86 0,73 1,28 2,47 4,04 5,25 5,26 4,85 4,54 3,06 1,56 0,83 0,57 POL Polen Stettin 53,42 14,58 2,80 1,84 0,64 1,16 2,34 3,85 5,10 5,28 4,67 4,47 3,06 1,57 0,79 0,50 POL Polen Warschau 52,25 21,00 2,87 1,89 0,73 1,18 2,36 3,74 5,53 5,35 4,92 4,52 2,89 1,74 0,85 0,54 PRT Portugal Beja 38,02-7,87 5,20 2,05 2,57 3,82 5,42 5,75 6,38 8,06 7,99 7,36 5,54 4,22 2,94 2,22 PRT Portugal Braga 41,55-8,43 4,32 1,97 2,01 2,94 4,49 4,76 5,51 7,12 7,05 6,49 4,56 3,17 2,05 1,59 PRT Portugal Coimbra 39,33-9,32 4,52 1,74 2,22 3,22 4,64 5,28 5,59 7,02 6,73 6,20 4,99 3,56 2,71 2,04 PRT Portugal Evora 38,57-7,90 5,10 2,07 2,50 3,77 5,24 5,61 6,15 7,98 8,01 7,34 5,46 4,08 2,81 2,11 PRT Portugal Lissabon 38,72-9,13 4,71 1,89 2,22 3,34 4,53 5,40 5,89 7,36 7,25 6,68 5,30 3,66 2,78 2,08

264 A.1 Solares Strahlungsangebot 253 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez PRT Portugal Porto 41,15-8,62 4,52 2,01 2,18 3,04 4,70 5,14 5,89 7,38 7,19 6,55 4,80 3,36 2,17 1,68 PRT Portugal Santarem 39,23-8,68 4,64 1,91 2,15 3,28 4,58 5,22 5,74 7,35 7,29 6,65 5,09 3,61 2,69 1,98 ROU Rumänien Bukarest 44,43 26,10 4,12 2,26 1,36 2,35 3,71 4,89 6,58 7,36 6,97 6,06 4,22 2,97 1,62 1,17 ROU Rumänien Constanta 44,18 28,65 4,29 2,41 1,34 2,55 3,50 5,15 6,70 7,80 7,50 6,47 4,48 2,99 1,70 1,24 ROU Rumänien Galati 45,45 28,05 3,99 2,23 1,38 2,15 3,34 4,79 6,47 7,14 6,91 5,86 4,14 2,88 1,55 1,12 RUS Russische Föderation Aleksandrovskoye 60,38 77,87 2,91 2,25 0,37 1,16 2,54 4,74 6,06 5,93 5,63 3,63 2,82 1,30 0,48 0,19 RUS Russische Föderation Moskau 55,75 37,57 2,60 1,88 0,40 1,03 2,25 3,25 5,24 5,03 4,86 3,94 3,03 1,12 0,63 0,36 RUS Russische Föderation Sankt Petersburg 59,97 30,30 2,55 2,27 0,29 0,86 1,36 3,40 5,72 5,99 5,68 3,69 2,18 0,81 0,32 0,16 RUS Russische Föderation Werchojansk 67,55 133,38 2,62 2,30 0,06 0,63 2,11 4,43 5,46 5,83 5,56 3,92 2,11 0,98 0,15 0,06 SDN Sudan Elfasher 13,62 25,33 6,36 0,42 5,99 6,07 6,82 7,03 6,75 6,71 6,35 5,89 6,27 6,63 6,03 5,78 SDN Sudan Shambat 15,67 32,53 6,90 0,50 6,64 7,61 7,62 7,63 6,45 7,26 6,54 7,07 6,68 6,53 6,62 6,26 SDN Sudan Wad Madani 14,40 33,48 6,22 0,49 6,09 6,67 6,51 6,99 6,64 6,53 6,22 6,35 6,04 5,69 5,61 5,34 SEN Senegal Dakar 14,67-17,44 5,68 1,16 4,21 5,08 5,65 6,21 7,01 7,19 7,23 6,36 5,31 5,63 4,43 3,82

265 254 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez SGP Singapur Singapur 1,37 103,98 4,59 0,75 5,30 5,82 5,76 5,06 4,14 4,23 3,87 4,63 4,59 4,39 3,84 3,52 SMR San Marino San Marino 43,92 12,47 3,98 2,13 1,46 2,51 3,58 4,56 6,06 6,66 6,95 6,17 4,40 2,60 1,50 1,22 SPM St. Pierre und Miquelon St. Pierre 46,77-56,17 3,29 1,75 1,23 1,84 3,47 4,88 5,15 4,96 5,54 4,57 3,54 2,26 1,03 0,93 SRB Serbien Belgrad 44,82 20,47 3,87 2,01 1,28 2,39 3,64 4,58 5,92 6,76 6,24 5,83 3,96 2,89 1,74 1,13 SRB Serbien Kopaonik 43,28 20,80 3,94 1,92 1,84 2,29 3,28 4,27 5,58 6,86 6,68 5,86 3,99 3,07 2,05 1,42 SVK Slowakei Bratislava 48,15 17,12 3,29 1,95 0,91 1,73 2,88 4,51 5,57 6,06 5,09 5,15 3,40 2,17 1,13 0,73 SVN Slowenien Ljubljana 46,06 14,51 3,31 1,84 1,18 2,04 3,15 3,93 5,21 5,75 5,58 5,21 3,57 2,01 1,12 0,92 SVN Slowenien Portoroz 45,52 13,59 3,87 2,12 1,38 2,38 3,69 4,40 5,85 6,91 6,74 5,77 4,27 2,42 1,44 1,11 SWE Schweden Göteborg 57,72 11,97 2,82 2,04 0,45 1,07 2,63 3,81 5,35 5,40 5,41 4,47 2,93 1,36 0,59 0,30 SWE Schweden Jönköping 57,78 14,18 2,67 1,90 0,44 1,01 2,54 3,61 4,79 5,12 5,04 4,35 2,86 1,29 0,59 0,27 SWE Schweden Karlstad 59,37 13,50 2,67 1,99 0,34 1,01 2,39 3,58 5,01 5,22 5,26 4,36 2,80 1,20 0,47 0,21 SWE Schweden Lund 55,70 13,18 2,90 2,01 0,55 1,12 2,52 4,07 5,29 5,56 5,23 4,56 3,16 1,47 0,72 0,40 SWE Schweden Malmö 55,60 13,00 2,92 2,02 0,57 1,18 2,51 4,14 5,30 5,67 5,25 4,58 3,15 1,47 0,70 0,40

266 A.1 Solares Strahlungsangebot 255 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez SWE Schweden Norrköping 58,60 16,18 2,71 1,98 0,39 1,04 2,39 3,61 4,88 5,37 5,27 4,45 2,86 1,33 0,53 0,24 SWE Schweden Örebro 59,28 15,22 2,68 2,00 0,34 1,02 2,36 3,61 5,00 5,27 5,33 4,35 2,80 1,26 0,50 0,21 SWE Schweden Stockholm 59,33 18,05 2,71 2,05 0,33 1,03 2,33 3,75 5,19 5,48 5,21 4,39 2,77 1,23 0,50 0,21 SWE Schweden Uppsala 59,87 17,63 2,71 2,07 0,30 1,01 2,32 3,84 5,14 5,55 5,25 4,38 2,80 1,24 0,46 0,17 SWE Schweden Visby (Gotland) 57,63 18,30 3,05 2,27 0,41 1,15 2,65 4,07 5,61 6,00 6,02 5,08 3,16 1,40 0,59 0,26 THA Thailand Bangkok 13,73 100,57 5,13 0,67 4,63 5,37 6,39 6,24 5,72 4,92 5,01 4,46 4,51 4,67 5,17 4,56 TTO Trinidad und Tobago Crown Point 11,15-60,83 3,77 0,74 3,63 4,34 4,21 4,71 4,89 4,27 3,66 3,63 3,40 2,43 2,78 3,33 TUN Tunesien Sidi Bouzid 36,87 10,35 4,87 2,58 2,19 2,88 3,67 4,99 6,98 10,19 7,62 6,76 5,24 3,36 2,60 1,87 TUN Tunesien Tunis 36,83 10,23 4,60 2,01 2,12 2,74 4,11 5,17 7,03 7,23 7,39 5,66 5,44 3,59 2,60 1,99 UKR Ukraine Kiev 50,40 30,45 3,15 1,97 0,60 1,35 3,10 3,42 5,69 5,83 5,28 5,15 2,70 2,73 1,03 0,70 USA Alabama Birmingham 33,52-86,80 4,45 1,42 2,55 3,31 4,35 5,45 5,99 6,21 5,90 5,61 4,76 4,00 2,84 2,33 USA Alabama Montgomery 32,37-86,30 4,61 1,43 2,65 3,46 4,50 5,64 6,20 6,43 6,05 5,70 4,91 4,16 3,02 2,49 USA Alaska Anchorage 61,22-149,90 2,40 1,81 0,28 0,95 2,28 3,64 4,44 4,95 4,66 3,55 2,25 1,11 0,41 0,16

267 256 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA Alaska Fairbanks 64,84-147,72 2,43 2,03 0,17 0,77 2,30 4,06 4,99 5,45 4,69 3,43 1,95 0,89 0,28 0,06 USA Alaska Nome 64,50-165,41 2,46 2,04 0,14 0,82 2,29 4,21 5,24 5,43 4,61 3,26 2,13 1,00 0,27 0,02 USA Alaska Saint Paul Island 57,12-170,28 2,21 1,39 0,51 1,21 2,38 3,55 3,93 4,02 3,58 2,88 2,19 1,27 0,60 0,35 USA Alaska Yakutat 59,55-139,73 2,27 1,60 0,38 1,01 2,15 3,51 4,11 4,40 4,18 3,39 2,21 1,11 0,51 0,24 USA Arizona Phoenix 33,45-112,07 5,71 1,92 3,21 4,25 5,51 7,05 8,00 8,34 7,59 7,05 6,08 4,88 3,59 2,93 USA Arizona Tucson 32,22-110,93 5,68 1,73 3,43 4,41 5,60 7,05 7,87 8,12 7,05 6,68 5,98 4,97 3,78 3,12 USA Arkansas Fort Smith 35,39-94,40 4,54 1,62 2,54 3,32 4,28 5,27 5,92 6,39 6,51 6,68 4,71 3,82 2,70 2,26 USA Arkansas Little Rock 34,75-92,29 4,51 1,57 2,52 3,28 4,32 5,33 6,05 6,53 6,43 5,93 4,79 3,91 2,71 2,24 USA California Bakersfield 35,37-119,02 5,21 2,21 2,30 3,31 4,64 6,15 7,38 8,04 7,98 7,22 5,93 4,42 2,87 2,11 USA California Fresno 36,75-119,77 5,17 2,33 2,12 3,22 4,68 6,26 7,55 8,09 8,06 7,21 5,88 4,33 2,69 1,86 USA California Long Beach 33,77-118,19 4,95 1,68 2,77 3,59 4,72 5,99 6,43 6,71 7,24 6,68 5,36 4,16 3,12 2,58 USA California Los Angeles 34,05-118,24 4,92 1,62 2,80 3,62 4,78 6,04 6,39 6,58 7,11 6,52 5,26 4,15 3,15 2,58 USA California Sacramento 38,58-121,49 4,92 2,32 1,92 2,96 4,32 5,89 7,18 7,84 7,94 7,02 5,70 4,03 2,39 1,73

268 A.1 Solares Strahlungsangebot 257 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA California San Diego 32,72-117,16 5,02 1,47 3,06 3,88 4,92 6,08 6,24 6,46 6,93 6,52 5,42 4,38 3,40 2,84 USA California San Francisco 37,78-122,42 4,70 2,01 2,14 2,96 4,22 5,67 6,68 7,15 7,34 6,48 5,35 3,87 2,49 1,95 USA California Santa Maria 34,13-118,57 5,17 1,81 2,84 3,69 4,86 6,19 6,97 7,38 7,48 6,79 5,59 4,35 3,19 2,65 USA Colorado Boulder 40,02-105,27 3,98 1,35 2,18 2,90 4,34 4,98 4,98 5,68 5,63 4,75 4,46 3,36 2,40 1,97 USA Colorado Colorado Springs 38,83-104,82 4,67 1,66 2,52 3,37 4,48 5,64 6,18 6,93 6,65 6,02 5,14 4,00 2,77 2,27 USA Connecticut Hartford 41,76-72,69 3,82 1,62 1,87 2,69 3,67 4,65 5,44 5,92 5,89 5,16 4,11 2,98 1,84 1,52 USA Delaware Wilmington 39,75-75,55 4,07 1,64 2,03 2,85 3,89 4,90 5,66 6,27 6,07 5,47 4,40 3,29 2,18 1,74 USA Florida Daytona Beach 29,21-81,02 4,83 1,30 3,13 3,86 5,00 6,17 6,46 6,14 6,04 5,70 4,94 4,18 3,39 2,88 USA Florida Jacksonville 30,33-81,66 4,58 1,27 2,90 3,65 4,72 5,86 6,11 5,98 5,83 5,39 4,63 3,94 3,18 2,68 USA Florida Key West 24,56-81,78 5,11 0,96 3,60 4,37 5,37 6,21 6,24 6,02 6,02 5,74 5,12 4,50 3,78 4,31 USA Florida Miami 25,77-80,19 4,83 1,00 3,52 4,22 5,13 5,98 5,94 5,57 5,84 5,57 4,87 4,34 3,65 3,27 USA Florida Tallahassee 30,44-84,28 4,67 1,28 2,87 3,69 4,69 5,89 6,24 6,11 5,80 5,45 4,92 4,32 3,31 2,71 USA Florida Tampa 27,95-82,46 4,86 1,19 3,22 4,01 5,06 6,19 6,41 6,10 5,81 5,47 4,90 4,45 3,57 3,07

269 258 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA Georgia Athens 33,96-83,38 4,53 1,45 2,62 3,44 4,44 5,61 6,11 6,34 6,05 5,61 4,79 4,00 2,90 2,33 USA Georgia Atlanta 33,75-84,39 4,56 1,48 2,58 3,40 4,47 5,63 6,20 6,42 6,14 5,70 4,85 4,03 2,93 2,36 USA Georgia Columbus 32,46-84,99 4,62 1,40 2,71 3,53 4,57 5,74 6,21 6,34 5,99 5,64 4,88 4,16 3,06 2,52 USA Georgia Macon 32,84-83,63 4,58 1,42 2,65 3,50 4,54 5,71 6,21 6,34 5,99 5,61 4,79 4,13 3,03 2,46 USA Georgia Savannah 32,08-81,10 4,61 1,38 2,77 3,53 4,66 5,83 6,21 6,27 6,05 5,48 4,70 4,07 3,09 2,55 USA Hawaii Honolulu 21,31-157,86 5,39 1,07 3,91 4,70 5,40 5,91 6,35 6,54 6,60 6,47 5,94 5,02 4,14 3,73 USA Idaho Boise 43,61-116,20 4,42 2,27 #1,61 2,49 3,79 5,27 6,53 7,22 7,60 6,56 5,11 3,41 1,86 1,42 SA Illinois Chicago 41,85-87,65 3,85 1,75 1,79 2,57 3,45 4,55 5,65 6,25 6,09 5,34 4,17 2,98 1,79 1,44 USA Illinois Rockford 42,27-89,09 3,91 1,74 1,87 2,72 3,55 4,62 5,67 6,27 6,17 5,41 4,24 3,01 1,84 1,49 USA Illinois Springfield 39,80-89,64 4,19 1,76 2,09 2,88 3,73 4,97 5,98 6,55 6,42 5,73 4,62 3,42 2,15 1,71 USA Indiana Indianapolis 39,77-86,16 4,10 1,77 1,96 2,78 3,66 4,87 5,91 6,48 6,29 5,66 4,55 3,32 2,05 1,61 USA Iowa Mason City 43,15-93,20 3,98 1,78 1,87 2,72 3,70 4,71 5,79 6,36 6,32 5,50 4,27 3,03 1,83 1,52 USA Iowa Waterloo 42,49-92,34 3,94 1,76 1,89 2,70 3,62 4,68 5,69 6,32 6,26 5,47 4,24 3,02 1,85 1,51

270 A.1 Solares Strahlungsangebot 259 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA Kansas Dodge City 37,75-100,02 4,86 1,76 2,69 3,58 4,65 5,86 6,49 7,19 7,16 6,30 5,13 4,02 2,82 2,34 USA Kansas Goodland 39,35-101,71 4,73 1,81 2,49 3,31 4,48 5,68 6,31 7,17 7,10 6,28 5,08 3,91 2,68 2,18 USA Kentucky Lexington 37,99-84,48 4,04 1,61 2,01 2,74 3,74 4,87 5,69 6,16 5,94 5,44 4,43 3,43 2,20 1,73 USA Kentucky Louisville 38,25-85,76 4,10 1,66 2,01 2,83 3,77 4,93 5,78 6,28 6,09 5,56 4,52 3,42 2,20 1,73 USA Louisiana Lake Charles 30,23-93,22 4,61 1,33 2,72 3,57 4,48 5,37 6,00 6,31 6,00 5,65 5,02 4,33 3,19 2,59 USA Louisiana New Orleans 29,95-90,08 4,54 1,29 2,71 3,56 4,44 5,51 6,05 6,11 5,73 5,45 4,88 4,32 3,12 2,58 USA Maine Portland 43,66-70,26 3,88 1,68 1,85 2,76 3,81 4,68 5,53 6,07 6,00 5,34 4,21 2,92 1,79 1,51 USA Maryland Baltimore 39,29-76,61 4,04 1,58 2,05 2,86 3,87 4,88 5,60 6,14 6,01 5,32 4,38 3,30 2,23 1,76 USA Massachusetts Boston 42,36-71,06 3,91 1,70 1,86 2,69 3,73 4,71 5,62 6,13 6,07 5,37 4,27 3,00 1,89 1,52 USA Michigan Detroit 42,33-83,05 3,79 1,80 1,65 2,47 3,45 4,59 5,66 6,23 6,10 5,28 4,11 2,82 1,71 1,30 USA Michigan Lansing 42,73-84,56 3,75 1,80 1,64 2,46 3,47 4,60 5,61 6,18 6,08 5,23 4,04 2,71 1,64 1,29 USA Minnesota Duluth 46,78-92,11 3,69 1,80 1,57 2,58 3,81 4,81 5,57 5,94 6,04 5,06 3,68 2,45 1,48 1,23 USA Minnesota Minneapolis 44,98-93,26 3,88 1,81 1,77 2,71 3,75 4,70 5,71 6,24 6,34 5,39 4,07 2,77 1,70 1,35

271 260 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA Minnesota Rochester 44,02-92,47 3,82 1,74 1,76 2,67 3,64 4,59 5,56 6,13 6,13 5,28 4,02 2,80 1,73 1,41 USA Mississippi Jackson 32,30-90,18 4,18 1,77 2,62 3,44 4,48 5,52 6,15 6,40 6,15 5,30 4,04 2,81 1,74 1,42 USA Missouri Columbia 38,95-92,33 4,32 1,74 2,24 3,03 3,97 5,17 5,99 6,56 6,62 5,87 4,64 3,53 2,30 1,86 USA Missouri Kansas City 39,10-94,58 4,29 1,71 2,22 2,98 3,93 5,10 5,92 6,49 6,59 5,79 4,62 3,55 2,34 1,87 USA Missouri Saint Louis 38,63-90,20 4,23 1,68 2,18 2,94 3,89 5,03 5,88 6,42 6,39 5,69 4,62 3,48 2,28 1,84 USA Missouri Springfield 37,22-93,30 4,35 1,64 2,36 3,06 4,06 5,16 5,89 6,39 6,55 5,89 4,66 3,65 2,46 2,02 USA Montana Helena 46,59-112,04 3,94 2,05 1,45 2,30 3,50 4,75 5,73 6,45 6,99 5,89 4,38 2,90 1,67 1,23 USA Montana Lewistown 47,06-109,43 3,88 2,00 1,45 2,33 3,52 4,75 5,63 6,39 6,80 5,76 4,18 2,83 1,64 1,20 USA Nebraska Lincoln 40,80-96,67 3,93 1,55 2,04 2,80 3,79 4,50 5,35 5,89 6,15 5,24 4,29 3,20 2,15 1,72 USA Nebraska Omaha 41,26-95,94 4,19 1,78 2,09 2,88 3,90 5,04 5,93 6,53 6,56 5,74 4,47 3,29 2,12 1,71 USA Nevada Elko 40,83-115,76 4,61 2,02 2,12 2,94 4,02 5,25 6,32 7,15 7,43 6,58 5,38 3,80 2,31 1,87 USA Nevada Las Vegas 36,18-115,14 5,65 2,04 3,00 4,01 5,41 6,92 7,84 8,38 7,87 7,21 6,17 4,74 3,38 2,75 USA Nevada Reno 39,53-119,81 4,98 2,13 2,30 3,21 4,50 5,89 6,96 7,62 7,81 6,93 5,70 4,13 2,58 2,05

272 A.1 Solares Strahlungsangebot 261 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA New Hampshire Concord 43,21-71,54 3,91 1,69 1,90 2,82 3,90 4,72 5,64 6,08 6,08 5,32 4,18 2,91 1,80 1,52 USA New Jersey Atlantic City 39,36-74,42 4,04 1,57 2,06 2,85 3,89 4,87 5,63 6,11 5,92 5,35 4,40 3,32 2,25 1,77 USA New Jersey Newark 40,74-74,17 3,88 1,59 1,92 2,70 3,74 4,77 5,47 5,91 5,81 5,21 4,24 3,14 2,01 1,57 USA New Mexico Albuquerque 35,08-106,65 5,55 1,85 3,18 4,16 5,36 6,81 7,66 8,07 7,51 6,87 5,86 4,73 3,47 2,87 USA New York Albany 42,65-73,76 3,75 1,69 1,76 2,61 3,59 4,62 5,41 5,94 5,98 5,13 4,06 2,80 1,70 1,38 USA New York Buffalo 42,89-78,88 3,69 1,80 1,58 2,34 3,39 4,56 5,51 6,14 6,05 5,19 3,93 2,66 1,58 1,27 USA New York New York City 40,71-74,01 3,98 1,66 1,92 2,73 3,83 4,91 5,66 6,10 6,00 5,38 4,31 3,18 2,01 1,60 USA New York Rochester 43,15-77,62 3,69 1,79 1,58 2,37 3,41 4,61 5,53 6,10 6,03 5,15 3,95 2,65 1,58 1,26 USA North Carolina Charlotte 35,23-80,84 4,45 1,48 2,50 3,29 4,37 5,51 6,01 6,30 6,11 5,57 4,72 3,89 2,78 2,25 USA North Carolina Wilmington 34,23-77,95 4,48 1,43 2,58 3,37 4,50 5,67 6,08 6,27 5,99 5,42 4,63 3,91 2,93 2,36 USA North Dakota Bismarck 46,81-100,78 4,00 1,91 1,70 2,70 3,85 4,83 5,94 6,38 6,67 5,58 4,22 2,94 1,74 1,34 USA North Dakota Fargo 46,88-96,79 3,82 1,89 1,60 2,52 3,65 4,69 5,70 6,20 6,42 5,50 3,96 2,64 1,57 1,26 USA Ohio Cleveland 41,50-81,70 3,75 1,80 1,61 2,40 3,34 4,61 5,58 6,15 6,09 5,27 4,10 2,84 1,67 1,29

273 262 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA Ohio Columbus 39,96-83,00 3,82 1,65 1,79 2,52 3,46 4,60 5,48 5,98 5,86 5,26 4,28 3,12 1,89 1,48 USA Ohio Dayton 39,76-84,19 3,94 1,73 1,88 2,61 3,54 4,70 5,62 6,18 6,28 5,43 4,39 3,17 1,94 1,51 USA Ohio Youngstown 41,10-80,65 3,63 1,68 1,61 2,33 3,31 4,42 5,33 5,90 5,77 5,01 3,97 2,81 1,67 1,32 USA Oklahoma Oklahoma City 35,47-97,52 4,76 1,67 2,76 3,15 4,61 5,69 6,23 6,83 6,99 6,29 5,08 4,07 2,92 2,44 USA Oregon Eugene 44,05-123,09 3,72 2,07 1,26 1,95 3,12 4,38 5,55 6,21 6,71 5,83 4,41 2,68 1,42 1,04 USA Oregon Medford 42,33-122,87 4,35 2,37 1,48 2,36 3,65 5,16 6,48 7,27 7,71 6,64 5,16 3,30 1,67 1,23 USA Oregon Portland 45,52-122,68 3,50 1,93 1,16 1,85 2,96 4,18 5,25 5,88 6,25 5,40 4,12 2,55 1,35 0,97 USA Pacific Islands Guam 13,48 144,73 4,98 0,52 4,59 4,83 5,46 5,77 5,71 5,49 5,08 4,86 4,86 4,60 4,38 4,19 USA Pennsylvania Philadelphia 39,95-75,16 3,98 1,61 1,95 2,74 3,78 4,79 5,55 6,11 5,95 5,39 4,35 3,21 2,14 1,67 USA Pennsylvania Pittsburgh 40,44-80,00 3,79 1,69 1,73 2,49 3,50 4,57 5,45 6,05 5,92 5,23 4,19 3,02 1,83 1,39 USA Rhode Island Providence 41,82-71,41 3,88 1,64 1,86 2,69 3,73 4,71 5,56 6,01 5,91 5,25 4,24 3,07 1,93 1,55 USA South Carolina Charleston 32,78-79,93 4,61 1,40 2,72 3,54 4,68 5,88 6,23 6,23 6,10 5,47 4,71 4,05 3,07 2,53 USA South Carolina Greenville 34,85-82,39 4,45 1,44 2,55 3,34 4,41 5,55 5,99 6,27 5,99 5,52 4,67 3,91 2,84 2,27

274 A.1 Solares Strahlungsangebot 263 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA South Dakota Pierre 44,37-100,35 4,16 1,94 1,80 2,65 3,85 4,99 5,97 6,70 6,79 5,97 4,55 3,13 1,96 1,52 USA South Dakota Rapid City 44,08-103,23 4,26 1,92 1,87 2,75 3,96 5,10 5,98 6,74 6,81 6,08 4,72 3,29 2,09 1,61 USA Tennessee Memphis 35,15-90,05 4,51 1,62 2,46 3,21 4,22 5,39 6,11 6,62 6,49 5,95 4,82 3,94 2,68 2,17 USA Tennessee Nashville 36,17-86,78 4,35 1,63 2,30 3,09 4,06 5,36 6,02 6,52 6,24 5,70 4,66 3,75 2,49 1,98 USA Texas Austin 30,27-97,74 4,86 1,42 2,97 3,79 4,73 5,43 5,90 6,60 6,79 6,34 5,24 4,36 3,31 2,78 USA Texas Brownsville 25,90-97,50 4,73 1,32 2,86 3,65 4,57 5,29 5,76 6,33 6,45 5,98 5,16 4,47 3,43 2,74 USA Texas El Paso 31,76-106,49 5,71 1,72 3,44 4,51 5,80 7,07 7,79 8,01 7,35 6,75 5,87 4,92 3,79 3,19 USA Texas Houston 29,76-95,36 4,42 1,28 2,64 3,40 4,22 5,00 5,60 6,01 5,91 5,60 4,84 4,18 3,05 2,48 USA Texas San Antonio 29,42-98,49 4,79 1,44 3,02 3,75 4,51 4,81 5,85 6,62 6,91 6,33 5,33 4,30 3,19 2,77 USA Utah Salt Lake City 40,76-111,89 4,58 2,10 1,92 2,90 4,10 5,39 6,49 7,35 7,32 6,49 5,23 3,69 2,24 1,67 USA Vermont Burlington 44,48-73,21 3,72 1,78 1,61 2,56 3,63 4,58 5,52 6,03 6,06 5,21 4,01 2,62 1,55 1,23 USA Virginia Norfolk 36,85-76,29 4,19 1,50 2,24 3,03 4,08 5,15 5,79 6,17 5,88 5,41 4,49 3,48 2,53 2,02 USA Virginia Richmond 37,55-77,46 4,23 1,54 2,25 3,04 4,11 5,19 5,82 6,27 6,01 5,44 4,53 3,51 2,50 1,99

275 264 Anhang Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez USA Washington Olympia 47,04-122,90 3,25 1,86 1,01 1,67 2,77 3,94 5,01 5,57 5,86 5,04 3,78 2,20 1,20 0,85 USA Washington Seattle 47,61-122,33 3,31 1,96 0,98 1,64 2,80 4,06 5,29 5,76 6,05 5,13 3,75 2,20 1,16 0,79 USA Washington Yakima 46,60-120,50 4,10 2,25 1,36 2,21 3,57 4,96 6,26 6,92 7,21 6,20 4,71 2,97 1,55 1,14 USA West Virginia Charleston 38,35-81,63 3,94 1,58 1,96 2,68 3,72 4,76 5,61 6,03 5,81 5,27 4,32 3,28 2,14 1,67 USA West Virginia Elkins 38,93-79,85 3,75 1,49 1,92 2,61 3,55 4,53 5,29 5,70 5,54 5,00 4,12 3,08 2,01 1,60 USA Wisconsin Green Bay 44,52-88,02 3,82 1,81 1,74 2,60 3,67 4,69 5,73 6,27 6,14 5,26 3,96 2,69 1,61 1,36 USA Wisconsin Madison 43,07-89,40 3,91 1,81 1,84 2,76 3,72 4,73 5,78 6,38 6,25 5,43 4,13 2,63 1,75 1,46 USA Wisconsin Milwaukee 43,04-87,91 3,88 1,82 1,80 2,59 3,53 4,63 5,77 6,37 6,28 5,39 4,13 2,84 1,74 1,42 USA Wyoming Rock Springs 41,59-109,20 4,61 1,99 2,12 3,04 4,21 5,41 6,45 7,25 7,18 6,39 5,19 3,73 2,34 1,87 USA Wyoming Sheridan 44,80-106,96 4,16 1,92 1,80 2,71 3,88 4,98 5,80 6,62 6,84 6,02 4,57 3,12 1,98 1,54 UZB Usbekistan Tashkent 41,27 69,27 4,98 2,47 2,02 3,00 4,43 6,56 7,00 8,20 7,92 7,41 5,77 3,68 2,39 1,28 VEN Venezuela Caracas 10,50-66,88 4,28 0,34 3,96 3,77 4,53 4,32 4,36 4,32 4,52 4,75 4,73 4,21 4,09 3,75 VEN Venezuela San Antonio 7,85-72,45 3,82 0,87 3,27 2,93 2,96 3,35 3,51 5,89 4,08 4,41 4,62 4,26 3,41 3,13

276 A.1 Solares Strahlungsangebot 265 Tabelle A Jahresstatistik der Globalstrahlung Land Ort Breite Länge GA Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez VEN Venezuela San Fernando 7,90-67,42 4,15 0,32 4,14 4,67 4,69 4,44 4,17 3,91 3,83 4,01 4,13 4,24 3,96 3,64 VNM Vietnam Hanoi 21,03 105,85 4,10 1,50 1,66 2,08 2,43 3,77 5,31 5,91 5,51 5,49 5,74 4,11 3,46 3,67 ZAF Südafrika Kapstadt -33,98 18,60 5,20 1,99 7,63 7,10 5,56 4,39 3,18 2,52 2,32 3,82 4,81 6,16 7,33 7,69 ZAF Südafrika Port Elizabeth -33,98 25,60 5,16 1,67 7,56 6,13 5,28 4,25 3,28 3,09 2,98 3,88 5,14 6,41 6,43 7,57 ZAF Südafrika Pretoria -25,73 28,18 5,55 1,13 7,24 6,23 5,70 4,47 4,35 3,80 4,22 5,18 6,01 6,04 6,89 6,51 ZMB Sambia Lusaka -15,42 28,32 5,51 0,72 4,47 5,01 5,62 5,51 4,75 4,55 5,40 5,76 6,02 6,62 6,63 5,70 ZWE Simbabwe Bulawayo -20,15 28,62 5,63 0,85 5,56 6,14 5,84 5,03 4,76 4,27 4,57 5,41 5,99 6,51 6,97 6,52 ZWE Simbabwe Harare -17,83 31,02 5,31 0,71 5,38 5,28 5,34 4,91 5,10 4,47 4,04 4,96 5,96 6,66 5,53 6,08 Legende der Tabellen A bis A Breite Nord +, Süd ) [ ] Länge (Ost +, West ) [ ] GA: Jahresmittelwert der Tagessummen [kwh/m 2 ] : Standardabweichung der Tagessummen [kwh/m 2 ] Tabellenwerte: Monatsmittelwert der Tagessummen [kwh/m 2 ] Die Tabellen A bis A sind alphabetisch nach Ländercodes geordnet. Die Zuordnung der Ländernamen zu den Ländercodes ist in Tabelle A.1.8 angegeben.

277 266 Anhang A.1.8 Einstrahlung auf geneigte Fläche Tabelle A Flächenfaktoren Süd-Ost, Mitteleuropa (51 N, 7 O) s / a Tabelle A Flächenfaktoren Süd-West, Mitteleuropa (51 N, 7 O) s / a s Neigungswinkel zwischen Horizontale und Fläche (immer positiv) a Azimutwinkel der Fläche (Nord=0, O=90, Süd=180, W=270 ) F A Flächenfaktoren, Angaben in %. Die hier dargestellten Flächenfaktoren sind typische Jahres-Werte für einen Ort in Mitteleuropa (51 N, 7 O) [111]. Da geografische Unterschiede (Mittelgebirge, Städte, ländliche Gebiete, Flusstäler usw.) zu starken lokalen Abweichungen führen, müssen für rechtlich verbindliche Planungen oder gutachterliche Bewertungen verbindliche Einstrahlungsstatistiken auf die geneigte Fläche, z.b. von den Wetterämtern, bezogen werden.

278 A.1 Solares Strahlungsangebot 267 Die Tabellen der Flächenfaktoren ist in der Matrix F A abgelegt. Der Flächenfaktor für einen Zwischenwert kann durch folgende Interpolationsfunktion ermittelt werden. Gegeben ist die Matrix der Flächenfaktoren: F A (A.1.34) Interpolationsfunktion für den Flächenfaktor: F A ( as ) for k 1 24 x k if a 15( k 1) for k 1 9 y k if s 10( k 1) A linterp 15 ( x 1) 15 x B linterp 15 ( x 1) 15 x C linterp 10 ( y 1) 10 y C% F A yx F A yx1 F A y1 F A y 1 A B a a x x1 s (A.1.35) Beispiel: Flächenfaktor für eine Dachfläche. Azimut a=163 (Südost), Neigung 35 : FA (163,35) 115% (A.1.36)

279 268 Anhang A.1.9 Jährliche Schwankung der Globalstrahlung Tabelle A Jahressummen der Globalstrahlung (DWD ) Ort Aachen 50,77 6, Augsburg 48,37 10, Bad Lippspringe 51,78 8, Berlin 52,52 13, Bocholt 51,83 6, Bochum 51,48 7, Bonn 50,73 7, Braunlage 51,73 10, Braunschweig 52,27 10, Bremen 53,08 8, Chemnitz 50,83 12, Coburg 50,25 10, Cottbus 51,77 14, Dortmund 51,52 7, Dresden 51,05 13, Düsseldorf 51,22 6, Eisenach 50,85 10, Erfurt 50,98 11, Essen 51,45 7, Flensburg 54,78 9,

280 A.1 Solares Strahlungsangebot 269 Tabelle A Jahressummen der Globalstrahlung (DWD ) Ort Frankfurt a.m. 50,12 8, Freiburg 48,00 7, Gießen 50,58 8, Göttingen 51,53 9, Hamburg 53,55 10, Hannover 52,37 9, Harzgerode 51,63 11, Heidelberg 49,42 8, Hof 50,32 11, Kaiserslautern 49,45 7, Karlsruhe 49,00 8, Kassel 51,32 9, Kiel 54,33 10, Koblenz 50,35 7, Köln 50,93 6, Konstanz 47,67 9, Leipzig 51,30 12, List auf Sylt 55,02 8, Lübeck 53,87 10, Lüdenscheid 51,22 7, Magdeburg 52,17 11,

281 270 Anhang Tabelle A Jahressummen der Globalstrahlung (DWD ) Ort Mainz 50,00 8, Mannheim 49,49 8, München 48,15 11, Münster 51,97 7, Nürnberg 49,45 11, Oldenburg 53,17 8, Osnabrück 52,27 8, Regensburg 49,02 12, Rostock 54,08 12, Saarbrücken 49,23 7, Schleswig 54,52 9, Siegen 50,87 8, Stralsund 54,30 13, Stuttgart 48,77 9, Trier 49,75 6, Ulm 48,40 10, Weihenstephan 48,40 11, Weimar 50,98 11, Weißenburg 51,73 13, Wilhelmshaven 53,52 8, Würzburg 49,79 9,

282 A.1 Solares Strahlungsangebot 271 Legende der Tabellen A bis A Breite Nord +, Süd ) [ ] Länge (Ost +, West ) [ ] Jahressummen der Globalstrahlung [kwh/m 2 ] Hinweis: Das Jahr 2003 war ein statistisches Ausnahmejahr. Zur Beurteilung der jährlichen Schwankung der Energieeträge kann die relative Schwankung des nächstgelegenen DWD-Standortes herangezogen werden. Die Entfernung (Luftlinie) kann über die Ortskoordinaten berechnet werden:. Entfernung "Winkeleingabe mit Einheit Grad und Dezimal-Bruchteilen" r Erde km acos sin 1 sin 2 cos 1 cos 2 cos 2 1 Entfernung r Erde (A.1.37) Beispiel: Entfernung Iserlohn (51.37/7.70) Lüdenscheid (51.22/7.62) Entfernung(51.37,7.70,51.22,7.62 )=17.7 km (A.1.38)

283 272 Anhang A.2 Solargenerator A.2.1 Effektive Solarzellen-Kennlinie Abb. A.2.1. Ersatzschaltbild Abb. A.2.2. Strom-Spannungs-Kennlinie Kurzschlussstrom I sc Leerlaufspannung U oc Spannung U pmax und Strom I pmax im Punkt maximaler Leistung (P max ) Kennliniengleichung Steigung M Iph I I0 U UT ln( ) I Rpv (A.2.1) I U I U U I M I I U U I 0 oc ( 5, 411 pmax pmax 6, 450 pmax 3, 417 pmax 4, 422) (A.2.2) sc sc oc oc sc Kennlinienparameter I (1 ) sc p max sc Rpv M I pmax I pmax I pmax U ( M R ) I T pv sc I0 Isc e I I ph sc I Uoc UT U (A.2.3)

284 A.2 Solargenerator 273 Tabelle A.2.1. Variation der Kennlinienparameter der Solarzellenkennlinie Kennlinienbild Erläuterung 1,2 1 0,8 0,6 Strom 0,4 R pv ansteigend in Pfeilrichtung. Der Photovoltaik-Widerstand R pv beschreibt die Wirkung der Kombination Serien-Innenwiderstand R s und Parallel- Innenwiderstand R p auf die Kennlinie. 0, ,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 Spannung Abb. A.2.3. Variation R pv Großer R s großer R pv Kleiner R p negativer R pv 1,2 1 U T ansteigend in Pfeilrichtung. 0,8 0,6 Strom 0,4 Temperaturspannung der Diode des Ersatzschaltbildes. 0, ,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 Spannung Abb. A.2.4. Variation U T 1,2 1 I 0 ansteigend in Pfeilrichtung 0,8 0,6 Strom 0,4 Sperrstrom der Diode des Ersatzschaltbildes. 0, ,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 Spannung Abb. A.2.5. Variation I 0 1,2 1 I ph ansteigend in Pfeilrichtung 0,8 0,6 Strom 0,4 Photostrom der Solarzelle. Der Strom, der durch Lichteinstrahlung auf die Solarzelle entsteht 0, ,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 Spannung (innerer Photoeffekt). Abb. A.2.6 Variation I ph

285 274 Anhang A.2.2 PV-Modul-Datensammlung Die folgende Sammlung der wichtigsten Kennwerte von PV-Modulen ist als Hilfe für Planung und Qualitätskontrolle von PV-Anlagen gedacht. Für Langzeituntersuchungen, beispielsweise zum Degradationsverhalten von PV-Modulen, werden zum Vergleich auch ältere Datenblätter benötigt, die häufig nicht mehr leicht zu beschaffen sind. Für solche Anwendungen enthält die Datensammlung einen Großteil der kommerziell erhältlichen Modultypen des zwanzigsten Jahrhunderts. Die Zahl der erhältlichen Modultypen ist seit Beginn des einundzwanzigsten Jahrhunderts stark angestiegen. Es ist daher nicht mehr möglich, alle neuen Modultypen in der folgenden Tabelle aufzuführen. Weder die Aufnahme eines Modultyps noch das Fehlen eines Modultyps stellt eine Qualitäts-Bewertung dar. Die Daten wurden mit der gebotenen Sorgfalt erhoben und auf Plausibilität überprüft. Trotzdem können Fehler bei der Datenerhebung nicht ausgeschlossen werden. Es kann daher keine Gewähr für die Fehlerfreiheit dieser Daten gegeben werden. Für rechtlich verbindliche Planungen oder gutachterliche Bewertungen ist die Verwendung von verbindlichen Original-Datenblättern notwendig. Die Legende befindet sich am Ende der Tabelle. Das folgende Beispiel zeigt ein Muster-Datenblatt, wie es sich aus den Angaben der folgenden Tabelle erstellen lässt. Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B AEG PQ 40/50 p-si 50,0 3,0 22,8 2,8 18,1-0,46 0, Die weiteren Werte Füllfaktor, Modulfläche und Modulwirkungsgrad lassen sich aus den Angaben ermitteln. Der Modulwirkungsgrad folgt aus der Peakleistung mit der Modulfläche und der STC-Einstrahlung E 0 =1000W/m 2. P pk (A.2.4) L B E 0

286 A.2 Solargenerator 275 PV-Moduldatenblatt Hersteller: AEG Typ: PQ 40/50 I 3, 0 A Peakleistung P 50W U sc oc pmax pmax 22,8V I 2,8 A Füllfaktor FF 0, 74 U 18,1V Serien-Innenwiderstand R 0, 74 Zelltyp p-si Parallel-Innenwiderstand R 557 c T 0, 46% relative Peakleistungsänderung pro Kelvin pk s p 4 I-U-Kennlinie 3 Strom [A] Spannung [V] Abb.A.2.7. STC-Kennlinie Länge = 1079 mm Breite = 462 mm Modulfläche A mod = 0,50m 2 Modulwirkungsgrad = 10% Abb.A.2.8. Ansicht des Moduls

287 276 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B 3S Fassad.modul 183 m-si 182,5 8,2 30,3 7,3 25,0-0,50 0, Fassad.modul 140 p-si 140,4 4,8 38,1 4,4 31,9-0,50 0, MegaSlate-20V p-si 137,4 7,3 24,7 6,8 20,2-0,50 0, MegaSlate-30V p-si 138,0 4,9 36,0 4,6 30,0-0,50 0, a2peak P220-60/205 p-si 204,8 7,6 36,2 7,0 29,2-0,46 0, P220-60/210 p-si 210,6 7,7 36,5 7,1 29,6-0,46 0, P220-60/215 p-si 215,4 7,8 36,6 7,2 29,9-0,46 0, P220-60/220 p-si 219,9 7,9 36,9 7,3 30,2-0,46 0, P220-60/225 p-si 224,8 7,9 37,0 7,4 30,5-0,46 0, P220-60/230 p-si 230,7 8,0 37,3 7,5 30,8-0,46 0, P220-60/235 p-si 235,1 8,0 37,5 7,6 31,1-0,46 0, Advent Advent 160 p-si 160,1 5,4 42,7 4,9 33,0-0,48 0, Advent 165 p-si 165,0 5,5 42,8 5,0 33,2-0,50 0, Advent 170 p-si 170,0 5,7 42,9 5,1 33,4-0,50 0, Advent 175 p-si 174,9 5,8 43,0 5,2 33,5-0,50 0, Advent 180 p-si 180,1 5,9 43,1 5,4 33,6-0,50 0, AEG PQ 10/40 p-si 42,0 2,6 22,2 2,4 17,8-0,44 0, PQ 40/50 p-si 50,0 3,0 22,8 2,8 18,1-0,46 0, AET SunGlobe A 165 P p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0, SunGlobe E 165P p-si 165,2 7,5 30,2 6,9 23,8-0,49 0, SunGlobe E 175P p-si 175,2 7,8 30,7 7,2 24,3-0,49 0, Aimex Ganymed M220 m-si 219,7 9,0 36,2 7,8 28,1-0,50 0, Ganymed M225 m-si 225,0 9,0 36,4 8,0 28,3-0,50 0, Ganymed M230 m-si 230,3 9,0 36,6 8,1 28,5-0,50 0, Ganymed M235 m-si 235,3 9,1 36,7 8,2 28,7-0,50 0, Ganymed M240 m-si 239,9 9,1 36,8 8,3 28,9-0,50 0, Ganymed P190 p-si 190,4 7,6 35,9 6,9 27,6-0,50 0, Ganymed P195 p-si 195,2 7,9 35,4 7,0 27,8-0,50 0, Ganymed P200 p-si 200,5 8,2 35,9 7,2 28,0-0,50 0, Ganymed P205 p-si 205,3 8,1 36,0 7,3 28,2-0,50 0, Ganymed P210 p-si 210,2 8,2 36,4 7,4 28,4-0,50 0, Ganymed P215 p-si 214,5 8,2 35,9 7,5 28,6-0,50 0, Ganymed P220 p-si 220,4 8,3 36,4 7,6 29,0-0,50 0, Ganymed P225 p-si 224,8 8,5 36,9 7,7 29,2-0,50 0, SESE M170A/B m-si 170,2 8,3 28,8 7,6 22,4-0,50 0, SESE M175A/B m-si 175,1 8,5 28,9 7,7 22,8-0,50 0, SESE M180A/B m-si 180,0 8,5 29,0 7,8 23,2-0,50 0, SESE M185A/B m-si 185,0 8,6 29,1 7,8 23,6-0,50 0, SESE M190A/B m-si 190,3 8,7 29,2 7,9 24,0-0,50 0, SESE M195A/B m-si 195,4 8,8 29,4 8,0 24,4-0,50 0, SESE M200A/B m-si 199,9 8,9 29,6 8,1 24,8-0,50 0, SESE P150A/B p-si 149,8 7,5 28,6 6,9 21,8-0,50 0, SESE P155A/B p-si 154,7 7,6 29,3 7,0 22,0-0,50 0, SESE P160A/B p-si 159,6 7,6 29,4 7,2 22,2-0,50 0, SESE P165A/B p-si 164,6 7,7 29,5 7,4 22,4-0,50 0, SESE P170A/B p-si 169,7 7,8 29,8 7,5 22,6-0,50 0, SESE P175A/B p-si 174,9 7,9 29,9 7,7 22,8-0,50 0,

288 A.2 Solargenerator 277 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Air Water Inc. H-5510 m-si 58,0 3,7 22,1 3,3 17,8-0,50 0, H-7410 m-si 73,9 3,7 27,2 3,4 21,8-0,50 0, H-8620 m-si 86,1 5,3 21,9 4,9 17,6-0,50 0, AIT AIT-PL-5M-165 m-si 165,0 5,1 43,5 4,7 35,1-0,42 0, AIT-PL-5M-170 m-si 170,1 5,2 43,6 4,8 35,8-0,42 0, AIT-PL-5M-175 m-si 175,2 5,3 43,7 4,9 35,9-0,42 0, AIT-PL-5M-180 m-si 180,0 5,5 43,8 5,0 36,0-0,42 0, AIT-PL m-si 215,0 8,0 36,5 7,4 28,9-0,42 0, AIT-PL m-si 220,8 8,1 36,6 7,6 29,2-0,42 0, AIT-PL m-si 225,1 8,2 36,8 7,6 29,5-0,42 0, AIT-PL m-si 230,2 8,4 36,9 7,8 29,7-0,42 0, AIT-PL m-si 235,0 8,5 37,0 7,9 29,9-0,42 0, AIT-PL m-si 240,0 8,5 37,1 8,0 30,0-0,42 0, AIT-PL m-si 245,0 8,6 37,2 8,1 30,3-0,42 0, AIT-TYPE-35W/K p-si 40,0 2,5 22,5 2,3 17,6-0,47 0, AIT-TYPE-45W/D p-si 45,0 2,9 21,8 2,6 17,7-0,47 0, AIT-TYPE-50W/L p-si 50,1 3,1 22,6 2,8 17,8-0,47 0, AIT-TYPE-65W/A p-si 65,0 4,2 21,8 3,7 17,6-0,47 0, AIT-TYPE-65W/G p-si 65,2 4,3 22,7 3,8 17,2-0,47 0, AIT-TYPE-65W/H p-si 65,0 4,2 22,0 3,7 17,6-0,47 0, AIT-TYPE-65W/I p-si 65,0 4,3 22,0 3,6 18,1-0,47 0, AIT-TYPE-70W/J p-si 70,0 4,3 22,7 3,9 17,8-0,47 0, AIT-TYPE-85W/C p-si 85,0 5,4 22,0 5,0 16,9-0,47 0, AIT-TYPE-90W/F p-si 90,0 5,7 22,0 5,0 18,2-0,47 0, AIT-TYPE-90W/M p-si 90,1 5,7 22,5 5,1 17,8-0,47 0, Akhter Group Akhter 135 p-si 136,9 8,1 22,5 7,5 18,2-0,32 0, Akhter 200 p-si 204,8 8,1 33,8 7,5 27,3-0,32 0, Akhter 245 p-si 252,2 8,1 41,3 7,6 33,4-0,32 0, aleo solar aleo 150 L p-si 159,8 4,9 43,6 4,5 35,5-0,50 0, aleo 150 L-6 p-si 159,1 7,2 30,5 6,8 23,4-0,43 0, aleo 150 Labz p-si 159,8 4,9 43,6 4,5 35,5-0,50 0, aleo 150 M p-si 155,8 4,9 43,5 4,4 35,4-0,50 0, aleo 150 M-6 p-si 153,8 7,1 30,4 6,6 23,3-0,43 0, aleo 150 S p-si 150,5 4,7 43,4 4,3 35,4-0,50 0, aleo 150 S-6 p-si 148,5 6,9 30,3 6,4 23,2-0,43 0, aleo 150 Super S p-si 134,6 4,5 43,0 3,9 34,5-0,50 1, aleo 150 XL p-si 165,5 5,1 43,7 4,7 35,6-0,50 0, aleo 150 XL-6 p-si 164,5 7,4 30,6 7,0 23,5-0,43 0, aleo 150 XS p-si 144,7 4,6 43,3 4,1 35,3-0,50 0, aleo 150 XXL p-si 169,6 5,1 43,8 4,8 35,7-0,50 0, aleo 150 XXL-6 p-si 169,9 7,5 30,7 7,2 23,6-0,43 0, aleo 150 XXS p-si 140,0 4,6 43,1 4,0 35,0-0,43 0, aleo L p-si 159,1 7,2 30,5 6,8 23,4-0,43 0, aleo M p-si 153,8 7,1 30,4 6,6 23,3-0,43 0, aleo S p-si 148,5 6,9 30,3 6,4 23,2-0,43 0, aleo XL p-si 164,5 7,4 30,6 7,0 23,5-0,43 0, aleo XXL p-si 169,9 7,5 30,7 7,2 23,6-0,43 0, aleo L p-si 205,1 7,6 36,8 7,0 29,3-0,43 0, aleo M p-si 199,3 7,5 36,7 6,9 29,1-0,43 0, aleo S p-si 195,1 7,4 36,6 6,8 28,9-0,43 0,

289 278 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B aleo solar aleo XL p-si 210,5 7,7 37,0 7,2 29,4-0,43 0, aleo XS p-si 190,3 7,2 36,5 6,7 28,4-0,43 0, aleo XXL p-si 215,3 7,8 37,2 7,3 29,7-0,43 0, aleo S_ m-si 153,6 4,9 43,3 4,4 34,9-0,43 0, aleo S_ m-si 157,5 5,0 43,4 4,5 35,0-0,43 0, aleo S_ m-si 163,8 5,1 43,5 4,6 35,6-0,43 0, aleo S_ m-si 168,3 5,2 43,6 4,7 35,8-0,43 0, aleo S_ m-si 168,7 5,3 43,7 4,7 35,9-0,43 0, aleo S_ m-si 176,4 5,5 43,8 4,9 36,0-0,43 0, aleo S_ m-si 180,5 5,6 43,9 5,0 36,1-0,43 0, aleo S_ p-si 165,6 7,5 30,5 6,9 24,0-0,43 0, aleo S_ p-si 170,1 7,6 30,6 7,0 24,3-0,43 0, aleo S_ p-si 175,4 7,7 30,7 7,1 24,7-0,43 0, aleo S_ p-si 180,0 7,8 30,8 7,2 25,0-0,43 0, aleo S_ p-si 185,4 7,9 31,0 7,3 25,4-0,43 0, aleo S_ p-si 190,2 7,9 31,0 7,4 25,7-0,43 0, aleo S_ m-si 176,1 8,2 30,1 7,4 23,8-0,43 0, aleo S_ m-si 180,0 8,2 30,3 7,5 24,0-0,43 0, aleo S_ m-si 186,2 8,3 30,6 7,6 24,5-0,43 0, aleo S_ m-si 191,0 8,4 30,6 7,7 24,8-0,43 0, aleo S_ m-si 165,9 8,1 29,3 7,2 23,2-0,43 0, aleo S_ m-si 170,4 8,1 30,0 7,3 23,5-0,43 0, aleo S_ m-si 174,9 8,2 30,1 7,4 23,8-0,43 0, aleo S_ p-si 209,9 8,0 36,2 7,4 28,4-0,43 0, aleo S_ p-si 215,1 8,1 36,3 7,5 28,6-0,43 0, aleo S_ p-si 220,0 8,2 36,4 7,6 28,8-0,43 0, aleo S_ p-si 225,0 8,3 36,5 7,8 29,0-0,43 0, aleo S_ p-si 230,1 8,4 36,6 7,9 29,2-0,43 0, Alfasolar 105 P p-si 105,1 6,6 21,2 6,1 17,3-0,40 0, P12/24 p-si 105,0 6,5 21,4 5,9 17,8-0,50 0, P p-si 112,1 6,8 22,4 6,3 17,7-0,40 0, M m-si 119,9 7,4 21,7 6,7 17,9-0,45 0, M12/24 m-si 119,9 7,4 21,7 6,7 17,9-0,45 0, P-6 p-si 120,1 8,2 22,0 7,0 17,1-0,43 0, P-6 (125) p-si 125,2 8,3 22,0 7,3 17,2-0,43 0, P-6 (130) p-si 130,4 8,3 22,0 7,6 17,2-0,43 0, P-6 (135) p-si 135,3 8,4 22,0 7,8 17,3-0,43 0, P p-si 150,0 5,0 42,2 4,6 32,8-0,50 0, P p-si 159,8 5,0 42,8 4,5 35,6-0,50 0, P12 p-si 160,010,0 21,4 9,0 17,8-0,50 0, P24 p-si 160,0 5,0 42,8 4,5 35,6-0,50 0, P p-si 168,610,8 22,4 9,8 17,2-0,50 0, P/175 p-si 175,110,8 22,4 10,1 17,3-0,40 0, M m-si 179,911,5 22,6 10,4 17,3-0,37 0, P p-si 179,4 5,6 43,9 5,2 34,5-0,44 0, PQ 6L p-si 180,4 7,5 33,6 6,9 26,0-0,43 0, PQ 6L (185W) p-si 184,7 8,3 32,4 7,5 24,5-0,43 0, PQ 6L (190W) p-si 189,7 8,3 32,6 7,6 24,9-0,43 0, PQ 6L (195W) p-si 195,0 8,4 32,9 7,7 25,2-0,43 0, PQ 6L (200W) p-si 200,2 8,5 33,1 7,9 25,4-0,43 0, PQ 6L (205W) p-si 205,3 8,6 33,3 8,0 25,7-0,43 0, MQ 6L m-si 210,1 8,0 33,5 7,6 27,5-0,43 0,

290 A.2 Solargenerator 279 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Alfasolar 220 M 6 m-si 220,2 7,6 37,3 7,3 30,0-0,43 0, P p-si 250,015,2 22,0 14,4 17,4-0,50 0, P 6 p-si 275,1 7,8 49,5 7,2 38,0-0,43 0, P L p-si 275,1 7,8 49,5 7,2 38,0-0,43 0, S m-si 55,1 3,7 21,7 3,2 17,5-0,45 0, TSM-180D m-si 180,3 5,4 44,7 4,9 36,8-0,37 0, Algatec Solar ASM-m. 1A-5/165 m-si 168,5 5,3 44,2 4,8 35,1-0,48 0, ASM-m.1A-5/170 m-si 172,5 5,3 44,2 4,9 35,2-0,48 0, ASM-m.1A-5/175 m-si 175,7 5,3 44,3 5,0 35,5-0,48 0, ASM-p. 1-6/200 p-si 202,3 7,7 34,9 7,2 28,3-0,43 0, ASM-p. 1-6/205 p-si 209,2 7,8 36,3 7,3 28,9-0,43 0, ASM-p. 1-6/210 p-si 211,7 7,8 36,4 7,3 29,0-0,43 0, ASM-p. 1-6/215 p-si 216,8 8,0 36,4 7,5 29,1-0,43 0, ASM-p. 1-6/220 p-si 221,9 8,2 36,5 7,6 29,2-0,43 0, ASM-p. 1-6/225 p-si 225,7 8,3 36,6 7,7 29,5-0,43 0, ASM-p. 3-6/200 p-si 198,8 7,9 35,7 7,2 27,8-0,46 0, ASM-p. 3-6/205 p-si 205,9 7,9 35,8 7,4 28,0-0,46 0, ASM-p. 3-6/210 p-si 210,2 7,9 35,8 7,4 28,4-0,46 0, ASM-p. 3-6/215 p-si 214,5 8,0 35,9 7,5 28,6-0,46 0, ASM-p. 3-6/220 p-si 218,9 8,0 36,2 7,6 28,8-0,46 0, ASM-p. 3-6/225 p-si 226,0 8,2 36,5 7,8 28,9-0,46 0, ASM-p. 3-6/230 p-si 230,0 8,3 36,7 7,9 29,3-0,46 0, ASM-p. CS3-6/210 p-si 212,3 8,0 36,1 7,5 28,5-0,46 0, ASM-p. CS3-6/215 p-si 215,9 8,1 36,3 7,6 28,6-0,46 0, ASM-p. CS3-6/220 p-si 219,6 8,2 36,4 7,7 28,7-0,46 0, Alimex Io P 155 p-si 155,0 7,6 28,6 7,1 22,0-0,43 0, Kalysto P 165 p-si 165,0 7,3 30,5 6,5 25,3-0,43 0, Kalysto P 180 p-si 180,0 7,5 31,0 6,9 26,1-0,43 0, Alwitra EvalonV-Solar 136 a-si(3) 136,3 5,1 46,2 4,1 33,0-0,21 5, EvalonV-Solar 204 a-si(3) 204,4 5,1 69,3 4,1 49,5-0,21 8, EvalonV-Solar 272 a-si(3) 272,6 5,1 95,4 4,1 66,0-0,21 12, EvalonV-Solar 408 a-si(3) 408,9 5,1 138,6 4,1 99,0-0,21 16, Evalon-Solar 128 a-si(3) 128,0 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6, Evalon-Solar 192 a-si(3) 192,1 4,8 71,4 3,9 49,5-0,21 9, Evalon-Solar 256 a-si(3) 256,1 4,8 95,2 3,9 66,0-0,21 13, Evalon-Solar 3.36 a-si(3) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Evalon-Solar 384 a-si(3) 384,1 4,8 142,8 3,9 99,0-0,21 19, Evalon-Solar 6.0 a-si(3) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6, Ammini ASM-06004A m-si 4,0 0,63 11,5 0,57 7,1-0,50 5, ASM-12004A m-si 4,0 0,31 21,0 0,28 14,3-0,50 17, ASM-12008A m-si 8,0 0,56 21,0 0,50 16,0-0,50 5, ASM-12010A m-si 10,0 0,70 21,0 0,63 15,9-0,50 4, ASM-12012A m-si 12,0 0,84 21,0 0,76 15,8-0,50 3, ASM-12015A /m. m-si 15,0 1,0 21,0 0,9 16,7-0,50 2, ASM-12020A m-si 20,0 1,4 21,0 1,3 15,9-0,50 2, ASM-12040A m-si 40,0 2,7 21,0 2,4 16,5-0,50 0, ASM-12050A m-si 50,0 3,3 21,0 3,0 16,8-0,50 0, ASM-12075A /m. m-si 75,0 5,0 21,0 4,5 16,7-0,50 0, ASM-12015A /p. p-si 15,0 1,0 21,0 0,9 16,7-0,50 2,

291 280 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Ammini ASM-12018A p-si 18,0 1,3 21,0 1,1 15,9-0,50 2, ASM-12035A p-si 35,0 2,4 21,0 2,2 16,2-0,50 1, ASM-12037A p-si 37,0 2,5 21,0 2,3 16,4-0,50 0, ASM-12065A p-si 65,0 4,5 21,0 4,1 16,1-0,50 0, ASM-12070A p-si 70,0 4,7 21,0 4,2 16,6-0,50 0, ASM-12075A /p. p-si 75,0 5,0 21,0 4,5 16,7-0,50 0, Antec Solar ATF 36 CdTe 36,0 1,0 79,0 0,7 50,0-0,18 68, ATF 43 CdTe 42,9 1,1 81,0 0,8 53,0-0,18 67, ATF 50 CdTe 49,8 1,1 85,0 0,9 56,0-0,18 56, Arntjen Solar Sun Earth 150 m-si 150,1 5,1 43,2 4,4 34,2-0,40 1, Sun Earth 160 m-si 160,2 5,2 43,4 4,6 34,6-0,40 0, Sun Earth 165 m-si 165,0 5,3 43,6 4,8 34,6-0,40 0, Sun Earth 170 m-si 170,1 5,3 44,0 4,9 35,0-0,40 0, AS Solar AS Celaeno M 195W m-si 196,3 7,4 35,5 6,9 28,5-0,49 0, AS Celaeno M 200W m-si 201,3 7,7 36,6 7,0 28,6-0,49 0, AS Celaeno M 205W m-si 206,3 7,8 36,2 7,2 28,9-0,49 0, AS Celaeno M 210W m-si 209,6 7,9 36,4 7,2 29,0-0,49 0, AS Celaeno M 215W m-si 214,0 8,0 36,5 7,4 29,0-0,49 0, AS Seginius M 220W m-si 219,9 8,4 36,4 7,5 29,2-0,43 0, AS Seginius M 225W m-si 225,0 8,4 36,5 7,7 29,3-0,43 0, AS Seginius M 230W m-si 229,9 8,5 36,6 7,8 29,4-0,43 0, AS Seginius M 235W m-si 236,0 8,5 36,7 8,0 29,5-0,43 0, AS Seginius M 240W m-si 239,8 8,5 36,8 8,1 29,6-0,43 0, AS Antares P 210W p-si 210,2 7,9 36,2 7,2 29,2-0,50 0, AS Antares P 215W p-si 215,4 8,0 36,3 7,4 29,3-0,50 0, AS Antares P 220W p-si 220,1 8,1 36,5 7,5 29,4-0,50 0, AS Antares P 225W p-si 225,3 8,2 36,7 7,6 29,7-0,50 0, AS Antares P 230W p-si 230,2 8,3 36,9 7,7 29,9-0,50 0, AS Seginius P 215W p-si 215,0 7,9 36,9 7,4 29,0-0,46 0, AS Seginius P 220W p-si 220,0 8,0 37,1 7,6 29,1-0,46 0, AS Seginius P 225W p-si 225,0 8,2 37,3 7,7 29,3-0,46 0, AS Seginius P 230W p-si 230,0 8,3 37,5 7,8 29,5-0,46 0, AS Seginius P 235W p-si 235,0 8,4 37,7 7,9 29,6-0,46 0, Asola 150 W-40/156p p-si 150,0 7,9 24,6 7,5 20,0-0,43 0, WI60-156p p-si 230,2 8,6 36,6 8,0 29,0-0,43 0, WI72-156m m-si 270,6 8,2 43,1 7,6 35,6-0,51 0, WI72-156p p-si 270,1 8,1 43,9 7,3 37,0-0,45 0, asola 155W m m-si 156,0 8,3 24,4 7,8 20,0-0,49 0, asola 175 W p p-si 173,9 7,8 29,2 7,2 24,3-0,46 0, ASS Automotive Solar Systems ASS 120 W-60/125m m-si 120,0 4,5 36,0 4,3 28,2-0,43 0, ASS 150 W-40/156p p-si 150,0 7,9 24,6 7,5 20,0-0,43 0, ASS 150 W-44/150m m-si 150,0 7,2 27,1 6,8 22,0-0,43 0, ASS 150 W-44/150p p-si 150,0 7,2 27,1 6,8 22,0-0,43 0, ASS 160 W-40/156m m-si 155,0 8,2 24,7 7,8 20,0-0,43 0, ASS 165 W/48-156p p-si 159,4 7,7 29,0 6,9 23,1-0,43 0, ASS 220 W/60-156p p-si 219,8 8,2 36,6 7,5 29,3-0,43 0, ASS 240 W/60-156m m-si 239,6 8,6 36,6 7,8 30,8-0,43 0,

292 A.2 Solargenerator 281 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Astro Power AP-100 m-si 99,8 7,2 20,1 6,2 16,1-0,44 0, AP-110 m-si 110,2 7,5 20,7 6,6 16,7-0,44 0, AP-1106 m-si 110,2 7,5 20,7 6,6 16,7-0,44 0, AP-120 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,44 0, AP-1206 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,44 0, AP-140 m-si 140,2 9,2 21,0 8,2 17,1-0,44 0, AP-150 m-si 150,5 9,8 21,0 8,8 17,1-0,44 0, AP-30 m-si 30,1 2,1 21,6 1,8 16,7-0,44 1, AP-45 m-si 45,1 3,0 21,5 2,7 16,7-0,44 0, AP-50 m-si 50,1 3,3 21,5 3,0 16,7-0,44 0, AP-5106 m-si 55,1 3,8 20,7 3,3 16,7-0,44 0, AP-6105 m-si 65,2 4,7 20,5 4,0 16,3-0,44 0, AP-6106 m-si 59,5 3,9 21,2 3,5 17,0-0,44 0, AP-65 m-si 65,2 4,7 20,5 4,0 16,3-0,44 0, AP-7105 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,44 0, AP-75 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,44 0, AP-8225 m-si 80,0 6,1 19,8 5,0 16,0-0,44 0, AP-9225 m-si 90,2 6,3 20,1 5,5 16,4-0,44 0, APi-030 m-si 30,2 2,0 21,4 1,8 16,8-0,44 1, APi-045 m-si 45,0 3,0 21,8 2,6 17,3-0,44 1, APi-050 m-si 50,2 3,3 22,0 2,9 17,3-0,44 0, APi-055-G GeckoT. m-si 55,4 7,5 10,4 6,6 8,4-0,44 0, APi-065 m-si 65,2 4,4 20,5 4,0 16,3-0,44 0, APi-070 m-si 70,1 4,6 21,2 4,2 16,7-0,44 0, APi-100 m-si 99,8 7,1 20,6 6,2 16,1-0,44 0, APi-110 m-si 110,2 7,4 21,2 6,6 16,7-0,44 0, APi-165 m-si 165,0 7,4 32,0 6,6 25,0-0,44 0, APx-045 m-si 45,5 3,5 20,7 2,9 15,7-0,44 2, APx-050 m-si 50,5 3,6 21,0 3,1 16,3-0,44 1, APx-065 m-si 65,1 5,2 20,7 4,2 15,5-0,44 2, APx-070 m-si 70,0 5,3 20,9 4,4 15,9-0,44 1, APx-075 m-si 75,0 5,4 21,1 4,6 16,3-0,44 0, APx-130 m-si 130,110,6 19,5 9,1 14,3-0,44 0, APx-140 m-si 139,710,9 19,7 9,5 14,7-0,44 0, APx-50 m-si 50,4 3,6 21,5 3,0 16,8-0,44 1, APx-65 m-si 65,2 4,7 20,5 4,0 16,3-0,44 0, APx-75 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,44 0, APx-90 m-si 90,0 5,8 21,9 5,2 17,3-0,44 0, Atersa A-005 m-si 5,8 0,4 20,1 0,4 16,5-0,50 4, A-010 m-si 9,9 0,7 20,7 0,6 16,3-0,50 3, A-020 m-si 20,3 1,3 21,7 1,2 16,8-0,50 1, A-030 m-si 30,0 2,1 20,4 1,8 16,6-0,50 1, A-035 m-si 35,3 2,4 20,6 2,1 16,8-0,50 0, A-055 m-si 55,0 3,9 19,2 3,6 15,5-0,50 0, A-060 m-si 60,0 3,9 21,0 3,6 16,9-0,50 0, A-065 m-si 65,2 4,6 20,5 4,0 16,3-0,50 0, A-066P p-si 65,9 4,1 22,3 3,7 17,8-0,50 0, A-075 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0, A-085 m-si 84,8 5,2 21,2 4,9 17,3-0,50 0, A-10 m-si 10,0 0,6 21,0 0,6 17,0-0,50 2, A-10 P p-si 10,1 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3, A-100 M m-si 100,0 7,4 21,3 6,1 16,5-0,50 1,

293 282 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Atersa A-110 m-si 110,0 7,7 20,5 6,8 16,2-0,50 0, A-110 M m-si 110,4 7,5 21,4 6,7 16,6-0,50 0, A-110 P5 p-si 110,0 7,0 20,5 6,8 16,2-0,50 0, A-115 M m-si 114,6 7,6 21,5 6,8 16,9-0,50 0, A-120 m-si 120,0 7,7 20,0 7,1 16,9-0,50 0, a-120 M m-si 120,0 7,7 21,5 7,1 16,9-0,50 0, A-120 PS m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0, A-127P p-si 127,3 8,0 22,1 7,3 17,5-0,50 0, A-130 m-si 129,7 8,1 21,3 7,5 17,2-0,50 0, A-130 M m-si 130,0 4,6 41,4 4,0 32,5-0,50 1, A-140 M m-si 140,3 4,7 42,9 4,2 33,4-0,50 1, A-140 P p-si 139,4 4,6 42,9 4,2 33,6-0,50 1, A-150 M m-si 149,6 4,8 43,0 4,4 34,0-0,50 0, A-150P p-si 149,6 4,8 43,0 4,4 34,0-0,50 0, A-160P p-si 160,2 4,8 44,2 4,5 36,0-0,50 0, A-170 m-si 170,1 5,1 44,0 4,8 35,8-0,50 0, A-20 m-si 20,1 1,3 21,0 1,2 17,0-0,50 1, A-20 P p-si 20,0 1,2 21,0 1,2 16,8-0,50 1, A-214P p-si 214,0 7,8 37,0 7,3 29,5-0,50 0, A-222P p-si 222,0 8,0 37,2 7,4 29,8-0,50 0, A-30 M m-si 30,5 2,5 18,2 2,2 14,2-0,50 1, A-38 m-si 37,8 2,4 21,3 2,2 17,2-0,50 0, A-45 m-si 45,0 3,2 18,0 3,0 15,0-0,50 0, A-5 m-si 4,9 0,31 21,0 0,29 17,0-0,50 5, A-5 P p-si 5,0 0,33 21,0 0,30 16,8-0,50 6, A-50 m-si 50,1 3,5 20,0 3,1 16,0-0,50 0, A-50 M m-si 50,0 3,7 21,3 3,0 16,5-0,50 2, A-55 m-si 55,1 3,7 20,5 3,4 16,2-0,50 0, A-55M m-si 55,3 3,8 21,4 3,3 16,6-0,50 0, A-60 m-si 60,0 3,9 21,0 3,6 16,9-0,50 0, A-60 M m-si 60,0 3,9 21,0 3,6 16,9-0,50 0, A-65 M m-si 65,2 4,6 20,5 4,0 16,3-0,50 0, A-75 M m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0, A-75 P5 p-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0, APX-45 m-si 45,0 3,2 18,0 3,0 15,0-0,50 0, APX-90 m-si 90,0 5,8 21,9 5,2 17,3-0,50 0, Atlantis Energy Systems Inc. Sunslates TM 13 m-si 13,3 5,2 3,9 4,6 2,9-0,46 0, Sunslates TM mono m-si 11,8 4,6 3,6 4,1 2,9-0,46 0, Sunslates TM poly p-si 11,8 4,6 3,6 4,1 2,9-0,46 0, Axitec AC-115P p-si 115,1 7,1 21,7 6,9 16,8-0,40 0, AC-120P p-si 120,7 7,4 21,9 7,1 17,0-0,40 0, AC-125P p-si 124,6 7,7 22,0 7,2 17,4-0,40 0, AC-127P p-si 127,0 4,9 33,2 4,6 27,8-0,40 0, AC-130M m-si 130,5 8,1 21,3 7,5 17,4-0,40 0, AC-131P p-si 131,1 4,9 33,4 4,6 28,5-0,40 0, AC-135M/156-40S m-si 135,2 8,5 24,5 7,3 18,5-0,40 0, AC-135P/125-60S p-si 135,1 5,1 36,4 4,6 29,2-0,50 0, AC-135P/15S p-si 135,2 6,9 26,9 6,2 21,8-0,40 0, AC-140M/156-40S m-si 140,2 8,6 24,6 7,5 18,7-0,40 0, AC-140P/125-60S p-si 140,3 5,2 36,7 4,8 29,4-0,50 0, AC-140P/13S p-si 140,0 7,7 24,5 7,0 20,0-0,40 0,

294 A.2 Solargenerator 283 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Axitec AC-140P/15S p-si 140,8 7,0 27,0 6,4 22,0-0,43 0, AC-140P/20S p-si 140,1 5,2 36,6 4,7 29,8-0,40 0, AC-145M/156-40S m-si 145,1 8,7 24,6 7,7 18,9-0,40 0, AC-145P/125-60S p-si 145,2 5,3 36,9 4,9 29,6-0,50 0, AC-145P/13S p-si 146,0 7,8 24,6 7,3 20,0-0,40 0, AC-145P/20S p-si 147,0 5,3 36,8 4,9 30,0-0,40 0, AC-150M/156-40S m-si 150,1 8,7 24,7 7,9 19,0-0,40 0, AC-150P p-si 150,0 7,2 27,1 6,8 22,0-0,43 0, AC-150P/125-60S p-si 150,0 5,3 37,2 5,0 29,9-0,50 0, AC-150P/13S p-si 150,0 7,9 24,9 7,5 20,0-0,40 0, AC-150P/156-40S p-si 150,0 7,9 24,6 7,5 20,0-0,40 0, AC-155M/156-40S m-si 155,2 8,8 24,7 8,1 19,2-0,40 0, AC-155P/125-60S p-si 155,1 5,4 37,4 5,2 30,1-0,50 0, AC-160P p-si 160,0 9,5 21,3 9,3 17,3-0,40 0, AC-162P/125-72S p-si 162,3 4,9 43,4 4,5 35,7-0,40 0, AC-165P/156-48S p-si 165,2 5,9 29,0 7,2 22,9-0,50 1, AC-167P/125-72S p-si 167,0 5,0 43,5 4,7 35,9-0,40 0, AC-167P/12S p-si 167,4 9,8 21,8 9,2 18,2-0,40 0, AC-167P/24S p-si 167,4 4,9 43,6 4,6 36,4-0,40 0, AC-170P/156-48S p-si 170,0 6,0 29,1 7,4 23,0-0,50 1, AC-172P p-si 171,910,0 22,5 9,3 18,4-0,40 0, AC-172P/125-72S p-si 172,1 5,2 43,6 4,8 36,0-0,40 0, AC-172P/24S p-si 173,0 5,0 45,0 4,7 36,8-0,40 0, AC-175P p-si 175,510,1 22,5 9,5 18,4-0,40 0, AC-175P/125-72S p-si 175,0 5,2 43,7 4,9 36,1-0,40 0, AC-175P/156-48S p-si 175,2 6,2 29,1 7,6 23,2-0,50 0, AC-175P/24S p-si 176,2 5,1 45,1 4,8 36,7-0,40 0, AC-178P p-si 179,810,7 22,0 10,1 17,8-0,40 0, AC-178P/125-72S p-si 178,0 5,3 43,8 4,9 36,2-0,40 0, AC-178P/156-50S p-si 178,7 7,9 30,1 7,1 25,1-0,40 0, AC-178P/24S p-si 180,0 5,4 44,0 5,0 36,0-0,40 0, AC-180P/156-48S p-si 180,1 6,3 29,3 7,7 23,4-0,50 0, AC-180P/156-50S p-si 180,7 7,9 30,2 7,2 25,1-0,40 0, AC-182P/125-72S p-si 182,0 5,4 43,9 5,0 36,3-0,40 0, AC-183P/156-50S p-si 183,2 7,9 30,3 7,3 25,1-0,40 0, AC-185P p-si 185,8 9,8 24,2 9,2 20,2-0,40 0, AC-185P/156-48S p-si 185,3 6,5 29,4 7,9 23,5-0,50 0, AC-185P/156-50S p-si 185,2 8,0 30,4 7,4 25,2-0,40 0, AC-188P/156-50S p-si 188,2 8,1 30,5 7,5 25,2-0,40 0, AC-190P p-si 190,510,0 25,0 9,3 20,4-0,40 0, AC-190P/156-54S m-si 190,3 7,7 33,1 7,2 26,3-0,40 0, AC-190P/18S p-si 190,9 7,7 33,0 7,4 25,8-0,40 0, AC-194P/156-60S p-si 194,0 7,3 36,2 6,9 28,2-0,40 0, AC-195P p-si 195,610,1 25,0 9,5 20,5-0,40 0, AC-195P/156-54S m-si 195,5 7,8 33,2 7,3 26,7-0,40 0, AC-195P/18S p-si 196,5 7,7 33,2 7,5 26,2-0,40 0, AC-200P p-si 204,6 7,2 37,0 6,8 30,0-0,40 0, AC-200P/156-54S m-si 201,0 7,9 33,5 7,4 27,1-0,40 0, AC-200P/156-60S p-si 200,2 7,4 36,3 7,1 28,4-0,40 0, AC-205P/156-54S m-si 205,4 7,9 34,0 7,5 27,4-0,40 0, AC-206P/156-60S p-si 206,2 7,5 36,4 7,2 28,8-0,40 0, AC-210P/156-54S m-si 210,4 8,0 34,2 7,6 27,7-0,40 0, AC-212P/156-60S p-si 212,3 7,8 36,4 7,4 28,8-0,40 0,

295 284 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Axitec AC-218P/156-60S p-si 218,1 7,9 36,6 7,5 29,0-0,40 0, AC-222P/125-96S p-si 222,1 5,2 58,5 4,7 47,0-0,40 1, AC-222P/32S p-si 220,9 5,2 58,5 4,7 47,0-0,40 1, AC-224P/156-60S p-si 224,3 8,1 36,8 7,7 29,2-0,40 0, AC-227P/125-96S p-si 227,0 5,3 58,6 4,8 47,0-0,40 1, AC-227P/32S p-si 225,6 5,3 58,6 4,8 47,0-0,40 1, AC-232P/125-96S p-si 232,2 5,3 58,7 4,9 47,2-0,40 0, AC-232P/32S p-si 230,8 5,3 58,9 4,9 47,1-0,40 1, AC-237P/125-96S p-si 237,0 5,3 58,8 5,0 47,4-0,40 0, AC-242P/125-96S p-si 242,3 5,4 58,9 5,1 47,6-0,40 0, AC-260P p-si 260,014,3 24,4 13,0 20,0-0,40 0, AC-42CIS/7,5 LV S CIS 42,3 3,0 23,0 2,5 16,9-0,35 3, AC-45CIS/7,5 HV S CIS 45,0 1,5 47,6 1,3 36,0-0,35 12, AC-47CIS/7,5 LV S CIS 47,2 3,1 24,0 2,6 18,5-0,35 2, AC-50CIS/7,5 HV S CIS 50,1 1,6 51,0 1,3 38,5-0,35 15, AC-52CIS/7,5 LV S CIS 52,0 3,3 26,0 2,6 20,0-0,35 4, AC-55CIS/7,5 HV S CIS 55,4 1,7 53,0 1,4 41,0-0,35 15, AC-86P p-si 86,0 4,9 21,9 4,6 18,7-0,40 0, Azur Solar AZUR M 175 m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,49 0, AZUR M 185 m-si 185,0 5,8 44,9 5,1 36,2-0,49 0, Azur M 185 U m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,49 0, Azur P 162 U p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,49 0, Azur P 165 p-si 165,0 5,5 43,5 4,8 34,6-0,50 1, AZUR P 170 p-si 170,1 7,7 30,5 7,0 24,3-0,43 0, Azur P 170 U p-si 170,1 8,3 28,9 7,5 22,8-0,49 0, AZUR P 220/6+ p-si 219,6 7,9 37,8 7,2 30,5-0,44 0, Bangkok Solar BS40 a-si(2) 40,3 1,2 62,2 0,9 44,8-0,18 38, Beijig Hope Solar HBM(10)5327m/12 m-si 10,0 0,7 21,4 0,6 17,0-0,49 3, HBM(110)14866p/12 p-si 110,0 7,2 21,1 6,5 17,0-0,49 0, HBM(120)14866p/12 p-si 120,0 7,7 21,4 7,0 17,1-0,49 0, HBM(130)14866p/12 p-si 130,0 8,0 21,6 7,6 17,1-0,49 0, HBM(15)4835p/12 p-si 15,0 1,0 21,2 0,9 17,1-0,49 2, HBM(15)5327m/12 m-si 15,0 1,0 21,5 0,9 17,1-0,49 2, HBM(15)5842m/12 m-si 15,0 1,0 21,2 0,9 17,0-0,49 2, HBM(15)6435p/12 p-si 15,0 1,0 21,3 0,9 17,1-0,49 2, HBM(155)15880m24 m-si 155,1 4,8 44,0 4,5 34,4-0,49 0, HBM(160)15880m24 m-si 160,1 5,1 44,0 4,6 34,5-0,49 0, HBM(165)15880m24 m-si 166,1 5,3 44,0 4,8 34,6-0,49 0, HBM(170)15880m24 m-si 170,5 5,3 44,2 4,9 34,8-0,49 0, HBM(175)15880m24 m-si 175,0 5,4 44,4 5,0 35,0-0,49 0, HBM(180)14898p/18 p-si 180,1 7,6 32,9 7,1 25,6-0,49 0, HBM(180)15880m24 m-si 179,9 5,5 44,6 5,1 35,2-0,49 0, HBM(180)16498p/20 p-si 180,1 7,0 35,3 6,3 28,4-0,49 0, HBM(190)14898p/18 p-si 190,0 8,0 32,9 7,4 25,6-0,49 0, HBM(190)16498p/20 p-si 190,3 7,4 35,3 6,7 28,4-0,49 0, HBM(20)4835p/12 p-si 20,0 1,3 21,4 1,2 17,2-0,49 1, HBM(20)5842m/12 m-si 20,1 1,3 21,4 1,2 17,0-0,49 1, HBM(20)6435p/12 p-si 20,0 1,3 21,3 1,2 17,2-0,49 1, HBM(200)14898p/18 p-si 200,1 8,4 32,9 7,8 25,7-0,49 0, HBM(200)16498p/20 p-si 199,9 7,7 35,4 7,0 28,4-0,49 0,

296 A.2 Solargenerator 285 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Beijig Hope Solar HBM(210)16498p/20 p-si 210,0 8,3 35,5 7,4 28,5-0,49 0, HBM(220)16498p/20 p-si 220,0 8,6 36,0 7,7 28,5-0,49 0, HBM(230)16498p/20 p-si 230,0 8,8 36,0 8,1 28,5-0,49 0, HBM(25)4835p/12 p-si 25,1 1,6 21,4 1,5 17,2-0,49 1, HBM(25)5842m/12 m-si 25,0 1,6 21,6 1,5 17,0-0,49 1, HBM(25)6435p/12 p-si 24,9 1,6 21,4 1,5 17,2-0,49 1, HBM(40)10251p/12 p-si 40,0 2,5 21,0 2,4 17,0-0,49 0, HBM(40)8454m/12 m-si 40,0 2,6 21,7 2,3 17,1-0,49 0, HBM(45)10251p/12 p-si 45,0 3,6 21,1 2,6 17,1-0,49 2, HBM(45)8454m/12 m-si 45,0 2,9 21,7 2,6 17,1-0,49 0, HBM(50)10251p/12 p-si 50,2 3,2 21,1 2,9 17,2-0,49 0, HBM(50)8454m/12 m-si 49,9 3,2 21,7 2,9 17,1-0,49 0, HBM(70)10166p/12 p-si 70,1 4,6 21,3 4,1 17,1-0,49 0, HBM(70)12155m/12 m-si 69,9 4,5 21,5 4,1 17,1-0,49 0, HBM(75)10166p/12 p-si 73,5 4,9 21,4 4,3 17,1-0,49 0, HBM(75)12155m/12 m-si 75,1 4,8 21,6 4,4 17,1-0,49 0, HBM(8)5327m/12 m-si 8,0 0,5 21,3 0,5 17,0-0,49 4, HBM(80)10166p/12 p-si 80,4 5,1 21,4 4,7 17,1-0,49 0, HBM(80)12155m/12 m-si 80,0 5,1 21,7 4,7 17,1-0,49 0, Bekaert Uni-Solar 11-L-B/-T a-si(1) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Uni-Solar 22-L-B/-T a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6, Uni-Solar PVL-128 a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6, Uni-Solar SHR-17 a-si(1) 17,2 2,5 12,0 2,0 8,6-0,21 3, Uni-Solar SSR-128 a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6, Uni-Solar SSR-256 a-si(1) 257,4 4,8 95,2 3,9 66,0-0,21 12, Uni-Solar SSR-64 a-si(1) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Uni-Solar US-116 a-si(1) 116,4 4,8 43,2 3,9 30,0-0,21 5, Uni-Solar US-42 a-si(1) 41,9 3,2 23,8 2,5 16,5-0,21 5, Uni-Solar US-64 a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Best Solar BEST-160P-24 p-si 161,5 5,4 43,8 4,6 35,1-0,45 1, BEST-165D-24 m-si 164,7 5,4 44,2 4,7 35,2-0,47 1, BEST-165P-24 p-si 164,7 5,4 44,2 4,7 35,2-0,45 1, BEST-170D-24 m-si 168,5 5,4 44,5 4,8 35,4-0,47 0, BEST-170P-24 p-si 169,6 5,4 44,5 4,8 35,4-0,45 0, BEST-175D-24 m-si 174,8 5,4 44,7 4,9 35,9-0,47 0, BEST-175P-24 p-si 174,8 5,4 44,7 4,9 35,9-0,45 0, BEST-180D-24 m-si 180,3 5,5 44,9 5,0 36,2-0,47 0, BEST-180P-24 p-si 180,3 5,5 44,9 5,0 36,2-0,45 0, BEST-190P-18 p-si 189,8 8,0 32,6 7,1 26,7-0,45 0, BEST-190P-20 p-si 190,1 7,6 36,4 6,6 28,8-0,45 0, BEST-200D-20 m-si 200,0 7,7 36,1 6,8 29,5-0,47 0, BEST-200P-18 p-si 200,1 8,3 32,8 7,4 26,9-0,45 0, BEST-200P-20 p-si 199,9 7,7 36,7 6,9 29,1-0,45 0, BEST-210D-20 m-si 209,9 7,8 36,6 7,0 29,9-0,47 0, BEST-210P-18 p-si 210,0 8,5 33,2 7,8 27,1-0,45 0, BEST-210P-20 p-si 209,9 7,7 36,9 7,1 29,6-0,45 0, BEST-210P-20 p-si 210,0 7,8 36,1 7,1 29,7-0,45 0, BEST-220D-20 m-si 220,0 8,0 36,9 7,1 31,2-0,47 0, BEST-220P-20 p-si 220,5 8,1 36,5 7,4 29,8-0,45 0, BEST-230D-20 m-si 229,9 8,2 37,2 7,2 31,8-0,47 0, BEST-230P-20 p-si 229,6 8,3 36,8 7,7 29,9-0,45 0,

297 286 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Best Solar BEST-240D-20 m-si 239,9 8,4 37,3 7,5 32,2-0,47 0, BEST-260P-24 p-si 260,3 8,1 44,2 7,2 36,0-0,45 0, BEST-270P-24 p-si 270,4 8,2 44,2 7,5 36,2-0,45 0, BEST-280P-24 p-si 280,2 8,4 44,3 7,7 36,3-0,45 0, Bharat Electronics BE-100R61 m-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,7-0,50 3, BE-171R08 m-si 17,0 1,1 21,0 1,0 16,7-0,50 1, BE-352R16 m-si 36,7 2,4 21,0 2,2 16,7-0,50 0, BIC GP 120 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0, Biohaus Biosol 180 P50/6+ p-si 180,0 7,7 30,0 7,2 24,9-0,43 0, Biosol 180 P50/6iD p-si 180,0 7,7 30,0 7,2 24,9-0,50 0, Biosol 190 M 50/6iD m-si 189,9 8,1 32,2 7,4 25,7-0,50 0, Biosol 190 M6+/180 m-si 180,0 7,6 31,8 7,0 25,6-0,50 0, Biosol 190 M6+/190 m-si 189,9 8,1 31,9 7,4 25,7-0,50 0, Biosol 190 M6+/200 m-si 200,0 8,8 32,0 7,8 25,8-0,50 0, Biosol A-125 M/120 m-si 119,8 4,4 35,6 4,2 28,4-0,40 0, Biosol A-125 M/125 m-si 125,0 4,7 36,0 4,3 28,8-0,40 0, Biosol A-125 M/130 m-si 129,9 4,8 36,4 4,5 29,1-0,40 0, Biosol PVPlateB272 a-si(1) 270,610,2 46,2 8,2 33,0-0,21 2, Biosol PVPlateB284 a-si(1) 285,610,4 47,0 8,4 34,0-0,21 2, Biosol PVPlateF272 a-si(1) 270,610,2 46,2 8,2 33,0-0,21 2, Biosol PVPlateF284 a-si(1) 285,610,4 47,0 8,4 34,0-0,21 2, Biosol PVPlateT272 a-si(1) 270,610,2 46,2 8,2 33,0-0,21 2, Biosol PVPlateT284 a-si(1) 285,610,4 47,0 8,4 34,0-0,21 2, Biosol S-180P idach p-si 182,5 7,8 30,7 7,3 25,0-0,43 0, Biosol Uni Pro 127 a-si(3) 126,8 5,2 42,2 4,2 30,2-0,21 5, Biosol XXL InDach a-si(3) 123,0 5,1 42,0 4,1 30,0-0,21 5, I-106/24 InDach m-si 107,9 3,3 43,2 3,1 34,8-0,38 1, I-160 InDach m-si 160,1 9,9 21,6 9,2 17,4-0,38 0, M-54 Fassade a-si(1) 55,8 1,1 85,0 0,9 62,0-0,23 40, Bisol d.o.o. BMU-215-1/210 p-si 210,1 8,1 36,8 7,5 28,2-0,40 0, BMU-215-1/213 p-si 213,0 8,1 36,9 7,5 28,4-0,40 0, BMU-215-1/215 p-si 215,2 8,2 36,9 7,6 28,5-0,40 0, BMU-215-1/218 p-si 218,1 8,2 37,0 7,6 28,7-0,40 0, BMU-215-1/224 p-si 224,0 8,4 37,5 7,8 28,9-0,40 0, Blacksun Solar Brilliant 100 m-si 89,6 5,9 22,0 5,6 16,0-0,45 0, Brilliant 21 m-si 20,8 1,4 20,0 1,3 16,0-0,45 1, Brilliant 35 m-si 34,2 2,0 22,0 1,9 18,0-0,45 0, Brilliant 52 m-si 52,2 3,0 22,0 2,9 18,0-0,45 0, Brilliant 85 m-si 84,8 5,6 20,0 5,3 16,0-0,45 0, BLD Solar BLD08-36M m-si 31,2 2,0 21,4 1,8 17,5-0,50 1, BLD100-36M m-si 99,9 6,6 21,6 5,8 17,2-0,50 0, BLD110-36M m-si 110,1 7,3 21,6 6,4 17,2-0,50 0, BLD120-36M m-si 120,1 7,9 21,6 7,0 17,2-0,50 0, BLD120-72P p-si 121,1 3,7 43,6 3,3 36,4-0,50 0, BLD130-36M m-si 130,0 8,3 21,6 7,6 17,2-0,50 0, BLD150-72P p-si 150,2 4,7 43,3 4,3 34,6-0,50 0, BLD155-72M m-si 155,0 4,7 43,0 4,5 34,8-0,50 0,

298 A.2 Solargenerator 287 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B BLD Solar BLD165-72M m-si 165,0 5,0 43,2 4,7 35,2-0,50 0, BLD165-72P p-si 165,0 5,1 44,0 4,6 35,8-0,50 0, BLD170-54M m-si 170,0 7,3 33,0 6,6 25,8-0,50 0, BLD170-72M m-si 170,0 5,2 43,4 4,8 35,4-0,50 0, BLD170-72P p-si 170,0 5,1 44,4 4,8 35,5-0,50 0, BLD175-72M m-si 175,0 5,3 43,6 4,9 35,6-0,50 0, BLD175-72P p-si 175,0 5,2 44,8 4,9 36,0-0,50 0, BLD180-54M m-si 180,4 7,5 33,2 6,9 26,0-0,50 0, BLD180-72P p-si 180,0 5,2 45,0 5,0 36,0-0,50 0, BLD185-72M m-si 185,0 5,5 44,0 5,1 36,0-0,50 0, BLD190-54M m-si 190,0 7,8 33,2 7,3 26,2-0,50 0, BLD190-60P p-si 189,9 6,9 36,0 6,4 29,8-0,50 0, BLD200-54M m-si 199,6 8,1 33,6 7,6 26,2-0,50 0, BLD200-60P p-si 200,0 7,3 36,1 6,7 29,9-0,50 0, BLD210-60P p-si 210,2 7,7 36,2 7,0 30,1-0,50 0, BLD220-60P p-si 220,1 8,0 36,3 7,3 30,2-0,50 0, BLD230-60P p-si 230,1 8,1 36,4 7,6 30,4-0,50 0, BLD25-36M m-si 25,0 2,9 22,3 1,4 17,5-0,50 0, BLD30-36M m-si 29,9 2,9 22,3 1,7 17,5-0,50 2, BLD50-36M m-si 50,1 3,5 22,4 2,9 17,5-0,50 2, BLD75-36M m-si 75,0 4,9 22,3 4,3 17,6-0,50 0, BLD80-36M m-si 79,9 5,1 22,2 4,5 17,6-0,50 0, BLD90-36M m-si 89,9 5,5 22,6 5,1 17,6-0,50 0, Blitzstrom CSG-100 p-si 101,4 1,9 84,0 1,6 63,0-0,50 14, CSG-80 p-si 80,8 1,6 80,0 1,4 59,0-0,50 14, CSG-90 p-si 91,4 1,7 82,0 1,5 63,0-0,50 8, FS CTS-260 CdTe 59,5 1,1 90,0 1,0 62,0-0,25 32, FS CTS-262 CdTe 62,5 1,2 86,0 1,0 62,5-0,25 25, FS CTS-265 CdTe 65,0 1,2 87,0 1,0 63,7-0,25 20, FS CTS-267 CdTe 67,8 1,2 87,0 1,1 64,6-0,25 14, FS CTS-270 CdTe 69,8 1,2 89,0 1,0 67,1-0,25 16, FS CTS-272 CdTe 72,7 1,2 90,0 1,1 67,9-0,25 11, FS CTS-275 CdTe 75,0 1,2 92,0 1,1 69,4-0,25 11, BlueSun BlueSun PT m-si 4,7 3,3 1,8 3,1 1,5-0,40 0, Extra Power 55 m-si 54,9 3,3 21,6 3,1 17,7-0,50 0, bmc Solar Industrie GmbH clay 2000 tec m-si 4,5 3,2 1,8 3,0 1,5-0,50 0, BP Solar BP 1205 m-si 4,9 0,4 21,2 0,3 17,0-0,50 15, BP 1210 S m-si 10,0 0,6 21,2 0,6 17,0-0,50 2, BP 1220 m-si 20,1 1,2 21,2 1,2 17,0-0,50 1, BP 1230 m-si 29,9 1,9 21,2 1,8 17,0-0,50 1, BP 2140 L m-si 141,4 4,5 42,8 4,2 34,0-0,50 0, BP 2140S m-si 141,4 4,5 42,8 4,2 34,0-0,50 0, BP 2150 L m-si 151,3 4,8 42,8 4,5 34,0-0,50 0, BP 2150S m-si 151,3 4,8 42,8 4,5 34,0-0,50 0, BP 245/1 m-si 44,2 3,0 21,0 2,6 17,0-0,50 0, BP 245/2 m-si 44,2 3,0 21,0 2,6 17,0-0,50 0, BP 250/1 m-si 50,9 3,2 21,2 2,9 17,3-0,50 0, BP 250/2 m-si 50,9 3,2 21,2 2,9 17,3-0,50 0, BP 255 m-si 54,9 3,5 21,2 3,2 17,0-0,44 0,

299 288 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B BP Solar BP 270 F m-si 70,7 4,5 21,4 4,2 17,0-0,50 0, BP 270 L m-si 70,7 4,5 21,4 4,2 17,0-0,50 0, BP 270U m-si 70,7 4,5 21,4 4,2 17,0-0,47 0, BP 275 m-si 75,7 4,8 21,4 4,5 17,0-0,45 0, BP 275 F m-si 75,7 4,8 21,4 4,5 17,0-0,50 0, BP 275 L m-si 75,7 4,8 21,4 4,5 17,0-0,50 0, BP 275U m-si 75,7 4,8 21,4 4,5 17,0-0,47 0, BP 3115 m-si 114,4 7,5 22,1 6,5 17,6-0,50 0, BP 3115S p-si 115,4 7,2 22,1 6,7 17,3-0,50 0, BP 3123 X R p-si 122,6 7,0 24,0 6,4 19,1-0,50 0, BP 3125 p-si 125,3 8,1 22,0 7,2 17,4-0,50 0, BP 3125J p-si 125,3 8,1 22,0 7,2 17,4-0,50 0, BP 3125S p-si 125,3 8,1 22,0 7,2 17,4-0,50 0, BP 3150 p-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0, BP 3150 L m-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0, BP 3150S p-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0, BP 3155S p-si 157,1 4,8 43,9 4,5 34,9-0,50 0, BP 3160 p-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0, BP 3160 Q m-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,50 0, BP 3160 X S p-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0, BP 3160 XL m-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0, BP 3160L p-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0, BP 3160Q/S p-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,50 0, BP 3160S p-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0, BP 3165 p-si 165,4 5,1 44,2 4,7 35,2-0,50 0, BP 3165Q/S p-si 165,3 7,4 30,4 6,8 24,2-0,50 0, BP 3165S p-si 165,4 5,1 44,2 4,7 35,2-0,50 0, BP 3170 p-si 170,4 5,2 44,2 4,8 35,5-0,50 0, BP 3175 p-si 175,4 5,3 44,2 4,9 35,8-0,50 0, BP 3210 N p-si 211,0 8,2 36,1 7,3 28,9-0,50 0, BP 3220 N p-si 220,4 8,4 36,2 7,6 29,0-0,50 0, BP 3230 N p-si 230,7 8,7 36,4 7,9 29,2-0,50 0, BP 340 J m-si 40,0 2,4 21,8 2,3 17,3-0,50 0, BP 350 J m-si 50,0 3,2 21,8 2,9 17,3-0,50 0, BP 350U p-si 50,0 3,2 21,8 2,9 17,3-0,50 0, BP 365 J m-si 64,9 4,0 22,1 3,7 17,6-0,50 0, BP 365U p-si 64,9 4,0 22,1 3,7 17,6-0,50 0, BP 375 p-si 74,4 4,7 21,8 4,3 17,3-0,50 0, BP 375S/U/H p-si 75,3 4,8 21,8 4,4 17,3-0,50 0, BP 380 J m-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0, BP 380 XL m-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0, BP 380L p-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0, BP 380S/U/H p-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0, BP 380X/S/U p-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0, BP 4150 L m-si 150,7 4,8 43,6 4,3 34,8-0,50 0, BP 4150 S m-si 150,7 4,8 43,6 4,3 34,8-0,50 0, BP 4150S m-si 150,7 4,8 43,6 4,3 34,8-0,50 0, BP 4160 L m-si 160,0 4,9 44,2 4,5 35,4-0,50 0, BP 4160S m-si 160,0 4,9 44,2 4,5 35,4-0,50 0, BP 4165S m-si 164,6 5,4 43,7 4,8 34,3-0,50 0, BP 4170S m-si 170,0 5,4 44,0 4,9 34,7-0,50 0, BP 4175 m-si 173,5 5,5 43,6 4,9 35,4-0,50 0, BP 475S/U/H m-si 75,3 4,8 21,8 4,3 17,4-0,50 0,

300 A.2 Solargenerator 289 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B BP Solar BP 480S/U/H m-si 80,0 4,8 22,1 4,5 17,7-0,50 0, BP 485 J m-si 84,8 5,4 22,0 4,9 17,3-0,50 0, BP 485 S m-si 84,8 5,4 22,0 4,9 17,3-0,50 0, BP 5130 F m-si 129,0 4,8 36,0 4,3 30,0-0,50 0, BP 5130 L m-si 134,1 4,8 36,3 4,5 29,8-0,50 0, BP 5140 F m-si 138,0 5,0 36,0 4,6 30,0-0,50 0, BP 5140 L m-si 138,0 5,0 36,0 4,6 30,0-0,50 0, BP 5160 L m-si 158,4 4,8 44,0 4,4 36,0-0,50 0, BP 5160S m-si 159,8 4,7 44,0 4,4 36,0-0,50 0, BP 5165S m-si 164,9 4,9 44,1 4,6 36,0-0,50 0, BP 5170 L m-si 169,2 5,0 44,0 4,7 36,0-0,50 0, BP 5170S m-si 169,9 5,0 44,2 4,7 36,0-0,50 0, BP 555/1 m-si 54,0 3,2 22,0 3,0 18,0-0,50 0, BP 555/2 m-si 54,0 3,2 22,0 3,0 18,0-0,50 0, BP 580 H m-si 79,9 4,7 22,0 4,4 18,0-0,50 0, BP 580 L m-si 79,9 4,7 22,0 4,4 18,0-0,50 0, BP 580F m-si 79,9 4,7 22,0 4,4 18,0-0,50 0, BP 580S/U/W m-si 79,9 4,7 22,0 4,4 18,0-0,50 0, BP 585 D m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0, BP 585 H m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0, BP 585F m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0, BP 585L m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0, BP 585S/U/W m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0, BP 7170 m-si 169,9 5,1 44,1 4,7 36,0-0,50 0, BP 7170 S m-si 169,9 5,1 44,1 4,7 36,0-0,50 0, BP 7175 L m-si 176,4 5,3 44,4 4,9 36,0-0,50 0, BP 7175 S m-si 176,4 5,3 44,4 4,9 36,0-0,50 0, BP 7180 m-si 181,0 5,4 44,8 5,0 36,2-0,50 0, BP 7180 S m-si 181,0 5,4 44,8 5,0 36,2-0,50 0, BP 7185 m-si 186,2 5,5 44,8 5,1 36,5-0,50 0, BP 7185 S m-si 186,2 5,5 44,9 5,1 36,5-0,50 0, BP 7190 m-si 190,3 5,5 44,8 5,2 36,6-0,50 0, BP 7195 m-si 195,1 5,6 44,8 5,3 36,6-0,50 0, BP 785 m-si 85,0 5,1 22,0 4,7 18,0-0,50 0, BP 785 H m-si 85,0 5,1 22,0 4,7 18,0-0,50 0, BP 785 L m-si 85,0 5,1 22,0 4,7 18,0-0,50 0, BP 785 S m-si 85,0 5,1 22,0 4,7 18,0-0,50 0, BP 790 DB m-si 90,0 5,3 22,1 5,0 18,0-0,50 0, BP 790L m-si 90,0 5,3 22,1 5,0 18,0-0,50 0, BP 790S/H m-si 90,0 5,3 22,1 5,0 18,0-0,50 0, BP Apollo 980 CdTe 80,1 3,0 45,2 2,5 32,3-0,25 7, BP GSX 116 U m-si 116,2 3,8 41,7 3,5 33,4-0,50 1, BP GSX 156 U m-si 156,3 5,1 41,7 4,7 33,4-0,50 0, BPMillen.MST43LV m-si 43,4 3,3 22,3 2,6 16,7-0,50 4, BPMillen.MST50LV m-si 49,5 3,7 23,3 2,8 17,6-0,50 4, BPMillen.MST56MV m-si 55,5 0,9 102,0 0,8 73,0-0,50 34, BPMillen.MST43LV a-si(1) 42,9 3,3 22,7 2,6 16,5-0,20 4, BPMillen.MST43MV a-si(1) 43,1 0,8 98,0 0,6 73,0-0,20 67, BPMillen.MST50MV a-si(1) 50,1 0,9 102,0 0,7 77,0-0,20 75, BP MST 10 D m-si 10,0 0,8 24,9 0,6 16,9-0,50 26, BP MST 20 D m-si 20,0 1,6 24,0 1,2 17,4-0,50 9, BP MSX 10 Lite m-si 9,9 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3, BP MSX 110, 24V p-si 110,9 3,6 41,6 3,3 33,6-0,50 1,

301 290 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B BP Solar BP MSX 120, 12VL m-si 120,3 7,7 21,1 7,1 16,9-0,50 0, BP MSX 120, 24V p-si 120,0 3,9 42,1 3,6 33,7-0,50 1, BP MSX 120, 24VL m-si 120,0 3,9 42,1 3,6 33,7-0,50 1, BP MSX 20 Lite m-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,8-0,50 1, BP MSX 240 m-si 239,4 3,8 85,2 3,5 68,4-0,50 2, BP MSX 30 Lite m-si 29,9 1,9 21,0 1,8 16,8-0,50 1, BP MSX 5 Lite m-si 4,5 0,3 20,5 0,3 16,5-0,50 6, BP MSX 56 m-si 56,3 3,6 20,8 3,4 16,8-0,50 0, BP MSX 60 m-si 59,8 3,9 21,0 3,6 16,8-0,50 0, BP MSX 60 p-si 59,9 3,8 21,1 3,5 17,1-0,50 0, BP MSX 60 U m-si 59,8 3,9 21,0 3,6 16,8-0,50 0, BP MSX 64 p-si 64,1 4,0 21,3 3,7 17,5-0,50 0, BP MSX 77 m-si 77,1 5,0 21,0 4,6 16,9-0,50 0, BP MSX 80 m-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,50 0, BP MSX 80 U p-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,50 0, BP MSX 83 m-si 82,9 5,3 21,2 4,9 17,1-0,50 0, BP SA-5 m-si 5,0 0,4 21,9 0,3 16,1-0,50 30, BP SX 10 M m-si 9,9 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3, BP SX 10 U m-si 9,9 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3, BP SX 110 S, 12V p-si 109,6 7,4 20,6 6,7 16,4-0,50 0, BP SX 110 U, 24V p-si 109,9 3,7 41,2 3,3 32,9-0,50 1, BP SX 120 S, 12V p-si 119,6 7,7 21,0 7,1 16,8-0,50 0, BP SX 120 U, 24V p-si 120,0 3,9 42,1 3,6 33,7-0,50 1, BP SX 140 B p-si 139,7 4,5 42,8 4,1 34,0-0,50 0, BP SX 140 L m-si 139,7 4,5 42,8 4,1 34,0-0,50 0, BP SX 140 S p-si 139,7 4,5 42,8 4,1 34,0-0,50 0, BP SX 150 B p-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0, BP SX 150 L m-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0, BP SX 150 S p-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0, BP SX 160 B p-si 160,0 4,9 44,0 4,6 35,0-0,50 0, BP SX 20 M m-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,8-0,50 1, BP SX 20 U m-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,8-0,50 1, BP SX 30 M m-si 29,9 1,9 21,0 1,8 16,8-0,50 1, BP SX 30 U m-si 29,9 1,9 21,0 1,8 16,8-0,50 1, BP SX 305 p-si 4,5 0,3 20,5 0,3 16,5-0,50 6, BP SX 310 p-si 9,9 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3, BP SX 320 p-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,8-0,50 1, BP SX 330 p-si 29,9 1,9 21,0 1,8 16,8-0,50 1, BP SX 40 U/M p-si 39,8 2,6 21,0 2,4 16,8-0,50 0, BP SX 5 M m-si 4,5 0,3 20,5 0,3 16,5-0,50 6, BP SX 50 U/M p-si 49,9 3,2 21,0 3,0 16,8-0,50 0, BP SX 55 U m-si 53,8 5,2 21,0 3,2 16,8-0,50 1, BP SX 60 U m-si 59,8 3,9 21,0 3,6 16,8-0,50 0, BP SX 65 U m-si 64,8 4,1 21,5 3,8 17,2-0,50 0, BP SX 70 T U p-si 69,9 4,5 21,4 4,1 17,0-0,50 0, BP SX 75 U p-si 74,9 5,0 20,7 4,5 16,5-0,50 0, BP SX 75T U m-si 75,3 4,8 21,8 4,4 17,3-0,50 0, BP SX 80 U p-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,50 0, BP SX 85 U m-si 85,0 5,3 21,3 5,0 17,1-0,50 0, BP SX 85 U p-si 85,0 5,3 21,3 5,0 17,1-0,50 0, BP VLX-20 m-si 20,0 1,3 20,8 1,2 17,1-0,50 1, BP VLX-32 m-si 32,0 2,0 21,3 1,9 17,2-0,50 0, BP VLX-53 m-si 53,0 3,3 21,3 3,1 17,2-0,50 0,

302 A.2 Solargenerator 291 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Braas SRT 35 p-si 35,3 4,5 10,7 4,2 8,5-0,40 0, SRT 40 p-si 40,0 4,8 11,1 4,6 8,8-0,40 0, Buderus Logasol PV 250 p-si 262,4 4,6 77,4 4,1 64,0-0,50 1, Canadian Solar (CSI) CS4-10 m-si 11,1 0,7 21,0 0,7 17,0-0,50 2, CS4-100 m-si 100,1 6,4 21,6 5,8 17,2-0,50 0, CS4-105 m-si 105,1 6,7 21,6 6,1 17,2-0,50 0, CS4-150 m-si 150,2 9,5 21,6 8,7 17,2-0,50 0, CS4-155 m-si 155,1 9,8 21,6 9,0 17,2-0,50 0, CS4-160 m-si 160,010,1 21,6 9,3 17,2-0,50 0, CS4-20 m-si 20,4 1,4 21,0 1,2 17,0-0,50 1, CS4-40 m-si 40,1 2,6 21,6 2,3 17,2-0,50 0, CS4-5 m-si 5,1 0,3 21,0 0,3 17,0-0,50 5, CS4-50 m-si 51,6 3,2 21,6 3,0 17,2-0,50 0, CS4-55 m-si 55,0 3,5 21,6 3,2 17,2-0,50 0, CS4-90 m-si 90,1 5,7 21,6 5,2 17,2-0,50 0, CS4-95 m-si 94,9 6,1 21,6 5,5 17,2-0,50 0, CS5-155 m-si 155,1 9,8 21,6 9,0 17,2-0,50 0, CS5-155 m-si 155,1 9,8 21,6 9,0 17,2-0,50 0, CS5-165 m-si 165,110,4 21,6 9,6 17,2-0,50 0, CS5-165 m-si 165,110,4 21,6 9,6 17,2-0,50 0, CS5-65 m-si 65,4 4,2 21,6 3,8 17,2-0,50 0, CS5-70 m-si 70,0 4,4 21,6 4,1 17,2-0,50 0, CS5-75 m-si 75,2 4,7 21,6 4,4 17,2-0,50 0, CS5-85 m-si 85,1 5,4 21,6 5,0 17,2-0,50 0, CS5A-160 m-si 159,8 5,0 43,6 4,6 34,9-0,50 0, CS5A-160 p-si 159,8 5,0 43,6 4,6 34,9-0,50 0, CS5A-170 m-si 170,0 5,2 44,1 4,8 35,5-0,50 0, CS5A-170 p-si 170,0 5,2 44,1 4,8 35,5-0,50 0, CS5A-175 m-si 175,1 5,3 44,3 4,9 35,8-0,50 0, CS5A-180 m-si 180,1 5,4 44,5 5,0 36,1-0,50 0, CS5A-180 p-si 180,1 5,4 44,5 5,0 36,1-0,50 0, CS5B-145 m-si 145,2 4,7 42,0 4,3 33,6-0,50 0, CS5B-150 m-si 150,2 5,0 42,0 4,5 33,6-0,50 0, CS5B-155 m-si 154,9 5,1 42,0 4,6 33,6-0,50 0, CS5B-160 m-si 160,3 5,3 42,0 4,8 33,6-0,50 0, CS5B-165 m-si 165,3 5,3 42,0 4,9 33,6-0,50 0, CS5B-170 m-si 170,0 5,5 42,0 5,1 33,6-0,50 0, CS5C-80 m-si 80,2 5,0 21,8 4,6 17,5-0,50 0, CS5C-80 p-si 80,2 5,0 21,8 4,6 17,5-0,50 0, CS5C-90 m-si 89,8 5,4 22,2 5,0 18,0-0,50 0, CS5C-90 p-si 89,8 5,4 22,2 5,0 18,0-0,50 0, CS5E-15 m-si 15,1 1,0 21,4 0,9 17,3-0,50 2, CS5E-15 p-si 15,1 1,0 21,4 0,9 17,3-0,50 2, CS5E-20 m-si 20,1 1,2 21,8 1,2 17,5-0,50 1, CS5E-20 p-si 20,1 1,2 21,8 1,2 17,5-0,50 1, CS5F-12 m-si 11,9 0,8 21,5 0,7 17,3-0,50 2, CS5F-12 p-si 11,9 0,8 21,5 0,7 17,3-0,50 2, CS5P-200 p-si 200,0 4,8 57,4 4,3 46,4-0,50 1, CS5P-210 p-si 210,2 4,9 57,9 4,5 46,6-0,50 1, CS5P-220 p-si 220,0 5,1 58,4 4,7 46,9-0,50 1, CS5P-230 p-si 229,9 5,3 58,8 4,8 47,5-0,50 1,

303 292 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Canadian Solar (CSI) CS5P-240 p-si 240,0 5,4 59,3 5,0 48,1-0,50 0, CS6-110 m-si 110,1 7,0 21,6 6,4 17,2-0,50 0, CS6-115 m-si 115,2 7,3 21,6 6,7 17,2-0,50 0, CS6-120 m-si 120,1 7,6 21,6 7,0 17,2-0,50 0, CS6-125 m-si 125,0 7,7 21,6 7,3 17,2-0,50 0, CS6-155 m-si 154,9 7,3 28,8 6,7 23,2-0,50 0, CS6-165 m-si 164,9 7,7 28,8 7,1 23,2-0,50 0, CS6A-150 p-si 150,2 7,1 28,8 6,5 23,1-0,50 0, CS6A-160 p-si 159,9 7,5 28,9 6,9 23,1-0,50 0, CS6A-170 p-si 170,1 7,9 29,2 7,3 23,2-0,50 0, CS6A-175 p-si 174,9 8,2 28,8 7,5 23,2-0,50 0, CS6A-180 p-si 180,0 8,4 28,8 7,8 23,2-0,50 0, CS6A-210 p-si 210,1 7,5 36,1 7,3 28,9-0,50 0, CS6D-60 p-si 60,2 3,7 21,7 3,5 17,4-0,50 0, CS6D-65 p-si 65,1 4,0 22,0 3,7 17,6-0,50 0, CS6P-200 p-si 200,3 7,7 36,2 6,9 28,9-0,50 0, CS6P-210 p-si 209,8 7,9 36,4 7,3 28,9-0,50 0, CS6P-220 p-si 220,0 8,3 36,2 7,6 29,1-0,50 0, CS6P-230 p-si 230,1 8,6 36,4 7,8 29,5-0,50 0, CS6P-240 p-si 240,5 8,6 37,0 7,9 30,4-0,50 0, NH-100AX-100 a-si(1) 99,8 1,7 101,0 1,3 75,0-0,20 34, NH-100AX-90 a-si(1) 90,0 1,6 99,5 1,3 71,4-0,20 43, NH-100AX-95 a-si(1) 94,9 1,6 100,0 1,3 73,0-0,20 37, Central Electronics Ltd. PM 10 m-si 9,9 0,8 20,5 0,6 16,0-0,50 13, PM 12 m-si 11,9 0,8 21,0 0,7 16,5-0,50 4, PM 20 m-si 20,4 1,4 21,4 1,2 17,0-0,50 2, PM 35 m-si 34,7 2,6 20,5 2,1 16,5-0,50 2, PM 37 m-si 37,4 2,6 21,0 2,2 17,0-0,50 1, PM 40 m-si 40,0 2,7 21,4 2,4 17,0-0,50 0, PM 50 m-si 50,2 3,3 21,4 3,0 17,0-0,50 0, PM 70 m-si 70,1 5,0 21,0 4,3 16,5-0,50 0, PM 75 m-si 74,8 5,0 21,4 4,4 17,0-0,50 0, CETC Solar CS48-D10-12 m-si 10,2 0,8 21,9 0,6 17,5-0,50 14, CS48-D m-si 125,3 3,9 43,5 3,5 35,7-0,50 0, CS48-D m-si 130,3 4,0 43,8 3,6 36,1-0,50 0, CS48-D m-si 135,1 4,0 44,1 3,7 36,7-0,50 0, CS48-D m-si 155,5 5,1 42,4 4,5 34,4-0,50 0, CS48-D m-si 160,5 5,2 42,8 4,6 34,9-0,50 0, CS48-D m-si 165,5 5,2 43,2 4,7 35,6-0,50 0, CS48-D m-si 170,4 5,3 43,6 4,8 35,8-0,50 0, CS48-D m-si 175,6 5,3 43,9 4,9 36,2-0,50 0, CS48-D m-si 180,3 5,4 44,2 4,9 36,8-0,50 0, CS48-D20-12 m-si 20,1 1,5 21,9 1,2 17,5-0,50 7, CS48-D40-12 m-si 40,1 3,0 22,1 2,3 17,5-0,50 3, CS48-D60-12 m-si 60,4 3,5 22,3 3,4 17,6-0,50 0, CS48-D75-12 m-si 75,4 4,7 21,2 4,4 17,3-0,50 0, CS48-D80-12 m-si 80,2 5,0 21,9 4,6 17,5-0,50 0, CS48-D85-12 m-si 85,1 5,2 22,2 4,8 17,8-0,50 0, CS48-D90-12 m-si 90,1 5,4 22,5 5,0 18,1-0,50 0, CS48-P p-si 110,1 7,1 20,0 6,4 17,1-0,50 0, CS48-P p-si 120,1 7,7 21,8 7,0 17,2-0,50 0,

304 A.2 Solargenerator 293 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B CETC Solar CS48-P p-si 112,4 8,1 22,0 6,4 17,5-0,50 1, CS48-P p-si 189,9 8,1 32,2 7,1 26,6-0,50 0, CS48-P p-si 199,9 8,4 32,6 7,5 26,7-0,50 0, CS48-P p-si 210,3 7,8 36,2 7,1 29,7-0,50 0, CS48-P p-si 220,5 8,1 36,5 7,4 29,8-0,50 0, CS48-P p-si 230,1 8,3 36,8 7,7 30,0-0,50 0, CS48-P p-si 239,9 7,6 44,0 6,7 35,6-0,50 0, CS48-P p-si 250,6 7,8 44,0 7,0 35,8-0,50 0, CS48-P p-si 264,2 8,1 44,3 7,3 36,0-0,50 0, Chaori CRM 155S m-si 154,7 4,8 43,0 4,4 35,0-0,34 0, CRM 160S m-si 160,0 5,0 43,0 4,6 35,0-0,35 0, CRM 165S(160Wp) m-si 160,0 5,0 43,0 4,6 35,0-0,34 0, CRM 165S(165Wp) m-si 164,9 5,1 43,0 4,7 35,0-0,34 0, CRM 165S(170Wp) m-si 169,8 5,3 43,0 4,9 35,0-0,34 0, CRM 165S(175Wp) m-si 175,0 5,4 43,0 5,0 35,0-0,34 0, CRM 165S(180Wp) m-si 179,9 5,6 43,0 5,1 35,0-0,34 0, CRM 170S m-si 170,1 5,3 43,0 4,9 35,0-0,37 0, CRM 175S m-si 175,0 5,4 43,0 5,0 35,0-0,38 0, CRM 180S m-si 180,3 5,6 43,0 5,2 35,0-0,39 0, CRM 185S m-si 184,8 5,7 43,0 5,3 35,0-0,35 0, CRM 200S(156P) p-si 199,7 7,4 35,8 6,8 29,2-0,50 0, CRM 205S(156P) p-si 205,0 7,6 35,8 7,0 29,2-0,50 0, CRM 210S(156P) p-si 209,9 7,8 35,8 7,2 29,2-0,50 0, CRM 215S(156P) p-si 214,9 8,0 35,8 7,4 29,2-0,50 0, CRM 220S(156P) p-si 219,9 8,2 35,8 7,5 29,2-0,50 0, CRM 225S(156P) p-si 224,8 8,4 35,8 7,7 29,2-0,50 0, CRM 230S(156P) p-si 230,1 8,3 36,6 7,7 30,0-0,50 0, CRM 235S(156P) p-si 235,1 8,4 36,9 7,8 30,3-0,50 0, CRM 240S(156P) p-si 240,0 8,6 36,9 7,9 30,3-0,50 0, CNPV Power CNPV-160M m-si 160,4 5,2 43,0 4,7 34,5-0,45 0, CNPV-165M m-si 165,4 5,2 43,4 4,7 35,2-0,45 0, CNPV-170M m-si 170,1 5,3 43,8 4,8 35,8-0,45 0, CNPV-175M m-si 175,7 5,3 44,2 4,8 36,6-0,45 0, CNPV-180M m-si 180,4 5,4 44,6 4,9 37,2-0,45 0, CNPV-185M m-si 185,2 5,4 45,0 4,9 37,8-0,45 0, CNPV-190P p-si 190,4 7,4 35,6 6,8 28,0-0,45 0, CNPV-200M m-si 200,2 7,6 36,0 7,0 28,6-0,45 0, CNPV-200P p-si 200,2 7,6 36,0 7,0 28,6-0,45 0, CNPV-210M m-si 210,2 7,8 36,4 7,2 29,2-0,45 0, CNPV-210P p-si 210,2 7,8 36,4 7,2 29,2-0,45 0, CNPV-220M m-si 220,5 8,0 36,8 7,4 29,8-0,45 0, CNPV220P p-si 220,5 8,0 36,8 7,4 29,8-0,45 0, CNPV-230M m-si 230,3 8,2 37,2 7,6 30,3-0,45 0, CNPV-230P p-si 230,3 8,2 37,2 7,6 30,3-0,45 0, CNPV-240M m-si 240,2 8,4 37,6 7,8 30,8-0,45 0, CNPV-240P p-si 240,2 8,4 37,4 7,8 30,8-0,45 0, CNPV-250M m-si 248,0 8,6 37,8 8,0 31,0-0,45 0, CNPV-250P p-si 250,6 7,6 43,4 7,0 35,8-0,45 0, CNPV-260M m-si 259,9 7,8 43,4 7,2 36,1-0,45 0, CNPV-260P p-si 260,6 7,8 43,8 7,2 36,2-0,45 0, CNPV-270M m-si 270,1 8,0 43,8 7,4 36,5-0,45 0,

305 294 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B CNPV Power CNPV-270P p-si 270,8 8,0 44,2 7,4 36,6-0,45 0, CNPV-280M m-si 280,4 8,2 44,2 7,6 36,9-0,45 0, CNPV-280P p-si 280,4 8,2 44,6 7,6 36,9-0,45 0, CNPV-290M m-si 290,2 8,4 44,6 7,8 37,2-0,45 0, CNPV-290P p-si 290,2 8,4 45,0 7,8 37,2-0,45 0, CNPV-300M m-si 300,0 8,6 45,0 8,0 37,5-0,45 0, Colexon BSC 36 a-si(1) 36,0 1,3 65,0 0,8 45,0-0,19 31, BSC 40 a-si(1) 40,1 1,3 65,0 0,9 45,0-0,19 38, BSC 44 a-si(1) 44,1 1,3 65,0 1,0 45,0-0,19 39, Conergy 105 L m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,44 0, M m-si 160,1 9,8 21,6 9,2 17,4-0,46 0, A 165 P p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0, Asteria 175X p-si 175,0 5,3 43,2 5,0 34,8-0,43 0, Conergy105Profili. m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,38 0, Conergy158Profili. m-si 159,0 9,8 21,6 9,1 17,4-0,38 0, Conergy160Profili. m-si 160,1 9,8 21,6 9,2 17,4-0,38 0, Conergy C 123 P p-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0, Conergy C 160 P p-si 160,1 7,8 28,4 7,0 22,8-0,50 0, Conergy C 165 P p-si 165,0 5,3 43,1 4,8 34,6-0,50 0, Conergy C 167 P p-si 167,1 5,4 43,1 4,8 34,6-0,50 0, Conergy C 170 M m-si 170,2 8,4 29,4 7,6 22,4-0,50 0, Conergy C 175 M m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,50 0, Conergy C 180 M m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,50 0, Conergy E 220 P p-si 220,0 8,3 36,5 7,6 28,8-0,43 0, ConergyS106LProf. m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,38 0, ConergyS155Prof. m-si 154,8 4,9 43,2 4,5 34,4-0,47 0, E 175 P p-si 175,2 7,8 30,7 7,2 24,3-0,50 0, N 125P p-si 124,9 7,3 22,1 6,9 18,0-0,38 0, S 106 L m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,44 0, Corus KalzipAlu+Sol136W a-si(3) 135,3 5,1 46,2 4,1 33,0-0,19 5, KalzipAlu+Sol.68W a-si(3) 67,7 5,1 23,2 4,1 16,5-0,19 2, Creaton AG Creasol 1 m-si 83,5 3,4 31,7 3,1 26,6-0,50 0, Creasol 2 m-si 100,3 5,2 42,5 2,9 34,6-0,50 1, CSG Solar CSG 075 CSG 75,1 1,8 65,0 1,7 44,2-0,69 6, CSG 080 CSG 79,7 1,8 69,0 1,7 46,9-0,69 7, CSG 085 CSG 85,3 1,8 74,0 1,7 50,2-0,69 7, CSG 090 CSG 90,1 1,8 78,0 1,7 53,0-0,69 8, CSG 095 CSG 94,7 1,8 82,0 1,7 55,7-0,69 8, CSG 100 CSG 100,5 1,8 87,0 1,7 59,1-0,58 9, CSG 105 CSG 105,1 1,8 91,0 1,7 61,8-0,69 9, Day4 Energy DAY4 48MC-155W p-si 155,4 7,6 28,0 7,0 22,3-0,43 0, DAY4 48MC-160W p-si 160,0 7,7 28,3 7,1 22,6-0,43 0, DAY4 48MC-165W p-si 165,4 7,8 28,6 7,2 23,0-0,43 0, DAY4 48MC-170W p-si 169,7 7,9 28,8 7,4 23,0-0,43 0, DAY4 48MC-175W p-si 175,0 8,1 29,2 7,5 23,4-0,43 0, DAY4 48MC-180W p-si 180,1 8,1 29,4 7,6 23,7-0,43 0, DAY4 48MC-185W p-si 184,9 8,2 29,5 7,8 23,8-0,43 0,

306 A.2 Solargenerator 295 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Day4 Energy DAY4 48MC-190W p-si 190,1 8,3 29,7 7,9 24,0-0,43 0, Depasol DEP 120 M m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0, DEP 150 M m-si 149,6 9,6 21,0 8,8 17,0-0,50 0, DEP 80 M m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0, Doorline DL P p-si 159,8 7,8 28,7 6,8 23,5-0,50 0, DL M m-si 160,2 5,2 43,0 4,6 35,2-0,50 0, Dopt BV DM 120 m-si 119,3 4,9 32,4 4,5 26,5-0,50 0, DM 125 m-si 128,2 5,1 33,7 4,8 26,7-0,50 0, DM 130 m-si 130,8 5,2 33,8 4,9 26,7-0,50 0, DM 135 m-si 136,2 5,2 33,8 5,1 26,7-0,50 0, DM 160 Typ A m-si 159,3 4,9 43,2 4,5 35,4-0,50 0, DM 160 Typ B m-si 159,3 4,9 43,2 4,5 35,4-0,50 0, DM 170 Typ A m-si 170,9 5,1 44,9 4,8 35,6-0,50 0, DM 170 Typ B m-si 170,9 5,1 44,9 4,8 35,6-0,50 0, DM 175 Typ A m-si 174,4 5,2 45,1 4,9 35,6-0,50 0, DM 175 Typ B m-si 174,4 5,2 45,1 4,9 35,6-0,50 0, DM 180 Typ A m-si 181,6 5,2 45,1 5,1 35,6-0,50 0, DM 180 Typ B m-si 181,6 5,2 45,1 5,1 35,6-0,50 0, DM 80 m-si 79,6 4,9 21,6 4,5 17,7-0,50 0, DM 85 m-si 85,4 5,1 22,4 4,8 17,8-0,50 0, DM 90 m-si 90,8 5,2 22,6 5,1 17,8-0,50 0, Dunasolar DS10 a-si(1) 10,1 0,6 31,1 0,5 22,4-0,19 31, DS20 a-si(1) 20,2 0,6 62,2 0,5 44,8-0,19 62, DS40 a-si(1) 40,3 1,2 62,2 0,9 44,8-0,19 38, DS a-si(1) 40,0 1,6 44,9 1,3 32,0-0,19 20, DS 40 F m-si 40,3 1,2 62,4 0,9 44,8-0,50 38, EGing PV EGM-180 m-si 179,8 5,4 44,4 5,1 35,4-0,50 0, Ekarat Solar ES p-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,43 0, ES p-si 125,1 7,6 21,5 7,4 17,0-0,43 0, ES p-si 180,2 7,5 32,3 7,1 25,4-0,43 0, Elettro Sannio s.n.c. ES 85 m-si 85,9 5,1 21,9 4,8 18,0-0,50 0, Energetica E-110 p-si 110,0 3,4 43,3 3,2 34,6-0,50 1, E-1250B p-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,50 0, E-130/130 p-si 130,1 7,3 24,2 6,7 19,3-0,49 0, E-130/132 p-si 132,1 7,4 24,3 6,8 19,4-0,49 0, E-130/134 p-si 134,1 7,4 24,3 6,9 19,4-0,49 0, E-1300B/130 p-si 130,0 5,5 32,7 4,9 26,4-0,48 0, E-1300B/132 p-si 132,1 5,5 32,7 5,0 26,4-0,48 0, E-1300B/134 p-si 134,0 5,6 32,7 5,1 26,4-0,48 0, E-130B/130 p-si 130,1 7,3 24,2 6,7 19,3-0,49 0, E-130B/132 p-si 132,1 7,4 24,3 6,8 19,4-0,49 0, E-130B/134 p-si 134,1 7,4 24,3 6,9 19,4-0,49 0, E-132 p-si 132,1 7,4 24,3 6,8 19,4-0,50 0, E-1320B p-si 132,1 5,5 32,7 5,0 26,4-0,50 0, E-132B p-si 132,1 7,4 24,3 6,8 19,4-0,50 0,

307 296 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Energetica E-134 p-si 134,1 7,4 24,3 6,9 19,4-0,50 0, E-1340B p-si 134,0 5,6 32,7 5,1 26,4-0,50 0, E-134B p-si 134,1 7,4 24,3 6,9 19,4-0,50 0, E-1600M/24 m-si 159,1 4,6 47,2 4,3 37,4-0,50 1, E-160M/24 m-si 163,6 5,1 43,9 4,6 35,6-0,50 0, E-1700M/160 m-si 159,1 4,6 47,2 4,3 37,4-0,50 1, E-1700M/170 m-si 170,2 5,1 46,6 4,6 37,0-0,50 0, E-1700M/180 m-si 182,5 5,2 47,6 4,7 39,0-0,50 0, E-1700M/190 m-si 190,0 5,5 48,0 4,8 39,4-0,50 0, E-1700M/24 m-si 170,8 4,9 47,6 4,5 38,2-0,50 0, E-170M/24 m-si 168,5 5,2 43,9 4,7 36,0-0,50 0, E-1800M/24 m-si 182,5 5,2 47,6 4,7 39,0-0,50 0, E-180M/24 m-si 179,3 5,5 44,3 4,9 36,4-0,50 0, E-1900M/24 m-si 194,2 5,5 48,0 4,9 39,4-0,50 0, E-190M/24 m-si 182,5 5,6 44,3 5,0 36,7-0,50 0, E p-si 213,2 8,0 36,2 7,3 29,2-0,46 0, E p-si 220,1 8,2 36,6 7,5 29,4-0,46 0, E p-si 223,6 8,2 36,7 7,6 29,5-0,46 0, E p-si 226,9 8,3 36,8 7,7 29,6-0,46 0, E-SP160M m-si 150,8 5,6 36,0 5,2 29,0-0,50 0, Energie Bau ebk 105-R p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1, ebk 110-R p-si 110,2 3,3 44,1 3,1 36,0-0,40 1, Energies Nouvelles et Environnement (ENE) PSP 90000/12+ m-si 90,2 6,1 20,4 5,6 16,0-0,50 0, SHE 058 m-si 57,0 3,4 20,9 3,2 17,8-0,50 0, SHE 060 m-si 59,6 3,4 20,9 3,4 17,8-0,50 0, SHE 062 m-si 61,4 3,6 20,9 3,5 17,8-0,50 0, Energy Solutions ES 120W p-si 121,3 7,5 22,0 6,7 18,1-0,43 0, ES200W p-si 218,4 8,4 36,0 7,8 28,0-0,43 0, Enfoton Solar 36E6+120F(L) p-si 120,6 7,8 21,9 6,7 18,0-0,43 0, E6+150F(L) p-si 149,1 7,0 29,8 6,2 23,9-0,43 0, E6+160F(L) p-si 161,2 7,2 30,0 6,6 24,5-0,50 0, E6+170F(L) p-si 169,8 7,5 30,6 6,8 24,9-0,50 0, E6+180F(L) p-si 179,9 7,7 31,0 7,1 25,3-0,50 0, E6+190F(L) p-si 189,6 7,8 31,7 7,4 25,8-0,50 0, E6+205F(L) p-si 205,2 7,6 36,6 6,8 30,0-0,50 0, E6+215F(L) p-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,50 0, E6+225F(L) p-si 225,6 7,9 37,4 7,3 30,9-0,50 0, EniTecnologie EUS ML16/135 m-si 135,3 4,8 42,0 4,1 33,0-0,50 1, EUS ML16/150 m-si 150,5 4,9 43,5 4,3 35,0-0,50 0, EUS PH16/150 p-si 150,5 4,8 43,2 4,3 35,0-0,50 0, EUS PH16/160 p-si 159,8 4,9 44,0 4,5 35,5-0,50 0, M 2/20 m-si 20,5 1,4 20,3 1,2 16,7-0,50 1, M 2/23 m-si 23,5 1,5 21,0 1,4 17,4-0,50 1, M 5/48 m-si 48,5 3,2 21,2 2,9 17,0-0,50 0, M 5/53 m-si 53,4 3,3 21,5 3,1 17,5-0,50 0, ML 8/70 m-si 70,1 4,8 21,6 4,1 17,3-0,50 0, ML 8/76 m-si 76,6 4,9 21,8 4,4 17,6-0,50 0, MN 2/20 m-si 20,0 1,4 20,3 1,2 16,3-0,50 1,

308 A.2 Solargenerator 297 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B EniTecnologie MN 2/23 m-si 23,3 1,5 21,2 1,4 17,0-0,50 1, MN 5/48 m-si 47,6 3,2 20,8 2,8 17,0-0,50 0, MN 5/53 m-si 53,3 3,4 21,6 3,1 17,2-0,50 0, MN 8/70 m-si 70,1 4,7 21,4 4,1 17,3-0,50 0, MN 8/78 m-si 78,2 4,9 21,7 4,5 17,3-0,50 0, MN16/140 m-si 140,2 4,6 42,9 4,1 34,2-0,44 1, MN16/155 m-si 155,3 4,8 43,6 4,4 35,3-0,44 0, MN16/165 m-si 164,6 5,0 44,2 4,7 35,4-0,50 0, PM 8/70 m-si 70,5 4,6 21,2 4,1 17,2-0,50 0, PN 12/130 m-si 130,1 4,6 38,8 4,3 30,6-0,50 0, PN 2/25 m-si 25,3 1,7 21,5 1,5 17,1-0,50 1, PN 4/40 m-si 39,9 2,3 23,6 2,1 19,0-0,50 0, PN 5/46 m-si 45,9 3,0 21,3 2,7 17,0-0,50 0, PN 5/50 m-si 50,5 3,2 21,6 2,9 17,4-0,50 0, PN 5/55 m-si 55,2 3,4 21,8 3,1 17,8-0,50 0, PN 8/75 m-si 75,3 4,8 21,5 4,3 17,5-0,50 0, PN 8/80 m-si 79,7 4,9 21,8 4,5 17,7-0,50 0, PN 8D/150 m-si 150,5 5,4 21,6 8,7 17,3-0,50 1, PN16/140 p-si 140,2 4,6 42,6 4,1 34,2-0,44 0, PN16/150 p-si 150,5 4,8 43,2 4,3 35,0-0,44 0, PN16/160 p-si 159,8 4,9 44,0 4,5 35,5-0,44 0, PN16/170 p-si 170,1 5,2 44,4 4,7 36,2-0,33 0, PN5D/100 p-si 99,8 6,5 21,2 5,8 17,2-0,44 0, Eoplly EPLY 125S-10/36 m-si 10,0 0,6 21,6 0,6 17,2-0,48 3, EPLY 125S-15/36 m-si 15,0 0,9 21,6 0,9 17,2-0,48 2, EPLY 125S-160/72 m-si 160,2 4,8 42,6 4,5 35,5-0,48 0, EPLY 125S-165/72 m-si 164,9 4,9 42,6 4,6 35,5-0,48 0, EPLY 125S-170/72 m-si 170,0 5,0 43,4 4,7 36,2-0,48 0, EPLY 125S-175/72 m-si 174,9 5,1 43,4 4,8 36,2-0,48 0, EPLY 125S-180/72 m-si 180,2 5,3 43,4 5,0 36,3-0,48 0, EPLY 125S-185/72 m-si 185,0 5,4 43,5 5,1 36,3-0,48 0, EPLY 125S-20/36 m-si 20,0 1,2 21,6 1,2 17,2-0,48 1, EPLY 125S-25/36 m-si 24,9 1,5 21,6 1,5 17,2-0,48 1, EPLY 125S-30/36 m-si 29,9 1,9 21,6 1,7 17,2-0,48 1, EPLY 125S-35/36 m-si 34,9 2,2 21,6 2,0 17,2-0,48 0, EPLY 125S-40/36 m-si 40,1 2,5 21,6 2,3 17,2-0,48 0, EPLY 125S-45/36 m-si 45,1 2,8 21,6 2,6 17,2-0,48 0, EPLY 125S-5/36 m-si 5,0 0,3 21,6 0,3 17,2-0,48 6, EPLY 125S-50/36 m-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,2-0,48 0, EPLY 125S-55/36 m-si 55,0 3,4 21,6 3,2 17,2-0,48 0, EPLY 125S-60/36 m-si 60,0 3,7 21,6 3,5 17,2-0,48 0, EPLY 125S-65/36 m-si 65,0 4,0 21,6 3,8 17,2-0,48 0, EPLY 125S-70/36 m-si 70,0 4,3 21,9 4,0 17,6-0,48 0, EPLY 125S-75/36 m-si 75,0 4,7 21,4 4,4 17,0-0,48 0, EPLY 125S-80/36 m-si 80,0 4,9 21,6 4,7 17,2-0,48 0, EPLY 125S-85/36 m-si 85,0 5,2 21,9 4,8 17,6-0,48 0, EPV EPV-40 a-si(1) 40,5 1,2 59,0 0,9 44,0-0,21 31, EPV-42 a-si(2) 42,3 1,2 60,0 0,9 45,0-0,19 29, EQ Solar EQS165P-24 m-si 165,0 5,2 44,0 4,7 34,8-0,50 0, EQS170P-24 m-si 170,0 5,3 44,3 4,8 35,2-0,50 0,

309 298 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B EQ Solar EQS175P-24 m-si 174,9 5,3 44,3 5,0 35,2-0,50 0, EQS180P-24 m-si 180,0 5,5 44,8 5,1 35,6-0,50 0, EQS160D-24 m-si 160,0 5,1 43,7 4,7 34,4-0,50 0, EQS165D-24 m-si 165,1 5,2 44,0 4,7 34,9-0,50 0, EQS170D-24 m-si 170,1 5,3 44,3 4,8 35,3-0,50 0, EQS170P-18 m-si 170,0 7,4 32,4 6,5 26,0-0,50 0, EQS175D-24 m-si 175,0 5,4 44,5 4,9 35,4-0,50 0, EQS180P-18 m-si 180,0 7,5 32,7 6,9 26,2-0,50 0, EQS190P-18 m-si 189,9 7,6 33,0 7,2 26,3-0,50 0, EQS200P-18 m-si 199,8 7,7 33,2 7,5 26,5-0,50 0, EQS240D-24 m-si 240,1 7,7 43,2 7,0 34,3-0,50 0, EQS250D-24 m-si 249,7 7,8 43,2 7,3 34,4-0,50 0, EQS260D-24 m-si 260,0 7,9 43,6 7,5 34,9-0,50 0, EQS270D-24 m-si 269,7 8,1 43,8 7,6 35,3-0,50 0, EQS280D-24 m-si 279,9 8,3 44,1 7,9 35,3-0,50 0, EQS180D-18 m-si 179,8 7,7 32,4 7,0 25,8-0,50 0, EQS190D-18 m-si 189,9 7,8 32,8 7,2 26,3-0,50 0, EQS200D-18 m-si 199,9 8,0 32,8 7,6 26,3-0,50 0, EQS210D-18 m-si 209,9 8,1 33,2 7,9 26,7-0,50 0, EQS120D-12 m-si 120,1 7,7 21,6 6,9 17,3-0,50 0, EQS130D-12 m-si 129,9 7,9 21,8 7,5 17,3-0,50 0, EQS140D-12 m-si 139,7 8,1 22,2 7,9 17,6-0,50 0, EQS060D-12 m-si 60,0 3,9 21,6 3,5 17,3-0,50 0, EQS065D-12 m-si 65,0 3,9 21,8 3,8 17,3-0,50 0, EQS070D-12 m-si 70,0 4,0 22,2 4,0 17,6-0,50 0, EQS040D-12 m-si 40,0 2,6 21,6 2,3 17,3-0,50 0, EQS045D-12 m-si 45,1 2,7 21,8 2,6 17,6-0,50 0, EQS030D-12 m-si 29,9 1,9 21,6 1,8 17,1-0,50 1, EQS032D-12 m-si 32,0 2,0 21,6 1,9 17,1-0,50 1, EQS034D-12 m-si 34,0 2,0 21,6 1,9 17,5-0,50 0, EQS010D-13 m-si 9,9 0,7 21,5 0,6 17,1-0,50 3, EQS012D-12 m-si 12,1 0,7 21,9 0,7 17,5-0,50 2, ErSol 160A/24V p-si 160,0 4,8 44,2 4,4 36,2-0,50 0, B/24V p-si 160,0 4,8 44,2 4,4 36,2-0,50 0, Blue Power 150(50) m-si 150,1 7,0 29,5 6,3 23,9-0,50 0, Blue Power 155(50) m-si 154,5 6,7 29,6 6,5 24,0-0,50 0, Blue Power 155(72) m-si 155,3 4,7 43,9 4,3 36,2-0,50 0, Blue Power 160(24V) m-si 160,0 4,8 44,2 4,4 36,2-0,50 0, Blue Power 160(50) m-si 160,1 7,0 29,7 6,7 24,0-0,50 0, Blue Power 165 p-si 164,7 4,9 44,3 4,6 36,2-0,50 0, Blue Power 165(50) m-si 165,0 7,3 29,8 6,9 24,1-0,50 0, Blue Power 165(72) m-si 164,7 4,9 44,4 4,6 36,2-0,50 0, Blue Power 185 m-si 184,8 7,2 36,5 6,6 28,0-0,50 0, Blue Power 190 m-si 190,3 7,3 36,5 6,7 28,4-0,50 0, Blue Power 195 m-si 195,8 7,4 36,5 6,8 28,8-0,50 0, Blue Power 200 m-si 200,1 7,5 36,5 6,9 29,0-0,50 0, Blue Power 205 p-si 208,0 7,6 36,7 7,1 29,3-0,50 0, Blue Power maxx 170 (24V) m-si 170,4 5,0 44,5 4,7 36,4-0,50 0, Blue Power maxx 170 (50 Zellen) m-si 169,9 7,5 29,9 7,1 24,1-0,50 0,

310 A.2 Solargenerator 299 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B ErSol Blue Power maxx 175 (50 Zellen) m-si 174,4 7,8 29,9 7,3 24,1-0,50 0, Blue Power maxx 175 (72 Zellen) m-si 175,4 5,0 44,6 4,8 36,4-0,50 0, Blue Power maxx 180 (24V) p-si 180,210,2 44,7 5,0 36,4-0,50 0, Blue Power maxx 180 (50 Zellen) m-si 180,3 8,0 30,0 7,5 24,2-0,50 0, E Blue Power p-si 3,4 7,5 0,6 6,8 0,5-0,43 0, E Blue Power p-si 3,5 7,5 0,6 6,9 0,5-0,43 0, E Blue Power p-si 3,5 7,6 0,6 7,0 0,5-0,43 0, E Blue Power p-si 3,6 7,6 0,6 7,0 0,5-0,43 0, E Blue Power p-si 3,6 7,7 0,6 7,1 0,5-0,43 0, E Blue Power p-si 3,7 7,8 0,6 7,2 0,5-0,43 0, E Blue Power p-si 3,7 7,8 0,6 7,2 0,5-0,43 0, E Blue Power p-si 3,8 7,9 0,6 7,3 0,5-0,43 0, E6+50 Blue Power 160 A m-si 160,6 7,5 29,9 6,7 24,2-0,50 0, E6+50 Blue Power 165 A m-si 165,8 7,7 30,2 6,9 24,2-0,50 0, E6+50 Blue Power 170 A m-si 171,0 7,9 30,3 7,1 24,3-0,50 0, E6+50 Blue Power 175 A m-si 175,4 8,0 30,4 7,2 24,4-0,50 0, E6+50 Blue Power 180 A m-si 180,8 8,2 30,6 7,4 24,4-0,50 0, E6-50 Blue Power 150 A m-si 150,9 7,1 29,8 6,3 24,2-0,50 0, E6-50 Blue Power 155 A m-si 156,0 7,2 30,2 6,4 24,2-0,50 0, E6-50 Blue Power 160 A m-si 160,3 7,3 30,3 6,6 24,3-0,50 0, E6-50 Blue Power 165 A m-si 165,2 7,5 30,4 6,8 24,4-0,50 0, E6-50 Blue Power 170 A m-si 170,5 7,7 30,5 7,0 24,4-0,50 0, E6M+3.47 Black Power m-si 3,5 8,3 0,6 7,3 0,5-0,51 0, E6M+3.58 Black Power m-si 3,6 8,3 0,6 7,3 0,5-0,51 0, E6M+3.65 Black Power m-si 3,7 8,3 0,6 7,4 0,5-0,51 0, E6M+3.70 Black Power m-si 3,7 8,4 0,6 7,5 0,5-0,51 0, E6M+3.75 Black Power m-si 3,8 8,4 0,6 7,6 0,5-0,51 0, E6M+3.80 Black Power m-si 3,8 8,5 0,6 7,6 0,5-0,51 0, E6M+3.85 Black Power m-si 3,9 8,5 0,6 7,7 0,5-0,51 0, E6M+3.89 Black Power m-si 3,9 8,5 0,6 7,7 0,5-0,51 0,

311 300 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B ErSol E6M+3.94 Black Power m-si 3,9 8,5 0,6 7,7 0,5-0,51 0, E6M+3.99 Black Power m-si 4,0 8,5 0,6 7,8 0,5-0,51 0, E6M-3.38 Black Power m-si 3,4 7,7 0,6 7,0 0,5-0,46 0, E6M-3.42 Black Power m-si 3,4 7,8 0,6 7,0 0,5-0,46 0, E6M-3.47 Black Power m-si 3,5 7,9 0,6 7,1 0,5-0,46 0, E6M-3.51 Black Power m-si 3,5 7,9 0,6 7,2 0,5-0,46 0, E6M-3.56 Black Power m-si 3,6 8,0 0,6 7,2 0,5-0,46 0, E6M-3.60 Black Power m-si 3,6 8,0 0,6 7,3 0,5-0,46 0, E6M-3.65 Black Power m-si 3,6 8,0 0,6 7,3 0,5-0,46 0, E6M-3.69 Black Power m-si 3,7 8,1 0,6 7,3 0,5-0,46 0, E6M-50 Black Power 170 A m-si 170,9 8,0 29,9 7,1 23,9-0,50 0, E6M-50 Black Power 175A m-si 175,0 8,2 30,0 7,3 24,1-0,50 0, E6M-50 Black Power 180 A m-si 180,0 8,4 30,1 7,4 24,3-0,50 0, E6M-50 Black Power 185 A m-si 184,7 8,4 30,2 7,6 24,4-0,50 0, ErSol-150A/12V m-si 150,2 9,2 21,8 8,3 18,1-0,50 0, ErSol-160A/12V m-si 160,0 9,6 22,2 8,8 18,1-0,50 0, ErSol-170A/12V m-si 170,2 9,9 22,3 9,4 18,2-0,50 0, ErSol-180A/12V m-si 180,210,2 22,4 9,9 18,2-0,50 0, ErSol-190C p-si 190,1 9,8 26,3 8,8 21,6-0,50 0, ErSol-200C/12V m-si 199,810,0 26,5 9,0 22,2-0,50 0, ErSol-210C p-si 210,210,2 26,7 9,3 22,6-0,50 0, SHS 120 p-si 119,7 7,3 22,0 6,8 17,6-0,50 0, Ertex Solar EFL 240 p-si 239,0 7,6 40,1 7,3 32,6-0,43 0, EFM 215 p-si 217,7 7,6 36,5 7,3 29,7-0,43 0, VSG 465 p-si 464,0 7,6 77,8 7,3 63,3-0,43 0, VSG-2-Iso-260 m-si 260,9 7,8 44,4 7,3 35,6-0,43 0, VSG-2-Iso-350 m-si 348,0 7,8 59,2 7,3 47,5-0,43 0, VSG-2-Iso-405 m-si 405,9 7,8 69,1 7,3 55,4-0,43 0, VSG-2-Iso-435 m-si 434,9 7,8 74,1 7,3 59,3-0,43 0, VSG-2-Iso-505 m-si 507,4 7,8 86,4 7,3 69,2-0,43 0, VSG-2-Iso-580 m-si 579,9 7,8 98,7 7,3 79,1-0,43 1, ET Solar ET m-si 70,0 4,5 21,5 4,1 16,9-0,54 0, ET m-si 75,0 4,7 21,7 4,3 17,4-0,54 0, ET m-si 80,1 5,0 21,9 4,5 17,6-0,54 0, ET m-si 85,0 5,3 21,9 4,7 18,1-0,54 0, ET-M m-si 154,9 5,0 43,3 4,4 35,2-0,54 0, ET-M m-si 159,9 5,1 43,9 4,5 35,6-0,54 0,

312 A.2 Solargenerator 301 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B ET Solar ET-M m-si 164,7 5,2 44,1 4,6 35,8-0,54 0, ET-M m-si 170,2 5,3 44,2 4,7 36,1-0,54 0, ET-M m-si 175,0 5,5 44,3 4,8 36,2-0,54 0, ET-M m-si 179,7 5,6 44,6 5,0 36,3-0,54 0, ET-M m-si 184,8 5,8 44,6 5,1 36,3-0,54 0, ET-P p-si 114,9 7,6 21,8 6,7 17,2-0,49 0, ET-P p-si 119,9 7,6 21,8 6,9 17,4-0,49 0, ET-P p-si 124,9 7,8 21,8 7,2 17,4-0,49 0, ET-P p-si 130,1 8,1 21,8 7,5 17,4-0,49 0, ET-P p-si 135,0 8,4 22,0 7,7 17,6-0,49 0, ET-P p-si 139,9 8,4 22,0 8,0 17,6-0,49 0, ET-P p-si 145,1 8,5 22,0 8,2 17,8-0,49 0, ET-P p-si 154,8 7,6 29,0 6,7 23,0-0,49 0, ET-P p-si 159,9 7,8 29,0 7,0 23,0-0,49 0, ET-P p-si 164,9 7,9 29,0 7,2 23,0-0,49 0, ET-P p-si 170,0 8,1 29,0 7,4 23,0-0,49 0, ET-P p-si 174,9 8,1 29,4 7,5 23,2-0,49 0, ET-P p-si 180,0 8,1 29,4 7,7 23,5-0,49 0, ET-P p-si 184,9 8,4 29,4 7,9 23,5-0,49 0, ET-P p-si 189,9 8,4 29,2 8,1 23,5-0,49 0, ET-P p-si 194,8 8,5 29,2 8,3 23,5-0,49 0, ET-P p-si 180,1 7,6 32,4 6,8 26,5-0,49 0, ET-P p-si 184,9 7,7 32,3 7,0 26,5-0,49 0, ET-P p-si 190,1 7,7 32,5 7,1 26,8-0,49 0, ET-P p-si 194,9 8,0 32,8 7,2 27,0-0,49 0, ET-P p-si 200,3 7,9 32,7 7,4 27,2-0,49 0, ET-P p-si 204,8 8,1 32,8 7,5 27,3-0,49 0, ET-P m-si 210,1 8,3 32,8 7,6 27,5-0,49 0, ET-P p-si 215,1 8,5 33,2 7,8 27,5-0,49 0, ET-P p-si 199,8 7,7 36,0 7,0 28,8-0,49 0, ET-P p-si 205,0 7,8 36,0 7,1 28,8-0,49 0, ET-P p-si 209,9 8,0 36,0 7,3 28,8-0,49 0, ET-P p-si 214,9 8,1 36,0 7,4 29,0-0,49 0, ET-P p-si 219,8 8,1 36,3 7,6 29,0-0,49 0, ET-P p-si 224,8 8,1 36,3 7,8 29,0-0,49 0, ET-P p-si 229,9 8,3 36,5 7,8 29,4-0,49 0, ET-P p-si 234,9 8,3 36,5 8,0 29,4-0,49 0, ET-P p-si 239,9 8,5 36,5 8,2 29,4-0,49 0, ET-P p-si 240,5 7,6 43,9 6,9 35,0-0,49 0, ET-P p-si 245,0 7,7 43,9 7,0 35,0-0,49 0, ET-P p-si 250,6 7,8 43,9 7,1 35,2-0,49 0, ET-P p-si 254,5 7,9 43,9 7,2 35,2-0,49 0, ET-P p-si 260,3 7,8 43,5 7,2 36,0-0,49 0, ET-P p-si 265,0 7,9 43,6 7,3 36,4-0,49 0, ET-P p-si 270,1 7,9 43,6 7,4 36,4-0,49 0, ET-P p-si 275,0 8,0 43,8 7,5 36,7-0,49 0, ET-P p-si 280,2 8,0 43,8 7,6 36,7-0,49 0, E-Ton Solar ETM m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,38 0, ETM m-si 3,7 8,0 0,6 7,4 0,5-0,38 0, ETM m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,38 0, ETM m-si 3,8 8,1 0,6 7,6 0,5-0,38 0, ETM m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,38 0,

313 302 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B E-Ton Solar ETM m-si 3,9 8,2 0,6 7,6 0,5-0,38 0, ETM m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,38 0, ETM m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,38 0, ETS m-si 2,4 5,1 0,6 4,7 0,5-0,37 0, ETS m-si 2,4 6,1 0,6 4,7 0,5-0,37 0, ETS m-si 2,5 5,1 0,6 4,8 0,5-0,37 0, ETS m-si 2,5 5,2 0,6 4,8 0,5-0,37 0, ETS m-si 2,5 5,2 0,6 4,9 0,5-0,37 0, ETS m-si 2,5 5,2 0,6 4,9 0,5-0,37 0, ETS m-si 2,6 5,2 0,6 4,9 0,5-0,37 0, ETS m-si 2,6 5,3 0,6 5,0 0,5-0,37 0, ETS m-si 2,6 5,3 0,6 5,0 0,5-0,37 0, ETS m-si 3,9 8,2 0,6 7,5 0,5-0,41 0, ETS m-si 3,9 8,3 0,6 7,6 0,5-0,41 0, ETS m-si 3,9 8,3 0,6 7,7 0,5-0,41 0, ETS m-si 4,0 8,4 0,6 7,7 0,5-0,41 0, ETS m-si 4,0 8,4 0,6 7,8 0,5-0,41 0, ETS m-si 4,1 8,5 0,6 7,8 0,5-0,41 0, ETS m-si 4,1 8,5 0,6 7,9 0,5-0,41 0, ETS m-si 4,2 8,5 0,6 8,0 0,5-0,41 0, Eurosolare M 2/23 m-si 25,0 1,6 21,2 1,4 17,5-0,50 1, M 5/48 m-si 47,9 3,3 21,4 2,8 17,0-0,50 0, M 5/53 m-si 55,1 3,4 21,8 3,2 17,5-0,50 0, M 500A m-si 55,1 3,4 21,8 3,2 17,5-0,50 0, M 510A m-si 50,2 3,3 21,4 3,0 17,0-0,41 0, ML 16/135 m-si 142,3 4,9 42,5 4,1 34,7-0,50 1, ML 16/150 m-si 159,8 5,0 43,5 4,5 35,5-0,50 0, ML 8/70 m-si 73,1 5,0 21,6 4,2 17,4-0,50 0, ML 8/76 m-si 80,1 5,0 21,9 4,5 17,8-0,50 0, MM 250/A m-si 24,9 1,6 21,3 1,5 17,2-0,50 1, P 2/22 m-si 24,1 1,5 21,1 1,4 17,2-0,50 1, P 5/43 p-si 44,8 3,2 21,0 2,7 16,9-0,50 1, P 500A p-si 49,9 3,2 21,1 2,9 17,2-0,41 0, P 500D p-si 95,2 6,4 21,0 5,6 17,0-0,50 0, P 510A p-si 44,0 2,9 21,0 2,6 16,8-0,42 0, PL 120A p-si 130,1 4,6 38,4 4,3 30,4-0,42 0, PL 120B p-si 114,8 4,4 37,2 3,9 29,6-0,42 0, PL 16/140 p-si 136,9 4,5 42,2 4,1 33,8-0,50 0, PL 160 p-si 144,9 4,6 42,5 4,1 35,0-0,50 0, PL 8/65 p-si 67,6 4,4 21,0 4,0 16,9-0,50 0, PL 8/70 p-si 72,2 4,5 21,2 4,2 17,2-0,50 0, PL 800 p-si 71,9 4,7 21,2 4,2 17,0-0,42 0, PL 800D p-si 140,3 9,0 21,1 8,3 17,0-0,50 0, PL 810 p-si 66,4 4,7 20,8 4,0 16,6-0,43 0, Eurosten KT-FLo5-M24/165 m-si 168,6 5,1 44,2 4,8 35,5-0,50 0, KT-FLo5-M24/170 m-si 172,8 5,2 44,5 4,8 36,0-0,50 0, KT-FLo5-M24/175 m-si 177,0 5,2 44,9 4,9 36,5-0,50 0, TSM-160M/160 m-si 160,0 4,9 43,5 4,5 35,3-0,50 0, TSM-160M/165 m-si 165,0 5,1 43,5 4,7 35,3-0,50 0, TSM-160M/170 m-si 169,9 5,5 43,5 4,8 35,3-0,50 0, TSM-160M/175 m-si 174,8 5,7 43,5 5,0 35,3-0,50 0,

314 A.2 Solargenerator 303 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Eurotronic HBM(170)15880m m-si 170,1 5,4 43,5 4,9 34,5-0,49 0, HBM(175)15880m m-si 175,0 5,4 44,4 5,0 35,0-0,49 0, HBM(180)15880m m-si 179,9 5,5 43,5 5,1 35,0-0,49 0, HBM(185)15880m m-si 185,1 5,6 44,0 5,2 35,8-0,49 0, HBM(190)16498p p-si 190,0 7,2 35,6 6,7 28,4-0,50 0, HBM(200)16498p p-si 198,8 7,6 35,6 7,0 28,4-0,50 0, HBM(210)16498p p-si 209,9 8,1 35,6 7,4 28,4-0,50 0, HBM(220)16498p p-si 219,8 8,4 35,6 7,7 28,4-0,50 0, HBM(80)12155m m-si 80,0 5,3 21,7 4,6 17,3-0,49 0, Ever Energy E6M2B/140 m-si 3,4 7,4 0,6 6,9 0,5-0,44 0, E6M2B/142 m-si 3,5 7,5 0,6 7,0 0,5-0,44 0, E6M2B/144 m-si 3,5 7,5 0,6 7,1 0,5-0,44 0, E6M2B/146 m-si 3,6 7,6 0,6 7,1 0,5-0,44 0, E6M2B/148 m-si 3,6 7,7 0,6 7,2 0,5-0,44 0, E6M2B/150 m-si 3,7 7,8 0,6 7,3 0,5-0,44 0, E6M2B/152 m-si 3,7 7,8 0,6 7,3 0,5-0,44 0, E6M2B/154 m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,44 0, E6M2B/156 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,44 0, E6M2B/158 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,44 0, E6M2B/160 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,44 0, E6M2B/162 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,44 0, E6M2B/164 m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,44 0, E6M2B/166 m-si 4,0 8,3 0,6 7,8 0,5-0,44 0, E6M2B/168 m-si 4,1 8,4 0,6 7,9 0,5-0,44 0, Ever Step Development Ltd. #893 TGM V m-si 15,8 1,0 21,8 0,9 17,5-0,50 2, #893TGM500-24V m-si 13,2 0,5 36,0 0,4 33,1-0,50 3, #894 TGM V m-si 24,5 1,5 21,8 1,4 17,5-0,50 1, #894TGM V m-si 22,6 0,8 36,0 0,7 33,7-0,50 0, Evergreen E-28 m-si 28,1 2,2 20,0 1,8 15,6-0,50 2, E-30 m-si 30,1 2,3 20,0 1,9 15,6-0,50 2, E-32 m-si 32,1 2,4 20,0 2,0 15,9-0,50 1, E-56 (12V) m-si 56,2 4,3 20,0 3,6 15,6-0,50 1, E-56 (24V) m-si 56,0 2,2 40,0 1,8 31,1-0,50 5, E-60 (24V) m-si 60,0 2,2 40,0 1,9 32,1-0,50 2, E-60(12V) m-si 60,2 4,4 20,0 3,7 16,1-0,50 0, E-64 (12V) m-si 64,1 4,8 20,0 4,0 15,9-0,50 0, E-64 (24V) m-si 64,0 2,4 40,0 2,0 31,7-0,50 3, EC-102 (12V) band 102,1 7,5 20,0 6,3 16,2-0,49 0, EC-102 (24V) band 102,3 3,7 40,0 3,3 31,2-0,49 1, EC-102-GL band 102,0 7,1 21,5 6,0 17,0-0,49 0, EC-110 (12V) band 109,9 7,7 20,0 6,7 16,4-0,49 0, EC-110 (24V) band 110,1 3,9 40,0 3,4 32,2-0,49 1, EC-110-GL [a] band 110,1 7,2 21,5 6,4 17,2-0,49 0, EC-110-GL [b] band 110,0 7,5 21,3 6,5 17,0-0,49 0, EC-115 (12V) band 115,5 7,7 20,0 7,0 16,5-0,49 0, EC-115 (24V) band 114,8 3,9 40,0 3,5 33,0-0,49 0, EC-115-GL [a] band 115,0 7,3 21,5 6,7 17,3-0,49 0, EC-115-GL [b] band 115,1 7,6 21,3 6,7 17,1-0,49 0, EC-120 (12V) band 115,9 7,3 20,0 7,2 16,1-0,49 0, EC-120-GL band 120,0 7,7 21,5 6,8 17,6-0,49 0,

315 304 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Evergreen EC-47 m-si 47,1 3,7 20,0 3,0 15,5-0,50 1, EC-51 band 51,2 3,7 20,0 3,3 15,6-0,49 0, EC-55 band 55,1 3,9 20,0 3,4 16,1-0,49 0, EC-94 (12V) m-si 94,0 7,3 20,0 5,9 15,9-0,50 1, EC-94 (24V) m-si 94,2 3,7 40,0 3,0 31,0-0,50 3, ES170 band 170,0 7,6 32,4 6,7 25,3-0,49 0, ES180 band 180,0 7,8 32,6 7,0 25,9-0,49 0, ES190 band 190,1 8,1 32,8 7,1 26,7-0,49 0, ES195 band 195,1 8,2 32,9 7,2 27,1-0,49 0, First Solar FS 255 CdTe 54,9 1,1 88,0 0,9 61,0-0,25 56, FS 257 CdTe 57,7 1,1 89,0 0,9 62,0-0,25 44, FS 260 CdTe 60,5 1,1 90,0 1,0 63,0-0,25 36, FS 262 CdTe 62,5 1,2 86,0 1,0 62,5-0,25 25, FS 265 CdTe 65,0 1,2 87,0 1,0 63,7-0,25 20, FS 267 CdTe 67,8 1,2 87,0 1,1 64,6-0,25 14, FS 270 CdTe 69,8 1,2 89,0 1,0 67,1-0,25 16, FS 272 CdTe 72,7 1,2 90,0 1,1 67,9-0,25 11, FS 45 CdTe 45,1 1,1 82,0 0,9 53,0-0,25 60, FS 50 CdTe 50,5 1,1 85,0 0,9 58,0-0,25 54, FS 55 CdTe 54,9 1,1 88,0 0,9 61,0-0,25 56, FS 57 CdTe 57,7 1,1 89,0 0,9 62,0-0,25 44, FS 60 CdTe 60,5 1,1 90,0 1,0 63,0-0,25 36, FS 62 CdTe 62,7 1,1 91,0 1,0 64,0-0,25 29, FS 65 CdTe 65,0 1,2 91,0 1,0 65,0-0,25 24, FitCraftProduction FCP 145 m-si 145,1 3,9 55,0 3,1 46,8-0,43 2, FCP 170 m-si 170,8 7,5 31,8 6,1 28,0-0,39 0, FCP 50 m-si 48,8 3,1 21,7 2,6 18,9-0,43 0, FiveStarEnergy FPB170/160W m-si 159,8 5,2 44,1 4,7 34,3-0,37 0, FPB170/170W m-si 169,9 5,4 43,5 4,9 34,4-0,37 0, FPB170/180W m-si 179,8 5,6 44,0 5,2 34,7-0,37 0, FPW 170M/160 m-si 160,2 4,9 42,6 4,6 35,2-0,50 0, FPW 170M/165 m-si 165,2 5,1 42,7 4,7 35,3-0,50 0, FPW 170M/170 m-si 169,9 5,2 42,7 4,8 35,4-0,50 0, FPW 170M/175 m-si 175,2 5,4 43,2 4,9 35,6-0,50 0, FPW 170M/180 m-si 180,1 5,6 43,2 5,0 35,8-0,50 0, FPW 210 QP/200 p-si 200,0 7,9 36,1 7,3 27,4-0,46 0, FPW 210 QP/210 p-si 210,0 8,1 36,5 7,5 28,0-0,46 0, FPW 210 QP/220 p-si 220,1 8,2 36,8 7,7 28,5-0,46 0, FPW 210 QP/230 p-si 229,9 8,5 37,1 8,0 28,9-0,46 0, LPB130/120W m-si 119,9 5,2 33,1 4,8 24,9-0,37 0, LPB130/125W m-si 125,0 5,3 33,2 5,0 25,2-0,37 0, LPB130/130W m-si 130,0 5,5 34,0 5,1 25,4-0,37 0, LPB130/135W m-si 135,1 5,5 34,1 5,3 25,5-0,37 0, LPW 130M/120 m-si 119,9 5,2 33,1 4,8 24,9-0,37 0, LPW 130M/125 m-si 125,0 5,3 33,2 5,0 25,2-0,37 0, LPW 130M/130 m-si 130,0 5,5 34,0 5,1 25,4-0,37 0, LPW 130M/135 m-si 135,1 5,5 34,1 5,3 25,5-0,37 0, Flabeg Solar Multisol 150 (140W) p-si 139,9 4,7 41,8 4,1 34,2-0,50 0, Multisol 150 (145W) p-si 144,7 4,5 43,6 4,0 36,0-0,50 0,

316 A.2 Solargenerator 305 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Flabeg Solar Multisol 150 (150W) p-si 150,3 4,5 43,6 4,1 36,4-0,50 0, Optisol SFM128Be p-si 249,8 9,4 37,8 8,3 30,1-0,50 0, Optisol SFM128Be 2000 m-si 249,8 9,4 37,8 8,3 30,1-0,50 0, Optisol SFM144Ha EFG m-si 185,3 6,3 41,8 5,5 33,5-0,50 0, Optisol SFM144Ha poly p-si 184,7 5,6 42,6 5,4 34,2-0,50 0, Optisol SFM144Hx m-si 249,9 3,9 84,2 3,5 71,4-0,50 1, Optisol SFM36He m-si 70,1 4,6 21,1 4,1 17,1-0,50 0, Optisol SFM72Bx m-si 143,6 4,6 42,2 4,2 34,2-0,50 0, Optisol SFM72Ha m-si 94,1 2,8 42,6 2,8 34,2-0,50 1, Optisol SFM72Hx m-si 125,0 3,9 42,1 3,5 35,7-0,50 0, Optisol SFM72Qa m-si 94,1 2,8 42,6 2,8 34,2-0,50 1, FoVo M 110 mono m-si 110,2 3,8 42,0 3,2 34,0-0,50 1, M 120 poly p-si 120,2 7,6 22,2 7,1 17,0-0,50 0, M 130 poly p-si 130,3 7,8 22,8 7,3 17,8-0,50 0, M 160 mono m-si 159,7 5,4 43,2 4,7 34,2-0,50 1, M 170 mono m-si 169,9 5,3 44,0 4,9 34,6-0,50 0, Free Energy Europe A11P p-si 4,0 0,3 22,0 0,3 16,0-0,50 32, A1206P p-si 1,8 0,1 22,0 0,1 16,0-0,50 59, A13P p-si 12,0 0,9 22,0 0,8 16,0-0,50 10, FEE m-si 13,9 0,9 22,0 0,9 16,0-0,50 3, FEE m-si 18,9 1,2 22,8 1,2 16,0-0,50 2, FEE-5-12 m-si 4,6 0,3 22,0 0,3 16,0-0,50 9, FEE-7-12 m-si 6,9 0,5 22,0 0,4 16,0-0,50 6, Gaia Solar GS 52p m-si 52,0 3,7 20,6 3,3 16,0-0,50 0, GS 56p m-si 55,9 3,7 20,8 3,5 16,2-0,50 0, GS 60p m-si 59,9 4,0 21,0 3,7 16,4-0,50 0, GS 64p m-si 63,9 4,3 21,2 3,9 16,6-0,50 0, GS 68p m-si 68,0 4,5 21,4 4,1 16,8-0,50 0, GS 71p m-si 71,4 4,8 21,6 4,2 17,0-0,50 0, GS 75p m-si 75,2 4,9 21,8 4,4 17,1-0,50 0, GS 80p m-si 80,1 5,1 22,0 4,6 17,3-0,50 0, GSS 85 p p-si 85,1 5,3 22,2 4,9 17,5-0,50 0, Gamesa GS-1001 m-si 99,9 6,5 21,6 5,7 17,4-0,50 0, GS-1051 m-si 104,9 6,5 21,6 6,0 17,4-0,36 0, GS-1101 m-si 110,0 6,8 21,6 6,3 17,4-0,36 0, GS-1601 m-si 159,9 9,8 21,6 9,2 17,4-0,36 0, GS-1611 m-si 161,0 9,8 21,6 9,3 17,4-0,50 0, GS-1651 m-si 165,010,1 21,6 9,5 17,4-0,50 0, GS-501 m-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,4-0,50 0, GS-551 m-si 55,0 3,4 21,6 3,2 17,4-0,50 0, GB Sol GB Sol 115 m-si 114,8 7,7 22,0 6,6 17,4-0,43 0, GB Sol 120 m-si 122,1 8,1 20,0 7,4 16,5-0,43 0, GB Sol 60 m-si 61,2 3,8 22,0 3,4 18,0-0,43 0, GB Sol 65 m-si 63,0 3,9 22,0 3,5 18,0-0,43 0, GB Sol 70 m-si 69,0 4,1 22,0 3,8 18,4-0,43 0,

317 306 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B GB Sol GBS 120 m-si 125,1 7,6 22,0 7,0 18,0-0,50 0, GE Energy GEPV-030-M m-si 30,2 2,0 21,4 1,8 16,8-0,50 1, GEPV-055-G m-si 55,4 7,5 10,4 6,6 8,4-0,50 0, GEPV-065-M m-si 65,2 4,4 20,5 4,0 16,3-0,50 0, GEPV-070-M m-si 70,1 4,6 21,2 4,2 16,7-0,50 0, GEPV-100-M m-si 99,8 7,1 20,6 6,2 16,1-0,50 0, GEPV-110-M m-si 110,2 7,4 21,2 6,6 16,7-0,50 0, GEPV-165-M m-si 165,0 7,4 32,0 6,6 25,0-0,50 0, GEPVp-130-M p-si 131,3 8,0 21,8 7,5 17,5-0,50 0, GEPVp-185-M p-si 184,3 7,8 32,3 7,2 25,6-0,50 0, GEPVp-200-M p-si 199,9 8,1 32,9 7,6 26,3-0,50 0, Gebrüder Laumans Solar-Dachziegel Typ Rheinland m-si 5,0 3,8 1,8 3,3 1,5-0,50 0, Solar-Dachziegel Typ Tiefa-XL m-si 5,0 3,8 1,8 3,3 1,5-0,50 0, Göbel Solar GS 1155 F m-si 114,6 4,7 30,6 4,4 25,8-0,50 0, GPV GPV 102 W /24V p-si 102,0 3,2 43,0 3,0 34,0-0,50 1, GPV 102P p-si 102,0 6,4 21,5 6,0 17,0-0,50 0, GPV 102PT-12 p-si 102,0 6,4 21,5 6,0 17,0-0,50 0, GPV 110 ME m-si 109,8 3,7 43,3 3,2 34,2-0,50 2, GPV 120W-12V p-si 120,1 7,5 22,1 6,9 17,4-0,50 0, GPV 140W-14V p-si 139,9 7,5 24,3 6,9 20,3-0,50 0, GPV 150W-14V p-si 150,0 8,1 24,5 7,5 20,1-0,50 0, GPV 155 W /24Vm m-si 156,5 5,3 42,1 4,7 33,3-0,50 0, GPV 155 W /24Vp p-si 154,0 4,7 43,3 4,4 35,0-0,50 0, GPV 160W-C-24V m-si 159,9 5,2 43,5 4,8 33,6-0,50 0, GPV 165 W /24Vm m-si 165,1 5,3 43,3 4,8 34,4-0,50 0, GPV 165 W /24Vp p-si 163,3 5,1 43,2 4,6 35,5-0,50 0, GPV 170W-C-24V m-si 170,0 5,4 44,3 5,0 34,0-0,50 0, GPV 175 W /24Vm m-si 174,9 5,3 44,8 4,9 35,7-0,50 0, GPV 175 W /24Vp p-si 176,4 5,3 44,2 4,9 36,0-0,50 0, GPV 180W-C-24V m-si 180,1 5,6 44,8 5,1 35,1-0,50 0, GPV 185W-C-24V m-si 185,0 5,6 45,0 5,2 35,7-0,50 0, GPV 51W m-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0, GPV 55 ME m-si 55,1 3,7 21,7 3,2 17,5-0,50 0, GPV 75W m-si 75,0 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0, GPV 85W m-si 85,1 5,2 21,5 4,9 17,5-0,50 0, GPV110ME1998 m-si 109,8 3,7 43,3 3,2 34,2-0,50 2, GPV120P-12 p-si 120,2 8,1 20,9 7,2 16,7-0,50 0, GPV120PXE12 p-si 120,2 8,1 20,8 7,2 16,7-0,50 0, GPV150P-12 p-si 149,6 9,7 21,5 8,8 17,0-0,50 0, GPV150PCR80XII p-si 149,6 4,7 43,0 4,4 34,0-0,50 0, GPV160M-12 m-si 160,0 9,8 21,6 9,0 17,7-0,50 0, GPV160M-R-12 m-si 160,0 9,8 21,6 9,0 17,7-0,50 0, GPV160PCR80XII m-si 159,6 4,9 43,2 4,5 35,3-0,50 0, GPV51PT m-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0, GPV55M m-si 55,1 3,7 21,4 3,2 17,5-0,50 0, GPV60P m-si 60,1 4,0 20,8 3,6 16,7-0,50 0, GPV60PXE-MP1 m-si 60,1 4,0 20,8 3,6 16,7-0,50 0,

318 A.2 Solargenerator 307 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B GPV GPV75M-PCR80 m-si 76,8 4,8 21,6 4,3 17,7-0,50 0, GPV75PX m-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0, Grammer Solar ESGM 160/155 m-si 158,2 4,9 41,4 4,4 35,7-0,50 0, ESGM 160/160 m-si 162,2 4,9 43,4 4,5 35,8-0,50 0, ESGM 160/165 m-si 166,3 5,0 44,6 4,6 36,0-0,50 0, ESGM 160/170 m-si 172,4 5,1 44,8 4,8 36,3-0,50 0, ESGM 160/175 m-si 175,4 5,2 44,9 4,8 36,4-0,50 0, ESGM 160/180 m-si 180,3 5,3 44,8 4,9 37,1-0,50 0, ESGM 160/185 m-si 185,7 5,6 44,8 5,1 36,4-0,50 0, ESGP 50/170 p-si 171,6 7,5 30,0 7,0 24,4-0,43 0, ESGP 50/175 p-si 174,3 7,4 30,1 7,1 24,7-0,43 0, Granit Systems Solar Freestyle 128 a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,22 6, Solar Freestyle 128 d a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6, Solar Freestyle 256 a-si(1) 257,4 4,8 95,2 3,9 66,0-0,21 12, Solar Freestyle 64 a-si(1) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Solar Frontstyle 64 a-si(1) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, GSS GSS-PV-162 m-si 162,6 5,4 43,9 4,7 34,6-0,34 1, GSS-PV-216 m-si 216,7 5,4 58,5 4,7 46,1-0,34 1, GSS-PV-293 m-si 293,3 5,4 79,3 4,7 62,4-0,34 2, ZER 175GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 174,7 8,3 29,7 7,3 24,1-0,44 0, ZER 180GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 180,1 8,3 30,0 7,4 24,5-0,44 0, ZER 185GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 185,3 8,4 30,2 7,5 24,7-0,44 0, ZER 185GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 184,8 7,8 31,1 7,2 25,6-0,32 0, ZER 190GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 190,3 8,5 30,3 7,6 25,0-0,44 0, ZER 195GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 194,8 8,5 30,5 7,7 25,3-0,44 0, ZER 202GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 201,8 8,7 30,6 8,0 25,1-0,51 0, ZER 210GEF-60P-6(+)Z-F(L) p-si 210,0 7,6 36,9 6,9 30,5-0,43 0, ZER 216GEF-60P-6(+)Z-F(L) p-si 216,0 7,7 37,1 7,0 30,9-0,43 0, ZER 222GEF-60P-6(+)Z-F(L) m-si 222,0 7,8 37,3 7,1 31,3-0,43 0, ZRE 160GEF-72P-5Z-F p-si 167,4 4,9 43,5 4,6 36,4-0,50 0, ZRE 165GEF-72P-5Z-F p-si 161,6 4,8 43,3 4,5 35,9-0,50 0, ZRE 170GEF-72P-5Z-F p-si 169,9 5,1 44,1 4,8 35,4-0,43 0, ZRE 175GEF-27P-5Z-F p-si 175,3 5,1 44,8 4,9 36,0-0,43 0, ZRE 180GEF-72M-5/-F, Black ex. m-si 183,5 5,4 44,8 5,0 36,7-0,34 0,

319 308 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B GSS ZRE 185GEF-80P-5Z-F p-si 184,2 9,8 24,2 9,1 20,2-0,50 0, ZRE 224GEF-96P-5Z-F(L) p-si 224,5 5,0 58,9 4,6 48,9-0,37 0, ZRE 230GEF-96P-5Z-F m-si 230,410,2 29,4 9,6 24,0-0,50 0, ZRE 270GEF-80P-6Z-F(L) p-si 270,4 7,2 49,3 6,8 40,0-0,43 0, ZRE165GEF-72P-5Z-F p-si 165,6 5,1 43,8 4,6 36,0-0,43 0, ZRE168GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 168,6 7,5 30,6 6,8 24,8-0,43 0, ZRE168GEF-72P-57-F p-si 168,1 4,9 43,8 4,7 36,0-0,43 0, ZRE173GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 172,5 7,5 30,7 6,9 25,0-0,43 0, ZRE175GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 174,7 8,3 29,7 7,3 24,1-0,43 0, ZRE180GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 179,6 7,7 31,0 7,1 25,3-0,43 0, ZRE180GEF-72P-5Z-F m-si 179,8 5,4 44,7 4,9 36,7-0,34 0, ZRE190GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 190,8 8,5 30,3 7,6 25,1-0,52 0, GS-Solar GS-40D39D a-si(2) 40,0 1,1 62,0 0,9 46,0-0,22 35, GS-40E a-si(2) 40,0 1,1 62,0 0,9 46,0-0,22 35, GS-40S a-si(2) 40,0 1,1 62,0 0,9 46,0-0,22 35, GS-43D39D a-si(2) 43,2 1,2 63,0 0,9 47,0-0,22 32, GS-43E a-si(2) 43,2 1,2 63,0 0,9 47,0-0,22 32, GS-43S a-si(2) 43,2 1,2 63,0 0,9 47,0-0,22 32, GS-44D39D a-si(2) 44,2 1,2 63,0 0,9 47,0-0,22 30, GS-46S a-si(2) 46,1 1,2 63,5 1,0 48,0-0,22 28, GS-50S a-si(2) 49,7 1,4 60,0 1,1 44,0-0,22 22, Guofei Energy GFM100P-100 p-si 99,9 6,7 21,2 5,8 17,2-0,50 0, GFM100P-105 p-si 104,9 7,1 21,2 6,1 17,2-0,50 0, GFM100P-110 p-si 110,1 7,3 21,5 6,3 17,5-0,50 0, GFM100P-115 p-si 115,0 7,6 21,5 6,6 17,5-0,50 0, GFM100P-120 p-si 120,0 7,9 21,6 6,8 17,6-0,50 0, GFM120P-110 p-si 110,1 7,4 21,2 6,4 17,2-0,50 0, GFM120P-115 p-si 115,1 7,8 21,2 6,7 17,2-0,50 0, GFM120P-120 p-si 120,1 8,0 21,5 6,9 17,5-0,50 0, GFM120P-125 p-si 125,0 8,3 21,5 7,1 17,5-0,50 0, GFM120P-130 p-si 130,1 8,6 21,6 7,4 17,6-0,50 0, GFM m-si 130,0 8,6 21,5 7,6 17,2-0,50 0, GFM m-si 135,0 9,0 21,5 7,9 17,2-0,50 0, GFM m-si 140,0 9,2 21,7 8,0 17,5-0,50 0, GFM m-si 145,0 9,5 21,8 8,2 17,6-0,50 0, GFM m-si 150,0 9,8 21,8 8,5 17,6-0,50 0, GFM160P-150 p-si 150,0 5,0 43,2 4,4 34,4-0,50 0, GFM160P-155 p-si 155,1 5,1 43,2 4,5 34,4-0,50 0, GFM160P-160 p-si 159,9 5,3 43,4 4,6 34,6-0,50 0,

320 A.2 Solargenerator 309 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Guofei Energy GFM160P-165 p-si 165,0 5,4 43,4 4,8 34,6-0,50 0, GFM160P-170 p-si 169,9 5,6 43,4 4,9 34,6-0,50 0, GFM m-si 159,8 5,1 43,4 4,6 34,9-0,50 0, GFM m-si 165,1 5,3 43,4 4,7 34,9-0,50 0, GFM m-si 170,0 5,4 43,4 4,9 34,9-0,50 0, GFM m-si 174,9 5,5 43,6 5,0 35,2-0,50 0, GFM m-si 179,9 5,5 43,6 5,1 35,2-0,50 0, GFM m-si 185,2 5,7 43,6 5,3 35,2-0,50 0, GFM m-si 190,1 5,8 43,6 5,4 35,2-0,50 0, GFM (48pcs) m-si 161,0 7,7 29,0 7,0 23,1-0,50 0, GFM (72pcs) m-si 160,0 5,1 44,0 4,6 35,0-0,50 0, GFM (72pcs) m-si 164,9 5,4 44,0 4,7 35,0-0,50 0, GFM (48pcs) m-si 170,1 7,9 29,3 7,3 23,2-0,50 0, GFM (72pcs) m-si 169,8 5,4 44,4 4,8 35,6-0,50 0, GFM (72pcs) m-si 174,7 5,4 44,6 4,9 35,8-0,50 0, GFM (48pcs) m-si 179,6 8,1 29,6 7,7 23,3-0,50 0, GFM (72pcs) m-si 180,0 5,5 44,8 5,0 36,0-0,50 0, GFM (72pcs) m-si 185,0 5,5 44,8 5,1 36,2-0,50 0, GFM (48pcs) m-si 190,0 8,3 29,8 8,0 23,9-0,50 0, GFM (72pcs) m-si 189,3 5,6 44,8 5,2 36,4-0,50 0, GFM (48pcs) m-si 199,9 8,5 30,2 8,1 24,8-0,50 0, GFM180P-160 p-si 160,3 7,9 29,3 7,3 21,9-0,50 0, GFM180P-170 p-si 169,7 8,1 29,6 7,6 22,3-0,50 0, GFM180P-180 p-si 179,7 8,3 29,6 8,0 22,6-0,50 0, GFM180P-190 p-si 189,9 8,3 29,7 8,0 23,8-0,50 0, GFM m-si 190,0 7,8 33,2 7,3 26,2-0,50 0, GFM m-si 199,9 8,1 33,6 7,6 26,2-0,50 0, GFM m-si 209,9 8,3 33,6 8,0 26,4-0,50 0, GFM m-si 219,5 8,4 33,7 8,0 27,5-0,50 0, GFM m-si 229,7 8,5 34,2 8,1 28,5-0,50 0, GFM200P-180 p-si 180,1 7,7 32,7 7,0 25,8-0,50 0, GFM200P-190 p-si 190,1 7,9 33,0 7,3 26,0-0,50 0, GFM200P-200 p-si 199,9 8,1 33,4 7,6 26,2-0,50 0, GFM200P-210 p-si 209,9 8,3 33,6 8,0 26,4-0,50 0, GFM200P-220 p-si 220,0 8,4 33,8 8,1 27,3-0,50 0, GFM210P-190 p-si 189,9 7,6 35,8 6,6 28,6-0,50 0, GFM210P-200 p-si 199,9 8,0 35,8 7,0 28,6-0,50 0, GFM210P-210 p-si 210,0 8,3 36,0 7,3 28,8-0,50 0, GFM210P-220 p-si 220,0 8,7 36,0 7,6 28,8-0,50 0, GFM210P-230 p-si 230,1 9,1 36,0 8,0 28,8-0,50 0, GFM220P-200 p-si 199,6 7,7 36,5 7,0 28,6-0,50 0, GFM220P-210 p-si 210,0 7,9 36,5 7,2 29,0-0,50 0, GFM220P-220 p-si 219,8 8,1 37,0 7,5 29,5-0,50 0, GFM220P-230 p-si 230,4 8,2 37,0 7,7 29,8-0,50 0, GFM220P-240 p-si 240,1 8,3 37,2 8,0 30,2-0,50 0, GFM m-si 199,9 8,0 35,8 6,9 28,8-0,50 0, GFM (96pcs) m-si 199,7 5,1 59,0 4,6 43,6-0,50 2, GFM m-si 210,0 8,4 35,8 7,3 28,8-0,50 0, GFM (96pcs) m-si 210,0 5,2 59,2 4,7 44,3-0,50 1, GFM m-si 220,0 8,4 36,2 7,6 29,1-0,50 0, GFM (96pcs) m-si 220,1 5,4 59,2 4,9 45,2-0,50 1, GFM m-si 229,9 8,8 36,2 7,9 29,1-0,50 0, GFM (96pcs) m-si 230,1 5,5 59,5 5,0 46,4-0,50 1,

321 310 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Guofei Energy GFM m-si 239,9 9,2 36,3 8,2 29,4-0,50 0, GFM (96pcs) m-si 239,7 5,5 59,5 5,1 46,9-0,50 1, GFM m-si 249,9 9,6 36,3 8,5 29,4-0,50 0, GFM260P-240 p-si 240,1 7,7 43,6 7,0 34,4-0,50 0, GFM260P-250 p-si 250,2 7,9 43,8 7,2 34,6-0,50 0, GFM260P-260 p-si 260,0 8,1 44,0 7,5 34,8-0,50 0, GFM260P-270 p-si 269,9 8,2 44,5 7,7 35,0-0,50 0, GFM260P-280 p-si 279,8 8,3 44,8 8,0 35,2-0,50 0, GFM m-si 249,8 7,8 44,0 7,2 34,7-0,50 0, GFM m-si 260,1 8,6 43,0 7,6 34,4-0,50 0, GFM m-si 270,0 9,0 43,0 7,9 34,4-0,50 0, GFM m-si 279,9 9,2 43,4 8,0 34,9-0,50 0, GFM m-si 290,0 9,5 43,6 8,2 35,2-0,50 0, GFM m-si 299,9 9,8 43,6 8,5 35,2-0,50 0, GFM80-80 m-si 80,0 5,1 21,7 4,6 17,5-0,50 0, GFM80-85 m-si 85,1 5,4 21,7 4,9 17,5-0,50 0, GFM80-90 m-si 89,9 5,5 21,8 5,1 17,6-0,50 0, GFM80P-75 p-si 75,0 4,9 21,7 4,4 17,2-0,50 0, GFM80P-80 p-si 80,0 5,3 21,7 4,7 17,2-0,50 0, GFM80P-85 p-si 85,0 5,6 21,7 4,9 17,2-0,50 0, GWU Solar MAP 100 m-si 96,7 6,5 21,2 5,6 17,2-0,50 0, MAP 140 p-si 140,2 4,6 42,6 4,1 34,2-0,44 0, MAP 150 p-si 150,5 4,8 43,2 4,3 35,0-0,44 0, MAP 160 p-si 159,8 4,9 44,0 4,5 35,5-0,44 0, SH-M 175 m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,50 0, SH-P 160 p-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,50 0, Sunline MA 25 m-si 24,9 1,6 21,3 1,5 17,2-0,50 1, Sunline MAP 50 m-si 50,5 3,2 21,6 2,9 17,4-0,50 0, Sunline MAP 75 m-si 75,3 4,8 21,5 4,3 17,5-0,50 0, Hareon HR-160W/24V m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,37 0, HR-165W/24V m-si 165,3 5,1 43,6 4,8 34,8-0,37 0, HR-170W/24V m-si 170,0 5,1 44,0 4,8 35,2-0,37 0, HR-175W/24V m-si 174,8 5,2 44,4 4,9 35,6-0,37 0, HR-180W/24V m-si 179,0 5,3 44,8 5,0 35,8-0,37 0, HR-185W/24V m-si 185,0 5,4 45,0 5,1 36,0-0,37 0, HR-190W/18V p-si 190,1 6,9 36,0 6,6 28,8-0,37 0, HR-195W/18V p-si 195,3 7,1 36,1 6,8 28,8-0,37 0, HR-200W/18V p-si 200,0 7,3 36,2 6,9 28,9-0,37 0, HR-205W/18V p-si 204,9 7,5 36,3 7,1 28,9-0,37 0, HR-210W/18V p-si 210,0 7,7 36,3 7,2 29,0-0,37 0, HR-215W/18V p-si 215,3 7,8 36,3 7,4 29,1-0,37 0, HR-220W/18V p-si 219,9 8,0 36,3 7,5 29,2-0,37 0, HR-230W/24V p-si 230,2 6,9 43,2 6,7 34,3-0,37 0, HR-235W/24V p-si 235,0 7,1 43,3 6,8 34,4-0,37 0, HR-240W/24V p-si 240,1 7,3 43,4 7,0 34,5-0,37 0, HR-245W/24V p-si 245,0 7,4 43,5 7,1 34,6-0,37 0, HR-250W/24V p-si 249,8 7,5 43,6 7,2 34,7-0,37 0, HR-255W/24V p-si 255,1 7,7 43,7 7,3 34,8-0,37 0, HR-260W/24V p-si 260,1 7,7 43,8 7,4 35,0-0,37 0, HR-265W/24V p-si 265,1 7,7 43,9 7,5 35,2-0,37 0,

322 A.2 Solargenerator 311 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Heckert HS 115 p-si 114,6 7,3 22,0 6,7 17,1-0,50 0, HS 120 p-si 120,8 7,4 22,1 6,9 17,5-0,50 0, HS 125 p-si 124,6 7,4 22,3 7,0 17,8-0,50 0, HS 55 p-si 54,7 3,6 21,4 3,2 17,1-0,50 0, HS 60 p-si 59,2 3,6 21,5 3,4 17,4-0,50 0, HSL 125 p-si 124,4 7,6 22,0 7,2 17,4-0,50 0, HSL 130 p-si 130,2 8,0 22,2 7,4 17,6-0,50 0, HSL 135 p-si 132,5 8,1 22,5 7,4 17,9-0,50 0, HSL-ML 135 m-si 135,0 8,1 22,1 7,7 17,7-0,50 0, HSL-ML 140 m-si 139,5 8,2 22,4 7,8 18,0-0,50 0, HS-ML 130 m-si 130,1 8,0 21,9 7,5 17,3-0,50 0, HS-ML 135 m-si 134,9 8,1 22,1 7,7 17,6-0,50 0, HS-ML 145 m-si 145,0 8,3 22,7 7,8 18,5-0,50 0, HS-PL 125 p-si 124,4 7,6 22,0 7,2 17,4-0,50 0, HS-PL 130 p-si 130,2 8,0 22,2 7,4 17,6-0,50 0, HS-PL 135 p-si 134,6 8,0 22,3 7,5 18,0-0,50 0, HS-PL 140 p-si 140,0 8,1 22,5 7,7 18,3-0,50 0, HS-PL 145 p-si 145,1 8,3 22,6 7,8 18,6-0,50 0, HS-PXL-190 p-si 190,1 8,2 31,8 7,7 24,7-0,50 0, HS-PXL-195 p-si 195,0 8,3 32,3 7,8 25,1-0,50 0, HS-PXL-200 p-si 199,9 8,3 32,7 7,8 25,6-0,50 0, HS-PXL-205 p-si 204,9 8,4 33,2 7,9 26,1-0,50 0, HS-PXL-210 p-si 210,0 8,4 33,7 7,9 26,6-0,50 0, HS-PXL-215 p-si 214,9 8,5 34,1 8,0 27,0-0,50 0, Heisterholz Müritz-Solar-Ziegel m-si 30,0 3,7 10,9 3,5 8,6-0,50 0, Heizmann HSE-ES-110W-12 p-si 110,0 7,7 21,8 7,2 15,4-0,50 0, HSE-ES-115W-12 p-si 115,2 7,5 21,8 6,9 16,7-0,50 0, HSE-ES-120W-12 p-si 120,2 7,7 21,8 7,2 16,7-0,50 0, HSE-ES-125W-12 p-si 125,3 8,1 21,8 7,6 16,6-0,50 0, HSE-ES-130W-12 p-si 130,1 8,4 21,8 7,8 16,7-0,50 0, HSE-ES-135W-12 p-si 135,1 8,6 21,8 8,1 16,7-0,50 0, HSE-ES-140W-12 p-si 135,1 8,6 21,8 8,1 16,7-0,50 0, HSE-ES-190W-29 p-si 190,0 8,0 36,2 7,4 25,5-0,50 0, HSE-ES-195W29 p-si 201,0 8,0 36,2 7,3 27,5-0,50 0, HSE-ES-200W-29 p-si 201,0 8,0 36,2 7,3 27,5-0,50 0, HSE-ES-205W-29 p-si 201,0 8,0 36,2 7,3 27,5-0,50 0, HSE-ES-210W-29 p-si 210,5 8,0 36,0 7,6 27,7-0,50 0, HSE-SL-175W-24 m-si 174,9 5,7 43,9 5,1 34,3-0,50 0, Helios H 1000 m-si 100,2 6,7 21,0 6,0 16,7-0,50 0, H W m-si 100,0 6,9 21,0 6,1 16,5-0,50 0, H W m-si 90,1 6,1 20,9 5,5 16,5-0,50 0, H W m-si 110,0 7,2 21,0 6,5 17,0-0,50 0, H W m-si 120,0 7,9 21,0 7,1 17,0-0,50 0, H 1500, 130W m-si 130,1 8,5 21,0 7,7 17,0-0,50 0, H W m-si 139,9 9,2 23,0 7,9 17,8-0,50 0, H W m-si 149,9 9,9 23,0 8,4 17,8-0,50 0, H 1540,130W m-si 130,2 8,2 22,6 7,5 17,4-0,50 0, H 1540,135W m-si 135,0 8,5 22,7 7,8 17,4-0,50 0, H 200 m-si 20,0 1,4 20,5 1,2 16,5-0,50 1, H W m-si 20,0 1,4 20,5 1,2 16,5-0,50 1,

323 312 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Helios H 250 m-si 25,0 1,6 21,5 1,4 18,0-0,50 1, H W m-si 34,8 2,4 20,5 2,1 16,5-0,50 0, H W m-si 39,9 2,7 20,5 2,4 16,5-0,50 0, H 50 m-si 50,1 3,3 21,5 2,9 17,5-0,50 0, H 500 m-si 54,9 3,7 20,9 3,3 16,9-0,50 0, H W m-si 50,0 3,5 20,8 3,0 16,7-0,50 0, H W m-si 55,0 3,8 20,9 3,3 16,7-0,50 0, H 750, 55W m-si 55,0 3,5 21,6 3,2 17,3-0,50 0, H 750, 65W m-si 65,0 4,2 21,6 3,8 17,3-0,50 0, H 750, 75W m-si 74,9 4,8 21,6 4,3 17,3-0,50 0, H 800 m-si 79,9 5,4 20,9 4,7 17,0-0,50 0, H 800 A m-si 79,9 5,4 20,9 4,7 17,0-0,50 0, H 800 X m-si 75,2 5,1 20,9 4,5 16,9-0,50 0, H 900, 85W m-si 85,0 5,5 21,0 5,0 17,0-0,50 0, H 900, 90W m-si 90,2 6,2 20,7 5,4 16,7-0,50 0, HelioSphera HS-110 a-si/c-si109,91,4130,0 1,1 102,7-0,32 48, HS-115 a-si/c-si115,01,4130,0 1,1 102,7-0,32 43, HS-120 a-si/c-si120,21,4130,0 1,2 102,7-0,32 29, HS-125 a-si/c-si125,31,4130,0 1,2 102,7-0,32 16, HS-130 a-si/c-si130,41,4130,0 1,3 102,7-0,32 10, Hitachi Engineering & Services Co., Ltd. (HESCO) HBM48 m-si 95,9 5,0 27,5 4,5 21,3-0,50 0, Hoesch Thyssen Krupp Solartec 128W a-si(3) 128,0 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6, Solartec 136W a-si(1) 135,3 5,1 46,2 4,1 33,0-0,21 5, Solartec 28W m-si 27,9 1,2 43,2 0,9 30,0-0,50 24, Solartec 32W a-si(3) 32,0 2,4 23,8 1,9 16,5-0,21 6, Solartec 64W a-si(3) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Solartec 64W horiz. a-si(3) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Solartec 68W a-si(1) 67,7 5,1 23,1 4,1 16,5-0,21 2, Solartec -design (L) a-si(3) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6, Solartec-H 1999 m-si 29,7 3,1 15,0 2,7 11,0-0,50 1, Solartec-L1,40 m-si 32,2 5,6 10,0 4,6 7,0-0,50 1, Solartec-L2,60 m-si 64,4 5,6 20,0 4,6 14,0-0,50 2, Solartec-style (H) m-si 68,1 5,1 23,1 4,1 16,5-0,50 2, Iatso ITS 170 M572 m-si 170,4 5,2 44,3 4,8 35,5-0,45 0, ITS 170 P648 p-si 170,4 7,9 29,1 7,4 23,0-0,50 0, ITS 175 M572 m-si 176,3 5,2 44,5 4,8 36,7-0,45 0, ITS 175 P648 p-si 175,1 8,0 29,3 7,5 23,4-0,50 0, ITS 180 M572 m-si 180,3 5,4 44,6 4,9 36,7-0,45 0, ITS 180 P648 p-si 180,2 8,2 29,5 7,6 23,7-0,50 0, ITS 200 P660 p-si 187,0 7,3 36,1 6,8 27,6-0,50 0, ITS 210 P660 p-si 210,6 7,7 36,2 7,6 27,7-0,50 0, ITS 220 M660 m-si 219,1 8,2 36,8 7,7 28,6-0,50 0, ITS 220 P660 p-si 214,9 8,0 36,3 7,7 27,8-0,50 0, ITS 225 P660 p-si 225,4 8,4 36,6 7,9 28,6-0,50 0, ITS 230 M660 m-si 225,1 8,5 37,3 7,8 28,8-0,50 0, IBC 230M ET-Megaline m-si 230,5 8,5 36,3 7,9 29,1-0,50 0, IBC-110S Megaline p-si 109,9 7,4 20,6 6,7 16,4-0,40 0, IBC-120 Megaline p-si 119,6 7,7 21,0 7,1 16,8-0,40 0,

324 A.2 Solargenerator 313 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B IBC IBC-120S Megaline p-si 119,6 7,7 21,0 7,1 16,8-0,40 0, IBC-120SE p-si 120,6 7,8 21,9 6,7 18,0-0,40 0, IBC-123S Megaline p-si 123,2 7,5 22,1 7,0 17,6-0,40 0, IBC-125SG m-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,50 0, IBC-155S Megaline p-si 155,1 4,8 44,2 4,4 35,0-0,40 0, IBC-160P p-si 160,1 7,8 28,4 7,0 22,8-0,50 0, IBC-160S Megaline p-si 160,2 7,7 28,0 7,1 22,5-0,40 0, IBC-162P p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,40 0, IBC-165P p-si 165,0 5,3 43,1 4,8 34,6-0,40 0, IBC-167P p-si 167,1 5,4 43,1 4,8 34,6-0,40 0, IBC-170P p-si 170,1 8,3 28,9 7,5 22,8-0,40 0, IBC-175M m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,50 0, IBC-180M m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,50 0, IBC-185M m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,50 0, IBC-190 Megaline p-si 190,1 8,8 28,8 7,9 24,0-0,40 0, IBC-200 Megaline p-si 200,4 9,2 29,0 8,3 24,2-0,40 0, IBC-200S Megaline p-si 200,2 7,3 36,8 6,8 29,4-0,40 0, IBC-205S p-si 204,0 7,6 36,6 6,8 30,0-0,40 0, IBC-205S Megaline p-si 205,2 7,6 36,6 6,8 30,0-0,40 0, IBC-205SE p-si 205,2 7,6 36,6 6,8 30,0-0,40 0, IBC-205SG p-si 204,0 7,6 36,6 6,8 30,0-0,40 0, IBC-205TAMegaline p-si 205,2 7,8 35,9 6,8 30,0-0,40 0, IBC-205TE p-si 205,2 7,8 35,9 6,8 30,0-0,40 0, IBC-215S p-si 216,0 7,8 36,8 7,2 30,0-0,40 0, IBC-215S Megaline p-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,40 0, IBC-215SE p-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,40 0, IBC-215TA Megaline p-si 215,1 8,0 36,2 7,2 30,0-0,40 0, IBC-215TE p-si 215,1 8,0 36,2 7,2 30,0-0,40 0, IBC-215TS Megaline p-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,40 0, IBC-220 M Megaline m-si 220,2 7,6 37,3 7,3 30,0-0,40 0, IBC-220 Megaline p-si 220,210,0 29,1 9,1 24,2-0,40 0, IBC-220S Megaline p-si 220,210,0 29,1 9,1 24,2-0,40 0, IBC-220TA Megaline p-si 220,2 8,4 36,5 7,7 28,6-0,40 0, IBC-220TS Megaline p-si 220,2 8,4 36,5 7,7 28,6-0,40 0, IBC-225M m-si 225,1 8,1 37,3 7,4 30,5-0,40 0, IBC-225M Megaline m-si 225,1 8,1 37,3 7,4 30,5-0,40 0, IBC-52 Megaline p-si 52,0 3,7 20,6 3,2 16,5-0,50 0, IBC-52S Megaline p-si 52,1 3,3 21,5 3,1 16,8-0,50 0, IBC-75S Megaline p-si 74,9 4,8 21,5 4,5 16,8-0,50 0, IBC-80 Megaline p-si 80,1 5,1 21,0 4,7 17,0-0,38 0, IBC-80S Megaline p-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,38 0, IBC-M 220Megaline m-si 220,2 7,6 37,3 7,3 30,0-0,43 0, K 54 a-si(1) 53,9 1,1 85,0 0,9 62,0-0,19 52, K 58 a-si(1) 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,19 36, Kaneka K120-H a-si(1) 120,6 2,4 92,0 1,8 67,0-0,19 26, Kaneka K120-V a-si(1) 120,6 2,4 92,0 1,8 67,0-0,19 26, Kaneka K60 a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,19 53, Kaneka K75 m-si 75,0 1,4 92,0 1,1 67,0-0,50 41, ND-Q0 E 6B p-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,40 0, NE-Q5 E 2B p-si 165,0 5,6 43,1 4,8 34,6-0,40 1, STP-145S m-si 145,2 4,6 42,0 4,3 34,0-0,50 0, ICP Solar Solar Roof Element a-si(2) 3,2 2,5 2,3 1,9 1,7-0,20 0,

325 314 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Imerys Solardachziegel p-si 50,0 3,2 21,5 2,9 17,0-0,50 0, Inpro Solar SM 1-0,5 m-si 1,9 0,2 22,5 0,1 14,5-0,50 95, SM 1-1 m-si 3,9 0,3 22,5 0,3 14,5-0,50 43, SM 1-1,5 m-si 6,1 0,5 22,5 0,4 14,5-0,50 20, SM 1-3 m-si 12,2 1,0 22,5 0,8 14,5-0,50 11, Intersolar Limited B103D m-si 4,1 0,4 23,0 0,3 15,0-0,50 48, B103W m-si 3,8 0,4 23,0 0,3 15,0-0,50 42, B104D m-si 6,5 0,6 23,0 0,4 15,0-0,50 35, B104W m-si 5,4 0,6 23,0 0,4 15,0-0,50 27, B107D m-si 12,0 0,9 23,0 0,8 15,0-0,50 8, B108W m-si 14,0 1,2 23,0 0,9 15,0-0,50 16, Isofoton I-05 m-si 5,0 0,4 19,2 0,3 15,5-0,50 20, I-10 m-si 10,1 0,8 21,6 0,6 17,4-0,40 11, I-100/12 m-si 99,9 6,5 21,6 5,7 17,4-0,40 0, I-100/24 m-si 99,9 3,3 43,2 2,9 34,8-0,40 1, I-106/12 m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,38 0, I-106/24 m-si 106,1 3,3 43,2 3,1 34,8-0,40 1, I-106/24 InDach m-si 106,1 3,3 43,2 3,1 34,8-0,38 1, I-106/24 MC m-si 106,1 3,3 43,2 3,1 34,8-0,38 1, I-110/12 m-si 110,0 6,8 21,6 6,3 17,4-0,38 0, I-110/24 m-si 110,0 3,4 43,2 3,2 34,8-0,36 1, I-130/12 m-si 130,1 8,9 21,6 7,5 17,3-0,40 0, I-130/24 m-si 130,1 4,5 43,2 3,8 34,6-0,40 1, I-140S/12 m-si 140,1 8,9 21,6 8,1 17,3-0,40 0, I-140S/24 m-si 140,1 4,5 43,2 4,1 34,6-0,40 0, I-150 m-si 149,8 9,8 21,6 8,6 17,4-0,50 0, I-150 InDach m-si 150,0 9,2 21,6 8,6 17,4-0,40 0, I-150/12 S MC m-si 150,2 9,3 21,6 8,7 17,3-0,40 0, I-150S/12 m-si 150,5 8,9 21,6 8,7 17,3-0,40 0, I-150S/24 m-si 150,5 4,5 43,2 4,4 34,6-0,40 0, I-159 m-si 159,2 9,8 21,6 9,2 17,4-0,38 0, I-159 In Dach m-si 159,0 9,9 21,6 9,1 17,4-0,50 0, I-159 MC m-si 159,2 9,8 21,6 9,2 17,4-0,50 0, I-160 InDach m-si 160,1 9,9 21,6 9,2 17,4-0,38 0, I-165 m-si 165,010,1 21,6 9,5 17,4-0,36 0, I-200S m-si 200,5 4,5 57,6 4,4 46,1-0,40 1, I-22 m-si 21,9 1,6 21,6 1,3 17,4-0,40 6, I-22 C m-si 21,9 1,6 21,6 1,3 17,4-0,50 6, I-36 m-si 36,1 2,2 21,6 2,1 17,2-0,40 0, I-47 m-si 47,0 3,3 19,8 2,9 16,0-0,40 0, I-5 m-si 5,0 0,4 19,2 0,3 15,5-0,40 20, I-50 m-si 49,9 3,3 21,6 2,9 17,4-0,40 0, I-50Sx/12 m-si 150,5 8,9 21,6 8,7 17,3-0,40 0, I-50Sx/24 m-si 150,5 4,5 43,2 4,4 34,6-0,50 0, I-53 m-si 53,1 3,3 21,6 3,1 17,4-0,40 0, I-55 m-si 55,0 3,4 21,6 3,2 17,4-0,40 0, I-65 m-si 65,0 4,4 21,6 3,8 17,3-0,40 0, I-70S m-si 70,1 4,5 21,6 4,1 17,3-0,40 0, I-75S m-si 75,1 4,7 21,6 4,3 17,3-0,40 0,

326 A.2 Solargenerator 315 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Isofoton I-94/12 m-si 94,1 6,5 19,8 5,9 16,0-0,40 0, I-94/24 m-si 94,1 3,3 39,6 2,9 32,0-0,40 1, IS-150/24 m-si 150,5 4,7 43,2 4,4 34,6-0,50 0, IS-150S/24 m-si 150,5 4,7 43,2 4,4 34,6-0,50 0, IS-155/24 m-si 155,0 4,7 43,2 4,5 34,6-0,50 0, IS-155S/24 m-si 155,0 4,7 43,2 4,5 34,6-0,50 0, IS-180/24 m-si 180,5 5,4 45,0 5,0 36,1-0,50 0, IS-200/32 m-si 200,5 4,7 57,6 4,4 46,1-0,50 1, IS-207/32 m-si 207,0 4,7 57,6 4,5 46,1-0,50 1, IS-210/32 m-si 209,8 4,7 57,6 4,6 46,1-0,50 1, ISF-120/12 m-si 120,1 7,5 21,6 6,9 17,3-0,50 0, ISF-125/12 m-si 124,9 7,5 21,6 7,2 17,3-0,50 0, ISF-190/18 m-si 190,1 8,0 32,4 7,3 25,9-0,50 0, ISF-200/18 m-si 199,9 8,5 32,4 7,7 25,9-0,50 0, Issol Cenit-150 m-si 150,1 4,6 43,0 4,3 34,9-0,45 0, Cenit-220 p-si 207,0 7,8 37,0 6,9 30,0-0,43 0, Jetion JT160(34)/S1580x808 m-si 160,3 5,0 43,2 4,7 34,4-0,47 0, JT165(34)/S1580x808 m-si 164,9 5,1 43,6 4,8 34,5-0,47 0, JT170(34)/S1580x808 m-si 170,0 5,1 43,8 4,8 35,2-0,47 0, JT175(34)/S1580x808 m-si 175,1 5,2 44,2 5,0 35,3-0,47 0, JT180(34)/S1580x808 m-si 180,0 5,3 44,8 5,0 36,0-0,47 0, JT185(34)/S1580x808 m-si 185,0 5,5 45,0 5,1 36,3-0,47 0, JT190(34)/S1580x808 m-si 189,8 5,6 45,2 5,2 36,5-0,47 0, JT200(48)/S1580x808 m-si 200,0 4,8 57,8 4,2 47,5-0,48 1, JT210(48)/S1580x808 m-si 210,2 4,9 58,3 4,4 48,1-0,48 1, JT220(48)/S1580x808 m-si 220,2 4,9 58,6 4,5 48,5-0,48 0, JT230(48)/S1580x808 m-si 229,8 5,0 59,0 4,7 49,2-0,48 0, Jiangsu Linyang SF120M6-18 m-si 119,9 7,4 22,2 6,6 18,2-0,35 0, SF120P6-18 p-si 119,9 7,4 22,2 6,6 18,2-0,35 0, SF160M5-24 m-si 160,2 5,0 43,5 4,5 35,6-0,35 0, SF160P5-24 p-si 160,2 5,0 43,5 4,5 35,6-0,35 0, SF180M5-29 m-si 179,9 7,2 36,0 6,3 28,6-0,35 0, SF180-P5-29 p-si 179,9 7,2 36,0 6,3 28,6-0,35 0, Jiangxi Solar M-125-H1 m-si 2,4 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0, M-125-H2 m-si 2,4 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0, M-125-H3 m-si 2,4 5,2 0,6 4,9 0,5-0,50 0, M-125-H4 m-si 2,5 5,2 0,6 4,9 0,5-0,50 0, M-125-H5 m-si 2,5 5,2 0,6 5,0 0,5-0,50 0,

327 316 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Jiangxi Solar M-125-H6 m-si 2,6 5,3 0,6 5,1 0,5-0,50 0, M-125-M1 m-si 2,2 5,1 0,6 4,6 0,5-0,50 0, M-125-M2 m-si 2,3 6,1 0,6 4,7 0,5-0,50 0, M-125-M3 m-si 2,3 5,1 0,6 4,7 0,5-0,50 0, M-125-M4 m-si 2,3 5,2 0,6 4,7 0,5-0,50 0, M-156-H1 m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,50 0, M-156-H2 m-si 3,7 8,0 0,6 7,4 0,5-0,50 0, M-156-H3 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,50 0, M-156-H4 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,50 0, M-156-H5 m-si 3,9 8,2 0,6 7,7 0,5-0,50 0, M-156-H6 m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,50 0, M-156-H7 m-si 4,0 8,3 0,6 7,8 0,5-0,50 0, M-156-H8 m-si 4,1 8,4 0,6 7,8 0,5-0,50 0, M-156-M1 m-si 3,4 7,6 0,6 7,0 0,5-0,50 0, M-156-M2 m-si 3,5 7,7 0,6 7,1 0,5-0,50 0, M-156-M3 m-si 3,6 7,7 0,6 7,2 0,5-0,50 0, M-156-M4 m-si 3,6 7,8 0,6 7,3 0,5-0,50 0, S-125-H1 m-si 2,4 5,0 0,6 4,7 0,5-0,50 0, S-125-H2 m-si 2,4 5,1 0,6 4,8 0,5-0,50 0, S-125-H3 m-si 2,5 5,1 0,6 4,8 0,5-0,50 0, S-125-H4 m-si 2,5 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0, S-125-M1 m-si 2,1 4,8 0,6 4,3 0,5-0,50 0, S-125-M2 m-si 2,2 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0, S-125-M3 m-si 2,2 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0, S-125-M4 m-si 2,3 4,9 0,6 4,5 0,5-0,50 0, S-125-M5 m-si 2,3 4,9 0,6 4,6 0,5-0,50 0, S-125-M6 m-si 2,4 5,0 0,6 4,6 0,5-0,50 0, S-156-H1 m-si 3,9 8,2 0,6 7,6 0,5-0,50 0, S-156-H2 m-si 3,9 8,2 0,6 7,6 0,5-0,50 0, S-156-H3 m-si 4,0 8,3 0,6 7,7 0,5-0,50 0, S-156-H4 m-si 4,0 8,3 0,6 7,7 0,5-0,50 0, S-156-H5 m-si 4,1 8,3 0,6 7,8 0,5-0,50 0, S-156-M1 m-si 3,4 7,9 0,6 7,1 0,5-0,50 0, S-156-M2 m-si 3,5 8,0 0,6 7,3 0,5-0,50 0, S-156-M3 m-si 3,6 8,1 0,6 7,3 0,5-0,50 0, S-156-M4 m-si 3,7 8,1 0,6 7,4 0,5-0,50 0, S-156-M5 m-si 3,7 8,1 0,6 7,5 0,5-0,50 0, S-156-M6 m-si 3,8 8,1 0,6 7,5 0,5-0,50 0, Jumao Photonics JMP-002.5W-M5-G p-si 2,4 0,2 21,7 0,1 17,3-0,50 16, JMP-004W-M5-G p-si 4,2 0,3 21,7 0,2 17,3-0,50 8, JMP-005W-S5-G m-si 5,0 0,3 21,7 0,3 17,3-0,50 6, JMP-008W-S5-G m-si 8,3 0,5 21,7 0,5 17,3-0,50 4, JMP-010W-S5-G m-si 10,0 0,6 21,7 0,6 17,3-0,50 3, JMP-020W-M5-G p-si 20,8 1,3 21,7 1,2 17,3-0,50 1, JMP-030W-M6-G p-si 29,7 1,8 21,6 1,7 18,0-0,50 0, JMP-040W-S5-G m-si 39,6 2,4 22,0 2,2 18,0-0,50 0, JMP-065W-M6-G p-si 64,9 3,7 22,0 3,6 18,2-0,50 0, JMP-080W-M6BIPV p-si 81,0 4,9 22,0 4,5 18,0-0,50 0, JMP-085W-S5-G m-si 86,3 5,2 22,0 4,7 18,4-0,50 0, JMP-100W-M6BIPV p-si 99,5 5,2 25,5 4,7 21,3-0,50 0, JMP-130W-M6-G p-si 130,6 4,5 42,1 3,8 34,0-0,50 1, JMP-170W-M6-G p-si 170,0 5,0 44,3 4,6 36,7-0,50 0,

328 A.2 Solargenerator 317 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Jumao Photonics JMP-10W-S5-G m-si 10,0 0,6 21,7 0,6 17,3-0,50 3, JMP-130W-M6-G m-si 130,2 7,8 21,8 7,3 18,0-0,50 0, JMP-160W-S5-G m-si 159,1 4,9 43,6 4,4 36,0-0,50 0, JMP-170W-S5-G m-si 170,0 5,0 44,3 4,6 36,7-0,50 0, JMP-180W-S5-G m-si 179,6 5,0 44,3 4,9 36,7-0,50 0, JMP-2,5W-S5-G m-si 2,4 0,2 21,7 0,1 17,3-0,50 16, JMP-20W-S5-G m-si 20,8 1,3 21,7 1,2 17,3-0,50 1, JMP-220W-M6-G m-si 220,1 8,0 36,2 7,4 30,0-0,50 0, JMP-30W-M6-G m-si 29,7 1,8 21,6 1,7 18,0-0,50 0, JMP-40W-S5-G m-si 39,6 2,4 22,0 2,2 18,0-0,50 0, JMP-5W-S5-G m-si 5,0 0,3 21,7 0,3 17,3-0,50 6, JMP-65W-M6-G m-si 64,9 3,7 22,0 3,6 18,2-0,50 0, JMP-85W-S5-G m-si 86,3 5,2 22,0 4,7 18,4-0,50 0, JMP-8W-S5-G m-si 8,3 0,5 21,7 0,5 17,3-0,50 4, PVL-CIS-0,25W CIS 0,3 0,1 6,1 0,1 4,1-0,36 34, ,3 PVL-CIS-0,5W CIS 0,6 0,2 6,1 0,2 4,1-0,36 18, ,5 48 PVL-CIS-01W CIS 1,2 0,2 12,2 0,2 8,2-0,36 36, ,5 PVL-CIS-02W CIS 2,5 0,4 12,2 0,3 8,2-0,36 17, PVL-CIS-05W CIS 5,1 0,4 24,4 0,3 16,5-0,36 33, PVL-CIS-10W CIS 10,2 0,7 24,4 0,6 16,5-0,36 15, PVL-CIS-120W CIS 120,5 9,0 24,4 7,3 16,5-0,36 1, PVL-CIS-20W CIS 20,3 1,5 24,4 1,2 16,5-0,36 8, PVL-CIS-40W CIS 40,8 2,9 24,4 2,5 16,5-0,36 4, PVL-CIS-60W CIS 61,1 4,4 24,4 3,7 16,5-0,36 2, PV-S005W-A-TY02 m-si 5,0 0,3 21,7 0,3 17,3-0,50 6, PV-S010W-A-TY03 m-si 10,0 0,6 21,7 0,6 17,3-0,50 3, PV-S020W-A-TY04 m-si 20,1 1,3 21,7 1,2 17,3-0,50 1, PV-S030W-A-TY05 m-si 29,9 1,9 21,7 1,7 17,3-0,50 1, PV-S040W-A-TY06 m-si 39,6 2,4 22,0 2,2 18,0-0,50 0, PV-S060W-A-TY07 m-si 60,2 3,6 22,0 3,3 18,2-0,50 0, PV-S2,5W-A-TY01 m-si 2,4 0,2 21,7 0,1 17,3-0,50 16, Juta Monokristallines Kleinmodul 10W m-si 10,2 0,7 21,0 0,6 17,0-0,50 2, Monokristallines Kleinmodul 20W m-si 20,4 1,2 21,0 1,2 17,0-0,50 1, Monokristallines Kleinmodul 30W m-si 29,6 1,6 21,0 1,7 17,0-0,50 1, Kaneka Kaneka 1% (Transmittance Rate) a-si(1) 57,3 1,2 91,8 0,9 67,4-0,22 51, Kaneka 10% (Transmittance Rate) a-si(1) 38,1 1,0 91,8 0,6 59,6-0,22 72, BRA m-si 28,1 1,1 40,8 0,9 30,2-0,50 13, CEA a-si(1) 53,9 1,1 85,0 0,9 62,0-0,22 52, CJA m-si 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,50 30, CSA a-si(1) 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,22 30, CSA m-si 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,50 54, GEA a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,22 54, G-EA060 a-si(1) 60,3 1,2 91,8 0,9 67,0-0,22 54, GPA a-si(1) 63,9 1,2 92,0 0,9 68,0-0,22 45, GSA a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,22 54, Hybride Module a-si/c-si 45,9 0,5 133,2 0,4 106,8-0,32 28,

329 318 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Kaneka K58 a-si(1) 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,22 36, K60 a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,22 54, KA 120 m-si 119,7 2,3 85,0 1,9 63,0-0,50 16, LSU a-si(1) 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,22 30, PLD a-si(1) 26,1 1,9 23,0 1,6 16,5-0,20 5, PLE a-si(1) 50,0 3,7 23,0 3,0 16,5-0,20 3, P-LE055 a-si(1) 54,9 4,7 23,0 3,3 16,5-0,20 3, SeeThrough-MST44T10 type a-si(1) 41,7 1,0 91,8 0,7 59,6-0,20 77, SeeThrough-MST50T05 type a-si(1) 51,5 1,1 91,8 0,8 64,4-0,20 61, SeeThrough-MST55T01 type a-si(1) 54,4 1,1 91,8 0,8 68,0-0,20 53, STU005 m-si 30,0 1,0 41,0 1,0 31,6-0,50 4, TEA (Twin Type) a-si(1) 107,9 2,3 85,0 1,7 62,0-0,22 26, TEB (Twin Type) a-si(1) 107,9 2,3 85,0 1,7 62,0-0,22 26, TEC (Twin Type) a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27, T-EC120 a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27, TED (Twin Type) a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27, T-ED 120 a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27, T-SC120 a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27, T-SD120 a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27, KD Solar KD-6125/125 m-si 125,6 8,1 21,6 7,3 17,2-0,50 0, KD-6200/200 m-si 200,5 8,3 33,0 7,8 25,7-0,50 0, KIS BT1032-MRN m-si 4,4 0,3 18,8 0,3 15,3-0,50 5, BT-1032-MRN m-si 4,4 0,3 18,8 0,3 15,3-0,50 5, BT20-MRN m-si 20,1 1,3 21,6 1,2 17,0-0,50 1, BT-20-MRN m-si 20,1 1,3 21,6 1,2 17,0-0,50 1, BT30-MRN m-si 30,1 1,9 21,6 1,8 17,0-0,50 1, BT-30-MRN m-si 30,1 1,9 21,6 1,8 17,0-0,50 1, BT40-MRN m-si 39,1 2,5 21,6 2,3 17,0-0,50 0, BT-40-MRN m-si 39,1 2,5 21,6 2,3 17,0-0,50 0, BT432-MRN m-si 12,1 0,9 19,3 0,8 15,3-0,50 2, BT-432-MRN m-si 12,1 0,9 19,3 0,8 15,3-0,50 2, BT55-MRN m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0, BT-60-MRN m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0, BT832-MRN m-si 5,7 0,4 19,2 0,4 15,3-0,50 4, BT-832-MRN m-si 5,7 0,4 19,2 0,4 15,3-0,50 4, GT 1633 m-si 2,8 0,2 19,4 0,2 15,5-0,50 9, GT 230 m-si 22,6 1,7 18,1 1,6 14,4-0,50 1, GT 434 m-si 13,0 0,9 20,5 0,8 16,4-0,50 2, GT 634 m-si 8,5 0,6 20,5 0,5 16,4-0,50 3, GT 833 m-si 5,8 0,4 19,8 0,4 15,8-0,50 4, GT133 m-si 50,1 3,5 19,8 3,2 15,9-0,50 0, GT136 m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0, GT136M m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0, GT234 m-si 25,7 1,7 20,1 1,6 16,4-0,50 0, GT85 m-si 80,4 5,4 21,8 4,8 16,9-0,50 0, GTX130 p-si 129,9 7,8 22,1 6,9 18,8-0,50 0, GTX190 p-si 190,9 8,4 30,1 7,7 24,7-0,50 0, GTX85 p-si 80,4 5,4 21,8 4,8 16,9-0,50 0,

330 A.2 Solargenerator 319 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B KIS SJX10 p-si 10,0 0,6 21,6 0,6 17,0-0,50 3, SJX14 p-si 13,9 0,9 21,6 0,8 17,0-0,50 2, SJX20 p-si 20,1 1,3 21,6 1,2 17,0-0,50 1, SJX26 p-si 26,5 1,7 21,6 1,6 17,0-0,50 1, SJX30 p-si 30,1 1,9 21,6 1,8 17,0-0,50 1, SJX40 p-si 39,1 2,5 21,6 2,3 17,0-0,50 0, Korax Solar KS-140 m-si 140,0 8,6 21,6 8,1 17,2-0,50 0, KS-150 m-si 150,0 9,2 21,6 8,7 17,3-0,50 0, KS-155 m-si 154,0 9,4 21,6 8,9 17,4-0,50 0, KS-160 m-si 156,210,2 21,6 9,1 17,2-0,50 0, KS-170 m-si 169,910,2 21,6 9,6 17,7-0,50 0, KS-175/12 m-si 175,110,2 22,3 9,5 18,5-0,50 0, KS-175L m-si 175,1 5,1 44,6 4,7 36,9-0,50 0, KS-180/12* m-si 182,410,5 22,4 9,8 18,6-0,50 0, KS-180L m-si 182,4 5,3 44,9 4,9 37,2-0,50 0, KS-230 m-si 239,0 8,3 37,1 7,8 30,6-0,44 0, KS-240 m-si 244,4 8,4 37,4 7,9 31,0-0,44 0, KS-85/12 m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,3-0,50 0, KS-90/12 m-si 91,2 5,2 22,4 4,9 18,6-0,50 0, KVANT-SOLAR KCM m-si 160,0 5,0 43,0 4,6 35,0-0,48 0, KCM p-si 160,0 5,0 43,0 4,6 35,0-0,48 0, Kyocera E m-si 35,0 3,9 12,6 3,6 9,8-0,50 0, E m-si 46,1 4,0 16,2 3,6 12,9-0,50 0, FC130GX-2P p-si 130,1 8,0 21,9 7,4 17,6-0,50 0, FL130T-1A p-si 130,1 8,0 21,9 7,4 17,6-0,50 0, KC 35 m-si 35,0 2,5 18,8 2,3 15,0-0,50 0, KC 45 m-si 45,0 3,1 19,2 3,0 15,0-0,50 0, KC110-1 p-si 110,1 7,3 21,1 6,7 16,5-0,48 0, KC120 p-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,48 0, KC120-1 p-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,48 0, KC120-2 p-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,48 0, KC125-2 p-si 125,3 8,0 21,7 7,2 17,4-0,48 0, KC125G-2 p-si 125,3 8,0 21,7 7,2 17,4-0,45 0, KC125GH-2 p-si 125,3 8,0 21,7 7,2 17,4-0,45 0, KC125GHT-2 p-si 125,3 8,0 21,7 7,2 17,4-0,45 0, KC130GHT-2 p-si 130,1 8,0 21,9 7,4 17,6-0,49 0, KC158-2 p-si 158,2 7,6 28,9 6,8 23,2-0,48 0, KC158G-2 p-si 158,2 7,6 28,9 6,8 23,2-0,51 0, KC167-2 p-si 167,0 8,0 28,9 7,2 23,2-0,48 0, KC167G-2 p-si 167,0 8,0 28,9 7,2 23,2-0,51 0, KC167GH-2 p-si 167,0 8,0 28,9 7,2 23,2-0,51 0, KC170GHT-2 p-si 170,1 8,0 29,0 7,3 23,4-0,51 0, KC175GHT-2 p-si 175,1 8,1 29,2 7,4 23,6-0,49 0, KC190GHT-2 p-si 190,0 8,1 32,5 7,3 26,1-0,51 0, KC200GHT-2 p-si 200,1 8,2 32,9 7,6 26,3-0,49 0, KC40 p-si 39,5 2,5 21,5 2,3 16,9-0,48 0, KC40GX-2P p-si 43,2 2,7 21,7 2,5 17,4-0,50 0, KC40T-1 p-si 43,2 2,7 21,7 2,5 17,4-0,50 0, KC50 p-si 50,1 3,1 21,5 3,0 16,7-0,48 0, KC50GX-2P m-si 54,1 3,3 21,7 3,1 17,4-0,50 0,

331 320 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Kyocera KC50T-1 p-si 54,1 3,3 21,7 3,1 17,4-0,50 0, KC60 p-si 60,0 3,7 21,5 3,6 16,9-0,48 0, KC60H p-si 60,6 3,1 26,4 3,0 20,2-0,48 0, KC65GX-2P p-si 65,3 4,0 21,7 3,8 17,4-0,50 0, KC65T-1 p-si 65,3 4,0 21,7 3,8 17,4-0,50 0, KC70 p-si 70,0 4,4 21,5 4,1 16,9-0,48 0, KC80 p-si 79,9 5,0 21,5 4,7 16,9-0,48 0, KC80-02 p-si 79,9 5,0 21,5 4,7 16,9-0,48 0, KC85GX-2P m-si 87,3 5,3 21,7 5,0 17,4-0,50 0, KC85T-1 p-si 87,3 5,3 21,7 5,0 17,4-0,50 0, KD180GH-2P p-si 180,1 8,4 29,5 7,6 23,6-0,50 0, KD205GH-2P p-si 205,1 8,4 33,2 7,7 26,6-0,50 0, KD210GH-2P p-si 210,1 8,6 33,2 7,9 26,6-0,50 0, KS 10 m-si 10,1 0,6 21,5 0,6 16,9-0,50 3, KS 10A m-si 10,4 0,9 21,0 0,7 15,3-0,50 16, KS 10S m-si 10,1 0,6 21,5 0,6 16,9-0,50 3, KS 12 m-si 11,6 0,8 19,3 0,8 15,5-0,50 2, KS 20 m-si 20,3 1,2 21,5 1,2 16,9-0,50 1, KS 20a m-si 16,0 1,1 20,7 1,0 16,3-0,50 1, KS 24 m-si 23,6 1,6 19,6 1,5 15,7-0,50 1, KS 5 m-si 4,9 0,3 21,5 0,3 16,9-0,50 6, KS 5S m-si 4,9 0,3 21,5 0,3 16,9-0,50 6, LA361K51S m-si 51,0 3,3 21,2 3,0 16,9-0,50 0, LA361K54S p-si 54,1 3,4 21,5 3,2 16,9-0,48 0, LA441G66S p-si 66,2 3,4 26,3 3,2 20,7-0,48 0, LA441K63S m-si 62,7 3,3 26,0 3,0 20,7-0,50 0, LA721G108S p-si 108,2 3,4 43,0 3,2 33,8-0,48 1, SPG 1786 m-si 178,7 8,2 29,4 7,5 23,8-0,50 0, SU m-si 42,0 8,0 7,2 7,3 5,8-0,50 0, SU m-si 56,2 8,0 9,6 7,3 7,7-0,50 0, Kyungdong Photovoltaic Energy (KPE) HM1 m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,46 0, HM2 m-si 3,7 7,8 0,6 7,3 0,5-0,46 0, HM3 m-si 3,6 7,8 0,6 7,2 0,5-0,46 0, HS1 m-si 2,4 5,2 0,6 4,8 0,5-0,42 0, HS2 m-si 2,4 5,2 0,6 4,7 0,5-0,42 0, HS3 m-si 2,3 5,2 0,6 4,6 0,5-0,42 0, PM1 m-si 4,0 8,2 0,6 7,8 0,5-0,46 0, PM2 m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,46 0, PM3 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,46 0, PS3 m-si 2,6 5,4 0,6 5,0 0,5-0,42 0, SM1 m-si 3,9 8,1 0,6 7,5 0,5-0,46 0, SM2 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,46 0, SM3 m-si 3,8 7,9 0,6 7,4 0,5-0,46 0, SS1 m-si 2,5 5,3 0,6 4,9 0,5-0,42 0, SS2 m-si 2,5 5,3 0,6 4,9 0,5-0,42 0, SS3 m-si 2,5 5,2 0,6 4,8 0,5-0,42 0, Lafarge SRT 35 p-si 35,3 4,5 10,7 4,2 8,5-0,40 0, SRT 40 p-si 40,5 4,8 11,1 4,6 8,8-0,40 0, SRT 80 m-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0,

332 A.2 Solargenerator 321 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Laumans Solar-Dachz.Typ Rheinland m-si 4,5 3,2 1,8 3,0 1,5-0,50 0, Solar-Dachz.Typ Tiefa-XL m-si 4,5 3,2 1,8 3,0 1,5-0,50 0, LC-Solar LCM-160 m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0, LCM-200 m-si 199,9 6,2 43,0 5,7 35,0-0,50 0, LCP-020 p-si 20,0 1,2 21,0 1,2 16,8-0,50 1, LCP-040 p-si 40,1 2,5 21,5 2,3 17,2-0,50 0, LCP-050 m-si 48,8 3,2 21,6 2,8 17,2-0,50 0, LCP-080 p-si 80,0 5,0 21,6 4,7 17,2-0,50 0, LCP-085 m-si 84,8 5,0 21,6 4,8 17,6-0,50 0, LCP V m-si 107,2 6,4 21,6 6,2 17,2-0,50 0, LCP V m-si 107,3 3,2 43,2 3,1 34,4-0,50 1, LCP V m-si 150,0 9,7 21,6 8,7 17,2-0,50 0, LCP V m-si 150,0 4,9 43,2 4,4 34,4-0,50 0, LCP-160 p-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0, Lemo-Solar m-si 0,1 0,0 3,9 0,0 3,1-0,50 17, m-si 0,6 0,2 4,5 0,2 3,6-0,50 2, m-si 0,1 0,0 9,0 0,0 7,2-0,50 82, m-si 3,5 0,5 10,5 0,4 8,4-0,50 2, , m-si 0,1 0,0 2,0 0,0 1,6-0,50 4, m-si 0,5 0,0 22,5 0,0 18,0-0,50 68, m-si 3,2 0,2 22,5 0,2 18,0-0,50 11, m-si 5,2 0,3 22,5 0,3 18,0-0,50 7, SM m-si 0,6 0,7 1,3 0,6 1,0-0,50 0, SM m-si 1,2 0,7 2,5 0,6 2,0-0,50 0, SM m-si 0,7 0,3 3,8 0,2 3,0-0,50 1, SM m-si 2,4 0,7 5,0 0,6 4,0-0,50 0, SM m-si 2,2 0,8 3,9 0,7 3,1-0,50 0, SM m-si 1,0 0,3 5,3 0,2 4,2-0,50 2, SM m-si 0,7 0,1 7,5 0,1 6,0-0,50 5, SM m-si 1,1 0,2 7,5 0,2 6,0-0,50 3, SM m-si 5,4 0,7 11,3 0,6 9,0-0,50 1, SM m-si 0,5 0,1 7,5 0,1 6,0-0,50 7, SM m-si 0,4 0,0 11,3 0,0 9,0-0,50 25, SM 1,5-480 m-si 0,7 0,5 1,9 0,5 1,5-0,50 0, SM m-si 1,4 0,1 15,0 0,1 12,0-0,50 11, SM m-si 21,2 2,0 15,0 1,8 12,0-0,50 0, SM m-si 2,3 0,2 15,0 0,2 12,0-0,50 7, SM m-si 5,3 0,5 15,0 0,4 12,0-0,50 3, SM m-si 10,8 0,7 22,5 0,6 18,0-0,50 3, SM m-si 10,6 1,0 15,0 0,9 12,0-0,50 1, SM m-si 1,1 0,1 15,0 0,1 12,0-0,50 15, SM 4,5-600 m-si 3,6 0,7 7,5 0,6 6,0-0,50 1, SM m-si 10,6 2,0 7,5 1,8 6,0-0,50 0, SM m-si 2,6 0,5 7,5 0,4 6,0-0,50 1, SM m-si 5,3 1,0 7,5 0,9 6,0-0,50 0, Ligitek Electronics Ligitek W m-si 180,9 5,5 44,9 5,1 35,2-0,50 0,

333 322 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Linuo LNSP-100 p-si 101,5 3,3 43,0 2,9 35,0-0,45 1, LNSP-115 p-si 115,5 7,4 21,5 6,6 17,5-0,45 0, LNSP-150 p-si 150,5 4,9 43,2 4,4 34,2-0,47 0, LS-100 m-si 98,6 6,8 21,5 5,8 17,0-0,40 0, LS-150 p-si 149,1 4,9 43,2 4,4 34,2-0,40 0, Luxor LX-100J/125-48GS p-si 96,3 5,0 27,5 4,5 21,4-0,50 0, LX-125P/156-40GS p-si 125,0 7,3 24,5 6,5 19,1-0,33 0, LX-130P/156-40GS p-si 130,1 7,6 24,6 6,8 19,2-0,33 0, LX-135P/156-40GS p-si 135,0 7,8 24,7 7,0 19,3-0,33 0, LX-138P/156-40GS p-si 138,0 8,0 24,8 7,1 19,4-0,33 0, LX-155M/125-72L+ S CEX m-si 155,2 4,9 42,5 4,4 35,1-0,49 0, LX-160M/125-72L+ S CEX m-si 160,0 5,0 42,7 4,5 35,3-0,49 0, LX-160P/156-48FS p-si 160,3 4,9 44,2 4,6 35,0-0,33 0, LX-165M/125-72L+ S CEX m-si 165,3 5,2 42,7 4,7 35,3-0,49 0, LX-170M/125-72L+ S CEX m-si 170,1 5,3 42,9 4,8 35,4-0,49 0, LX-175M/125-72L+ S CEX m-si 175,2 5,4 43,1 4,9 35,6-0,49 0, LX-180M/125-72L+ S CEX m-si 180,2 5,5 43,4 5,0 35,8-0,49 0, Maaß Regenerative Energien BN-180-SP p-si 180,0 8,6 29,0 7,7 23,5-0,30 0, BTY-160 p-si 161,0 5,1 44,0 4,6 35,0-0,45 0, BTY-165 p-si 164,5 5,2 44,0 4,7 35,0-0,45 0, BTY-170 p-si 170,1 5,3 44,0 4,9 35,0-0,45 0, CS5A (160W) p-si 160,3 5,6 43,2 4,7 34,4-0,50 2, CS5A (170W) p-si 170,3 5,4 43,2 5,0 34,4-0,50 0, CS6P-220W p-si 220,0 8,3 36,3 7,6 29,1-0,50 0, TDM170M5 m-si 170,0 5,3 42,8 5,0 34,2-0,46 0, TDM180M5 m-si 179,9 5,5 42,8 5,3 34,2-0,46 0, TJS 38W 40D a-si(1) 38,3 1,0 60,0 0,9 45,0-0,19 18, Mage Solar mage powertec 170/5MC m-si 170,0 5,3 44,4 4,8 35,2-0,47 0, mage powertec 170/5ME m-si 170,0 5,0 43,3 4,7 36,2-0,50 0, mage powertec 170/5MS m-si 170,2 5,1 44,5 4,7 35,9-0,40 0, mage powertec 175/5MC m-si 175,1 5,3 44,5 5,0 35,3-0,47 0, mage powertec 175/5ME m-si 175,0 5,1 43,7 4,8 36,5-0,50 0, mage powertec 175/5MS m-si 175,0 5,2 44,8 4,9 36,0-0,40 0, mage powertec 180/5MC m-si 180,2 5,4 44,6 5,1 35,4-0,47 0, mage powertec 180/5ME m-si 180,0 5,2 44,3 4,9 36,7-0,50 0,

334 A.2 Solargenerator 323 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Mage Solar mage powertec 180/5MS m-si 180,0 5,2 45,0 5,0 36,0-0,40 0, mage powertec 210/6PL p-si 215,8 7,7 36,6 7,2 30,0-0,46 0, mage powertec 220/6PL p-si 221,4 7,8 36,8 7,3 30,3-0,46 0, Magog Magog-Sunslates m-si 7,9 4,6 2,4 4,1 1,9-0,46 0, Maharishi Maharishi m-si 100,0 7,0 21,0 6,1 16,4-0,50 0, Maharishi 1012 m-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,4-0,50 3, Maharishi m-si 109,9 7,7 21,0 6,7 16,4-0,50 0, Maharishi m-si 119,7 8,4 21,0 7,3 16,4-0,50 0, Maharishi 1212 m-si 12,1 0,8 21,0 0,7 16,4-0,50 2, Maharishi 1812 m-si 18,0 1,2 21,0 1,1 16,4-0,50 1, Maharishi 2012 m-si 20,0 1,4 21,0 1,2 16,4-0,50 2, Maharishi 3712 m-si 36,9 2,4 21,0 2,3 16,4-0,50 0, Maharishi 4012 m-si 40,2 2,6 21,0 2,5 16,4-0,50 0, Maharishi 5012 m-si 49,9 3,3 21,0 3,0 16,4-0,50 0, Maharishi 506 m-si 5,0 0,6 10,5 0,6 8,2-0,50 1, Maharishi 512 m-si 5,1 0,3 21,0 0,3 16,4-0,50 6, Maharishi 5512 m-si 54,9 3,6 21,0 3,4 16,4-0,50 0, Maharishi 6012 m-si 59,0 4,0 21,0 3,6 16,4-0,50 0, Maharishi 606 m-si 6,1 0,8 10,5 0,7 8,2-0,50 1, Maharishi 612 m-si 6,1 0,4 21,0 0,4 16,4-0,50 5, Maharishi 6512 m-si 64,5 4,3 21,0 3,9 16,4-0,50 0, Maharishi 7012 m-si 68,9 4,6 21,0 4,2 16,4-0,50 0, Maharishi 7512 m-si 73,8 5,3 21,0 4,5 16,4-0,50 0, Maharishi 8012 m-si 80,4 5,8 21,0 4,9 16,4-0,50 0, Maharishi 812 m-si 7,7 0,5 21,0 0,5 16,4-0,50 5, MUM/MOM TD12 m-si 151,010,6 21,0 9,2 16,5-0,50 0, MUM/MOM UD24 p-si 150,8 5,3 42,0 4,6 33,0-0,50 1, Mereg PE m-si 97,7 3,3 41,8 2,8 34,9-0,50 1, PE105 p-si 100,3 6,1 22,8 5,7 17,6-0,43 0, PE110 p-si 104,4 6,4 21,7 5,9 17,7-0,43 0, PE115 p-si 109,2 6,6 21,7 6,5 16,8-0,43 0, PE120 p-si 109,9 7,6 21,6 6,7 16,4-0,43 0, PE125 p-si 119,9 7,5 21,6 6,7 17,9-0,50 0, PE130 p-si 124,5 7,7 21,8 7,5 16,6-0,43 0, PE135 p-si 129,9 8,1 21,9 7,3 17,8-0,43 0, PE90-16 m-si 88,0 5,9 21,2 5,5 16,0-0,50 0, PM150 m-si 151,8 4,9 42,5 4,4 34,5-0,37 0, PM150a m-si 151,8 4,9 42,5 4,4 34,5-0,37 0, PM150a/p p-si 156,0 5,0 44,1 4,5 34,9-0,50 0, PM150a/p++ p-si 163,3 5,1 43,6 4,6 35,2-0,43 0, PM180 m-si 179,8 5,0 43,6 4,9 37,0-0,37 0, PM80/PM80a m-si 80,0 5,1 21,6 4,6 17,4-0,50 0, PM85/85a m-si 85,0 5,1 21,8 4,7 18,1-0,50 0, PV-Modul PE m-si 68,0 3,0 41,0 2,0 34,0-0,50 4, PV-Modul PE105 m-si 96,0 7,0 21,0 6,0 16,0-0,50 0, PV-Modul PE110 m-si 100,8 7,0 22,0 6,0 16,8-0,50 0, PV-Modul PE115 m-si 102,0 7,0 22,0 6,0 17,0-0,50 0,

335 324 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Mereg PV-Modul PE 120 m-si 102,0 8,0 21,0 6,0 17,0-0,50 1, PV-Modul PE 125 m-si 123,3 8,1 21,8 7,2 17,2-0,50 0, PV-Modul PE 90 m-si 90,2 3,0 42,4 2,8 32,8-0,50 1, PV-Modul PE m-si 89,8 3,2 41,0 2,7 33,4-0,50 1, PV-Modul PE m-si 66,0 3,0 41,0 2,0 33,0-0,50 5, PV-Modul PM130 m-si 130,0 4,5 41,6 4,0 32,5-0,50 1, PV-Modul PM150 m-si 151,8 4,9 42,5 4,4 34,5-0,50 0, PV-Modul PM150a m-si 152,1 9,7 21,2 8,8 17,3-0,50 0, PV-ModulPM75/75a m-si 74,8 5,0 21,4 4,4 17,0-0,50 0, MHH MHH plus 150 (145W) m-si 145,2 4,9 39,6 4,3 33,7-0,50 0, MHH plus 150 (150 W) p-si 150,3 4,9 39,9 4,5 33,7-0,37 0, MHH plus 170 (160 W) p-si 160,0 7,4 28,9 6,5 24,5-0,37 0, MHH plus 170 (165 W) p-si 165,1 7,6 29,1 6,7 24,5-0,37 0, MHH plus 170 (170 W) p-si 170,0 7,8 29,3 6,9 24,5-0,37 0, MHH plus 170 (175 W) p-si 176,4 8,0 29,6 7,2 24,5-0,37 0, MHH plus 180 (175 W) p-si 174,9 9,1 24,5 8,7 20,1-0,42 0, MHH plus 180 (180 W) p-si 180,0 9,3 24,6 8,9 20,2-0,42 0, MHH plus 190 (185 W) p-si 184,8 4,9 49,3 4,5 40,8-0,37 0, MHH plus 190 (190 W) p-si 189,7 4,9 49,7 4,7 40,8-0,37 0, MHH plus 220 (205 W) p-si 205,0 7,4 36,1 6,7 30,6-0,37 0, MHH plus 220 (210 W) p-si 209,9 7,6 36,4 6,9 30,6-0,37 0, MHH plus 220 (215 W) p-si 215,1 7,8 36,7 7,0 30,6-0,37 0, MHH plus 220 (220 W) p-si 220,0 8,0 37,0 7,2 30,6-0,37 0, MHH plus 220 (230 W) p-si 230,1 8,5 36,5 7,5 30,6-0,38 0, MHH power 65 m-si 65,0 2,8 40,0 2,3 27,9-0,42 6, Microsol 103Mpsq/- m-si 1,3 3,1 0,6 2,8 0,5-0,50 0, Mpsq/+ m-si 1,6 3,6 0,6 3,3 0,5-0,50 0, Mpsq/- m-si 2,0 4,5 0,6 4,2 0,5-0,50 0, Mpsq/+ m-si 2,3 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0, Mpsq/- m-si 3,0 7,2 0,6 6,3 0,5-0,50 0, Mpsq/+ m-si 3,3 7,8 0,6 7,1 0,5-0,50 0, Mpsq/- m-si 3,2 7,7 0,6 6,8 0,5-0,50 0, Mpsq/+ m-si 3,7 8,4 0,6 7,8 0,5-0,50 0, M 0636(30) m-si 27,9 2,2 20,0 1,7 16,4-0,50 3, M 0636(35) m-si 34,4 2,5 20,0 2,1 16,4-0,50 1, M 0636(37) m-si 36,1 2,6 20,0 2,2 16,4-0,50 1,

336 A.2 Solargenerator 325 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Microsol M 0756(40) m-si 39,4 2,7 20,0 2,4 16,4-0,50 0, M 0756(50) m-si 49,2 3,4 20,0 3,0 16,4-0,50 0, M 0756(55) m-si 55,8 3,7 20,0 3,4 16,4-0,50 0, M-1206 m-si 68,8 4,9 20,0 4,3 16,0-0,50 0, M-1206(65) m-si 64,7 4,3 20,0 3,9 16,6-0,50 0, M-1206(70) m-si 69,7 4,6 20,0 4,2 16,6-0,50 0, M-1206(75) m-si 76,4 5,0 20,0 4,6 16,6-0,50 0, M-1431 m-si 97,6 6,5 20,0 6,1 16,0-0,50 0, M-1431/1(75) m-si 76,4 5,0 20,0 4,6 16,6-0,50 0, M-1431/1(80) m-si 79,9 5,1 20,0 4,7 17,0-0,50 0, M-1431/1(90) m-si 90,1 5,7 20,0 5,3 17,0-0,50 0, M-1431/2 (100) m-si 101,3 6,5 20,0 6,1 16,6-0,50 0, M-1431/2 (110) m-si 109,9 7,2 20,0 6,7 16,4-0,50 0, M-1585 (150) m-si 147,7 9,3 20,0 8,9 16,6-0,50 0, M-1585(130) m-si 129,5 8,2 20,0 7,8 16,6-0,50 0, M-1585(140) m-si 137,8 8,7 20,0 8,3 16,6-0,50 0, Millenium Electric MIL-PV-160W-M-01 p-si 162,0 4,9 44,0 4,5 36,0-0,50 0, Mitsubishi MA 100 T2 a-si(1) 100,4 1,2 141,0 0,9 108,0-0,20 64, PV-MF100EC4 (100W) p-si 100,0 6,9 20,8 6,0 16,7-0,48 0, PV-MF110EC4 (110W) p-si 110,0 7,2 21,2 6,4 17,1-0,48 0, PV-MF120EA4 (120W) p-si 119,7 6,9 23,9 6,3 19,0-0,49 0, PV-MF120EC3 p-si 120,4 7,4 22,0 6,8 17,6-0,48 0, PV-MF120EC4 (120W) p-si 120,0 7,4 22,0 6,8 17,6-0,48 0, PV-MF120TE4N (120W) p-si 120,2 7,8 21,6 7,0 17,2-0,45 0, PV-MF125EA4 (125W) p-si 124,6 7,3 24,0 6,6 18,8-0,48 0, PV-MF125TE4N (125Wp) p-si 125,1 7,9 21,8 7,2 17,3-0,45 0, PV-MF130EA4 (130W) p-si 130,4 7,4 24,2 6,8 19,2-0,49 0, PV-MF130TE4N (130W) p-si 130,0 8,1 21,9 7,5 17,4-0,45 0, PV-MF135EA4 (135W) p-si 135,1 7,7 24,3 6,9 19,5-0,49 0, PV-MF155EB4 (155W) p-si 154,9 7,3 30,0 6,6 23,4-0,48 0, PV-MF160EA2LF p-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,48 0, PV-MF160EB4 (160W) p-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,48 0, PV-MF165EA2LF p-si 165,3 7,4 30,4 6,8 24,2-0,48 0, PV-MF165EB4 (165W) p-si 165,3 7,4 30,4 6,8 24,2-0,48 0, PV-MF170EB4 (170W) p-si 170,5 7,4 30,6 6,9 24,6-0,48 0, PV-MF170TD4 (170W) p-si 170,4 7,8 29,9 7,2 23,7-0,45 0,

337 326 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Mitsubishi PV-MF175TD4 (175W) p-si 174,9 7,9 30,2 7,3 23,9-0,45 0, PV-MF180TD4 (180W) p-si 180,3 8,0 30,4 7,5 24,2-0,45 0, PV-MF185TD4 (185W) p-si 185,0 8,1 30,6 7,6 24,4-0,45 0, PV-TD 175MF5 p-si 174,9 7,9 30,2 7,3 23,9-0,50 0, PV-TD 180MF5 p-si 180,3 8,0 30,4 7,5 24,2-0,50 0, PV-TD 185MF5 p-si 185,0 8,1 30,6 7,6 24,4-0,50 0, PV-TD 190MF5 p-si 190,4 8,2 30,8 7,7 24,7-0,50 0, Superstratum Type 120 W m-si 119,7 6,9 23,9 6,3 19,0-0,50 0, Superstratum Type 123 W m-si 122,6 7,0 24,0 6,4 19,1-0,50 0, Superstratum Type 140 W m-si 140,1 7,7 24,5 7,2 19,6-0,50 0, MSK Corporation AJG060-B a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,23 54, Just-Roof MSZ-82P m-si 82,2 5,2 21,5 4,8 17,3-0,50 0, LPA m-si 53,9 1,1 85,0 0,9 62,0-0,50 52, LPA a-si(1) 54,9 1,2 92,0 0,9 61,0-0,23 66, LPP m-si 170,1 8,3 29,0 7,3 23,4-0,50 0, LPP p-si 119,7 5,3 32,3 4,6 25,8-0,50 0, LPP p-si 160,1 5,3 43,0 4,6 34,5-0,50 0, LPP p-si 190,4 7,8 33,2 6,8 28,0-0,40 0, LPS m-si 134,8 5,7 33,5 5,1 26,7-0,50 0, LPS m-si 179,8 5,7 44,6 5,1 35,6-0,50 0, MPP p-si 79,8 5,3 21,5 4,6 17,2-0,50 0, MPS m-si 89,9 5,7 22,3 5,1 17,8-0,50 0, MSZ-82P m-si 82,2 5,2 21,8 4,8 17,3-0,50 0, Photovol TM -Roof RHH m-si 72,1 5,4 27,9 4,9 14,8-0,50 1, Photovol TM Glass a-si(1) 44,1 1,0 91,8 0,7 59,6-0,20 84, PV-TV a-si (1) 38,1 1,0 91,8 0,7 58,6-0,20 77, PV-TV MST-38T1010 m-si 37,5 1,0 91,8 0,6 58,6-0,50 75, PV-TV MST-38T1013 m-si 37,5 1,0 91,8 0,6 58,6-0,50 75, QFJ190-W p-si 189,9 8,2 32,3 7,4 25,8-0,43 0, RHH m-si 72,1 5,4 18,6 4,9 14,8-0,50 0, RK-14 m-si 33,6 5,5 8,7 4,9 6,9-0,50 0, RK-18 m-si 43,3 5,5 11,2 4,9 8,9-0,50 0, TFJ210-W m-si 210,0 8,7 32,9 8,1 25,8-0,43 0, TP p-si 190,3 8,1 33,0 7,2 26,5-0,50 0, TP m-si 210,1 8,6 33,3 7,9 26,7-0,50 0, TS m-si 210,1 8,6 33,3 7,9 26,7-0,43 0, Naps NM 120 A m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0, NM 25 S m-si 24,8 1,7 21,0 1,5 16,5-0,50 1, NM 27 G m-si 26,1 1,8 21,7 1,5 17,4-0,50 1, NM 27 GT m-si 27,0 1,8 21,7 1,6 17,4-0,50 1, NM 38 G m-si 37,6 2,5 21,9 2,2 17,1-0,50 1, NM 55 G m-si 55,0 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0,

338 A.2 Solargenerator 327 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Naps NM 55 GK m-si 55,0 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0, NM 55 S m-si 54,8 3,4 21,7 3,2 17,4-0,50 0, NM 65 A m-si 65,2 4,7 20,5 4,0 16,3-0,50 0, NM 75 A m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0, NM 75 G m-si 75,2 5,1 21,9 4,4 17,1-0,50 0, NP 108 GFDC m-si 10,6 3,2 4,8 2,8 3,8-0,50 0, NP 110 G/12 m-si 109,6 6,8 21,7 6,3 17,4-0,50 0, NP 12 RGFV m-si 12,0 0,8 21,6 0,7 17,1-0,50 3, NP 12 RSS m-si 11,7 0,8 21,6 0,7 16,7-0,50 4, NP 125 GK p-si 124,8 7,9 21,9 7,3 17,1-0,50 0, NP 13 RGFV m-si 12,0 0,8 21,6 0,7 17,1-0,50 3, NP 130 GK band 129,8 8,0 22,0 7,5 17,3-0,49 0, NP 150 G p-si 150,9 5,0 42,2 4,6 32,8-0,43 0, NP 165 G p-si 166,6 5,1 43,4 4,8 34,7-0,43 0, NP 20 S m-si 19,8 1,3 21,0 1,2 16,5-0,50 1, NP 200 GK p-si 199,9 8,2 33,4 7,6 26,2-0,50 0, NP 24 RSS m-si 25,1 1,7 21,6 1,5 16,7-0,50 1, NP 25 RSS m-si 25,1 1,7 21,6 1,5 16,7-0,50 1, NP 25 RV m-si 25,1 1,7 21,6 1,5 16,7-0,50 1, NP 35 RSS m-si 34,4 2,3 21,1 2,1 16,4-0,50 1, NP 37 RSS m-si 37,0 2,3 21,3 2,1 17,6-0,50 0, NP 50 G m-si 50,1 3,4 21,6 3,0 16,7-0,50 0, NP 50 GK m-si 50,1 3,4 21,6 3,0 16,7-0,50 0, NP 50 RSS m-si 50,1 3,2 21,1 3,0 16,7-0,50 0, NP 6/20RGFV m-si 6,0 0,8 11,4 0,7 8,3-0,50 2, NP 61 GK m-si 61,2 3,4 26,3 3,0 20,4-0,50 0, NP 63 K m-si 62,7 3,3 26,0 3,0 20,7-0,50 0, NP 75 G m-si 74,9 5,0 21,1 4,6 16,4-0,50 0, NP 75 GK m-si 75,4 5,0 21,1 4,6 16,4-0,50 0, NP 85 GK m-si 85,3 5,2 21,7 4,9 17,4-0,50 0, NR 100 G/12 band 100,2 6,5 21,1 6,0 16,7-0,49 0, NR 100 G/24 band 99,9 3,2 42,2 3,0 33,3-0,49 1, NR 50 G m-si 50,1 3,2 21,1 3,0 16,7-0,50 0, NR 50 GK m-si 50,1 3,2 21,1 3,0 16,7-0,50 0, NR 61 GK m-si 61,2 3,2 25,8 3,0 20,4-0,50 0, NT 13 N m-si 10,4 0,8 22,0 0,6 17,3-0,50 14, Nau Umwelt und Energietechnik NP 160 p-si 160,1 7,8 28,4 7,0 22,8-0,43 0, NP 165 m-si 162,2 5,5 43,1 4,8 34,0-0,50 1, NP 175m m-si 175,2 5,4 44,0 5,0 35,4-0,50 0, NP140 m-si 136,9 4,5 42,2 4,1 33,8-0,50 0, Nesl DJM-100P p-si 100,0 7,7 20,7 5,9 17,0-0,45 1, DJM-110P p-si 110,0 8,2 20,8 6,4 17,1-0,45 0, DJM-120P p-si 120,1 8,3 20,9 7,0 17,2-0,45 0, DJM130P p-si 130,0 8,8 21,1 7,5 17,4-0,45 0, DJM-140P p-si 140,1 8,8 21,6 7,9 17,8-0,45 0, DJM-160D m-si 160,1 5,3 41,8 4,6 34,5-0,37 0, DJM-160P p-si 160,1 8,2 28,3 6,9 23,2-0,45 0, DJM-165D m-si 165,0 5,1 43,6 4,7 35,4-0,37 0, DJM-170D m-si 170,1 5,4 43,3 4,8 35,8-0,37 0, DJM-170P p-si 170,1 8,4 28,4 7,3 23,3-0,45 0, DJM-175D m-si 175,1 5,5 43,7 4,9 36,1-0,37 0,

339 328 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Nesl DJM-175P p-si 175,1 8,5 28,7 7,5 23,5-0,45 0, DJM-180D m-si 179,9 5,5 43,8 5,0 36,2-0,37 0, DJM-180P p-si 180,0 8,6 28,7 7,7 23,5-0,45 0, DJM-185D m-si 185,0 5,5 44,8 5,1 36,2-0,37 0, DJM-185P p-si 185,1 8,7 28,9 7,8 23,7-0,45 0, DJM-200P p-si 200,0 7,3 36,5 6,9 29,2-0,45 0, DJM-210 D m-si 210,2 5,3 56,0 4,5 46,3-0,37 1, DJM-210P p-si 209,9 7,6 36,7 7,1 29,4-0,45 0, DJM-220D m-si 220,0 5,4 56,5 4,7 46,7-0,37 1, DJM-220P p-si 220,0 7,9 36,9 7,5 29,4-0,45 0, DJM-230D m-si 229,9 5,5 57,1 4,9 47,2-0,37 0, DJM-230P p-si 230,1 8,2 37,3 7,7 29,8-0,45 0, DJM-240D m-si 239,9 5,6 57,5 5,1 47,5-0,37 0, DJM-250P p-si 250,2 8,6 42,9 7,2 34,6-0,45 0, DJM-25D m-si 24,9 1,7 20,8 1,5 17,2-0,37 1, DJM-260P p-si 259,9 8,5 43,0 7,5 34,7-0,45 0, DJM-270P p-si 270,0 8,6 43,7 7,7 35,2-0,45 0, DJM-280P p-si 279,9 8,8 43,8 7,9 35,3-0,45 0, DJM-30D m-si 29,9 2,1 21,1 1,7 17,4-0,37 1, DJM-35P p-si 34,9 2,5 21,0 2,0 17,3-0,45 2, DJM-40P p-si 39,9 2,8 21,2 2,3 17,5-0,45 1, DJM-45P p-si 45,1 2,9 21,3 2,6 17,6-0,45 0, DJM-50P p-si 49,9 3,8 20,8 2,9 17,1-0,45 2, DJM-55P p-si 55,0 4,1 20,9 3,2 17,2-0,45 1, DJM-60P p-si 60,0 4,1 21,0 3,5 17,3-0,45 0, DJM-65P p-si 65,1 4,3 21,1 3,7 17,4-0,45 0, DJM-70D m-si 70,0 5,0 20,8 4,1 17,2-0,37 0, DJM-70P p-si 69,9 4,3 21,5 4,0 17,7-0,45 0, DJM-80D m-si 80,0 5,4 21,2 4,6 17,5-0,37 0, DJM-90D m-si 90,1 5,5 22,0 5,0 18,2-0,37 0, Newtec SDZ m-si 36,1 3,4 14,4 3,1 11,6-0,28 0, SDZ 36 Main m-si 36,0 3,3 14,6 3,0 12,0-0,28 0, SDZ m-si 36,7 3,5 14,5 3,1 11,7-0,28 0, Nigbo NF 100A m-si 100,0 6,6 21,4 5,9 17,1-0,50 0, NF 10A m-si 10,0 0,8 21,2 0,6 17,0-0,50 13, NF 110A m-si 110,3 7,1 21,4 6,5 17,1-0,50 0, NF 120A m-si 119,9 7,7 21,4 7,0 17,1-0,50 0, NF 160A m-si 160,0 5,1 43,0 4,7 34,4-0,50 0, NF 170A m-si 168,6 5,2 43,0 4,9 34,4-0,50 0, NF 180A m-si 175,4 5,4 43,0 5,1 34,4-0,50 0, NF 18A m-si 18,0 1,1 21,2 1,1 17,0-0,50 1, NF 20A m-si 20,1 1,2 21,2 1,2 17,0-0,50 1, NF 75A m-si 75,1 4,9 21,4 4,4 17,1-0,50 0, NF 80A m-si 80,0 5,2 21,5 4,7 17,2-0,50 0, NF 85A m-si 85,0 5,4 21,5 4,9 17,2-0,50 0, NFM 240P/220 p-si 220,2 7,2 43,4 6,4 34,4-0,50 0, NFM 240P/230 p-si 230,1 7,6 43,4 6,7 34,4-0,50 0, NFM 240P/240 p-si 240,1 7,9 43,4 7,0 34,4-0,50 0, NFM 120 (P) p-si 122,2 8,0 21,5 7,0 17,5-0,50 0, NFM 120P/110 p-si 110,1 7,2 21,7 6,4 17,2-0,50 0, NFM 120P/120 p-si 120,1 7,9 21,7 7,0 17,2-0,50 0,

340 A.2 Solargenerator 329 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Nigbo NFM 160 (P) p-si 160,3 5,1 43,6 4,6 35,0-0,50 0, NFM 160P/150 p-si 150,0 4,9 43,4 4,4 34,4-0,50 1, NFM 160P/170 p-si 169,9 5,6 43,4 4,9 34,4-0,50 0, NFM 160P7/160 p-si 160,0 5,3 43,4 4,7 34,4-0,50 0, NFM 20 (P) p-si 20,7 1,3 21,5 1,2 17,5-0,50 1, NFM 200P/180 p-si 179,9 7,1 36,2 6,3 28,6-0,50 0, NFM 200P/190 p-si 189,9 7,5 36,2 6,6 28,6-0,50 0, NFM 200P/220 p-si 199,6 7,9 36,2 7,0 28,6-0,50 0, NFM 250 (P) p-si 297,5 9,2 43,6 8,5 35,0-0,50 0, NFM 30 (P) p-si 30,8 2,0 21,5 1,8 17,5-0,50 1, NFM 300 (P) p-si 297,5 9,2 43,6 8,5 35,0-0,50 0, NFM 40 (P) p-si 40,6 2,6 21,5 2,3 17,5-0,50 0, NFM 60 (P) p-si 61,1 3,9 21,5 3,5 17,5-0,50 0, NFM 80 (P) p-si 80,2 5,1 21,5 4,6 17,5-0,50 0, Sun Earth 160W m-si 160,2 5,5 44,0 4,6 34,6-0,40 1, Sun Earth 165W m-si 165,0 5,5 44,0 4,7 34,8-0,40 1, Sun Earth 170W m-si 170,1 5,5 44,0 4,9 35,0-0,40 0, Sun Earth 175W m-si 174,6 5,5 44,0 5,0 35,2-0,40 0, Ningbo Huasheng Solar Energy HS m-si 1,5 0,2 11,1 0,2 8,7-0,50 6, HS (a) m-si 100,0 6,7 21,2 5,9 16,9-0,50 0, HS (b) m-si 99,8 6,4 21,8 5,8 17,2-0,50 0, HS m-si 9,9 0,7 21,4 0,6 17,1-0,50 4, HS m-si 109,9 7,3 21,4 6,5 17,0-0,50 0, HS m-si 89,8 6,9 22,1 5,2 17,4-0,50 1, HS m-si 109,9 7,0 21,8 6,4 17,2-0,50 0, HS m-si 11,0 0,7 21,6 0,6 17,2-0,50 3, HS-1-18 m-si 1,0 0,1 11,0 0,1 8,7-0,50 8, HS m-si 120,2 7,8 21,6 7,0 17,1-0,50 0, HS m-si 119,9 7,4 22,1 6,9 17,4-0,50 0, HS m-si 119,9 7,8 21,6 7,0 17,2-0,50 0, HS m-si 12,0 0,8 21,8 0,7 17,4-0,50 2, HS m-si 130,0 7,3 21,8 7,5 17,3-0,50 0, HS m-si 130,0 8,8 22,8 7,5 17,4-0,50 0, HS m-si 139,9 8,6 22,1 8,0 17,6-0,50 0, HS m-si 15,0 1,0 21,6 0,9 17,2-0,50 2, HS m-si 160,1 5,2 43,2 4,7 34,2-0,50 0, HS m-si 170,1 5,4 43,6 4,9 34,5-0,50 0, HS m-si 180,1 5,6 44,2 5,2 34,9-0,50 0, HS (a) m-si 17,9 1,2 21,8 1,0 17,4-0,50 2, HS (b) m-si 18,0 1,2 21,4 1,1 17,1-0,50 2, HS m-si 2,5 0,3 11,0 0,3 8,7-0,50 4, HS m-si 200,1 6,5 43,2 5,9 34,2-0,50 0, HS (a) m-si 20,1 1,3 22,1 1,1 17,6-0,50 1, HS (b) m-si 20,0 1,4 21,6 1,2 17,2-0,50 3, HS m-si 210,1 6,7 43,6 6,1 34,5-0,50 0, HS-2-18 m-si 2,0 0,3 10,8 0,2 8,5-0,50 4, HS m-si 220,2 6,8 44,2 6,3 34,9-0,50 0, HS m-si 21,9 1,4 21,8 1,3 17,4-0,50 1, HS m-si 3,6 0,5 11,0 0,4 8,7-0,50 2, HS m-si 3,6 0,2 21,4 0,2 17,1-0,50 9, HS-3-18 (a) m-si 3,0 0,4 10,8 0,4 8,5-0,50 3, HS-3-18 (b) m-si 3,0 0,4 11,1 0,3 8,7-0,50 3,

341 330 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Ningbo Huasheng Solar Energy HS m-si 4,5 0,3 21,8 0,3 17,4-0,50 7, HS-4-18 m-si 4,0 0,5 11,1 0,5 8,7-0,50 2, HS-4-36 m-si 4,0 0,3 21,6 0,2 17,2-0,50 9, HS m-si 65,0 4,2 21,6 3,8 17,1-0,50 0, HS m-si 75,0 4,8 21,8 4,4 17,2-0,50 0, HS m-si 85,1 5,3 22,1 4,9 17,4-0,50 0, HS m-si 90,0 6,0 21,4 5,3 17,0-0,50 0, Ningbo Komaes Solar Technology KM(A)10-19 m-si 10,1 0,7 22,0 0,5 19,0-0,50 3, KM(A) m-si 15,9 1,0 23,9 0,9 17,7-0,50 4, KM(A)20-38 m-si 20,1 0,7 47,0 0,5 38,0-0,50 21, KM(A)2-14 m-si 2,1 0,2 18,9 0,2 14,0-0,50 48, KM(A) m-si 2,1 0,1 23,9 0,1 17,7-0,50 52, KM(A)40-46 m-si 45,1 1,1 62,0 1,0 46,0-0,50 8, KM(A) m-si 5,3 0,4 23,9 0,3 17,7-0,50 27, KM(A)5-36 m-si 5,4 0,2 47,0 0,2 36,0-0,50 101, KM(P)10 p-si 10,5 0,7 21,5 0,6 17,6-0,50 2, KM(P)100 p-si 100,2 6,3 21,6 5,7 17,7-0,50 0, KM(P)110 p-si 110,1 6,5 21,8 6,1 18,2-0,50 0, KM(P)120 p-si 120,3 7,4 21,6 6,9 17,6-0,50 0, KM(P)130 p-si 130,0 8,3 21,6 7,3 17,9-0,50 0, KM(P)140 p-si 140,5 6,3 43,7 3,9 36,4-0,50 1, KM(P)15 p-si 15,0 0,9 21,6 0,9 17,6-0,50 1, KM(P)150 p-si 150,4 6,3 32,4 5,6 26,7-0,50 0, KM(P)160 p-si 160,7 6,6 32,5 5,9 27,1-0,50 0, KM(P)170 p-si 127,6 5,1 43,2 4,7 27,1-0,50 2, KM(P)180 p-si 180,3 5,4 43,5 5,0 36,3-0,50 0, KM(P)20 p-si 20,0 1,2 21,6 1,1 17,6-0,50 1, KM(P)200 p-si 200,5 8,0 32,5 7,4 27,1-0,50 0, KM(P)215 p-si 217,4 7,9 36,0 7,3 29,9-0,50 0, KM(P)220 p-si 222,0 8,1 36,6 7,4 30,0-0,50 0, KM(P)225 p-si 225,3 8,1 36,6 7,5 30,2-0,50 0, KM(P)230 p-si 231,6 8,2 36,6 7,6 30,5-0,50 0, KM(P)25 p-si 24,9 1,6 21,1 1,4 17,5-0,50 1, KM(P)30 p-si 30,0 1,8 21,6 1,7 17,6-0,50 0, KM(P)40 p-si 40,0 2,5 21,6 2,3 17,6-0,50 0, KM(P)5 p-si 5,0 0,3 21,5 0,3 17,6-0,50 5, KM(P)50 p-si 50,2 3,0 21,6 2,8 17,7-0,50 0, KM(P)55 p-si 55,3 3,2 21,9 3,0 18,2-0,50 0, KM(P)60 p-si 60,2 3,7 21,5 3,4 17,6-0,50 0, KM(P)70 p-si 70,5 4,2 21,6 4,1 17,2-0,50 0, KM(P)80 p-si 80,0 5,0 21,6 4,5 17,7-0,50 0, KM10(17) m-si 10,1 0,6 21,8 0,6 17,7-0,50 3, KM10(17)6 m-si 10,1 0,6 21,5 0,6 17,7-0,50 2, KM100(17) m-si 100,1 6,5 21,5 5,8 17,2-0,50 0, KM100(17)6 m-si 100,2 6,3 21,5 5,7 17,7-0,50 0, KM110(17) m-si 110,1 7,0 21,5 6,3 17,6-0,50 0, KM110(17)6 m-si 110,3 6,7 22,4 6,0 18,3-0,50 0, KM120(17) m-si 120,3 7,5 21,8 6,7 17,9-0,50 0, KM120(17)6 m-si 120,1 7,6 21,5 6,8 17,7-0,50 0, KM130(17) m-si 130,0 8,0 22,0 7,1 18,3-0,50 0, KM130(17)6 m-si 130,1 8,1 21,6 7,3 17,9-0,50 0, KM140(36) m-si 140,3 4,3 43,3 4,1 34,5-0,50 0,

342 A.2 Solargenerator 331 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Ningbo Komaes Solar Technology KM140(36)6 m-si 140,3 4,4 44,3 3,8 36,7-0,50 0, KM15(17) m-si 15,1 1,0 21,8 0,9 17,7-0,50 2, KM15(17)6 m-si 15,1 1,0 21,5 0,9 17,7-0,50 1, KM150 m-si 150,9 4,7 43,5 4,4 34,6-0,50 0, KM150(27)6 m-si 150,3 6,3 32,3 5,6 26,8-0,50 0, KM150(36) m-si 150,9 4,7 43,4 4,4 34,6-0,50 0, KM155 m-si 156,2 4,8 43,5 4,4 35,4-0,50 0, KM155(36) m-si 156,2 4,8 43,5 4,4 35,4-0,50 0, KM160 m-si 161,5 4,9 43,6 4,5 35,8-0,50 0, KM160(27)6 m-si 160,0 6,5 32,9 5,8 27,5-0,50 0, KM160(36) m-si 161,5 4,9 43,6 4,5 35,8-0,50 0, KM165 m-si 165,4 4,9 43,8 4,6 36,2-0,50 0, KM165(36) m-si 165,4 4,9 43,8 4,6 36,2-0,50 0, KM170 m-si 170,1 5,1 43,9 4,7 36,4-0,50 0, KM170(36) m-si 170,1 5,1 43,9 4,7 36,4-0,50 0, KM170(36)6 m-si 170,0 5,2 43,2 4,6 36,7-0,50 0, KM175 m-si 175,2 5,2 44,0 4,8 36,7-0,50 0, KM175(36) m-si 175,2 5,2 44,0 4,8 36,7-0,50 0, KM180 m-si 180,7 5,3 44,1 4,9 36,7-0,50 0, KM180(36) m-si 180,7 5,3 44,1 4,9 36,7-0,50 0, KM180(36)6 m-si 180,3 5,5 44,4 4,9 36,7-0,50 0, KM185(36) m-si 185,4 5,4 44,1 5,0 36,8-0,50 0, KM20(17) m-si 20,0 1,3 21,8 1,1 17,7-0,50 1, KM20(17)6 m-si 20,0 1,3 21,5 1,1 17,7-0,50 1, KM200(27)6 m-si 200,2 8,3 32,9 7,3 27,5-0,50 0, KM220(30)6 m-si 220,3 8,1 36,1 7,2 30,6-0,50 0, KM25(17) m-si 25,0 1,6 21,8 1,4 17,7-0,50 1, KM25(17)6 m-si 25,0 1,6 21,5 1,4 17,7-0,50 1, KM30(17) m-si 30,0 1,8 21,8 1,7 17,6-0,50 1, KM30(17)6 m-si 30,2 1,9 21,5 1,7 17,7-0,50 0, KM40(17) m-si 40,0 2,5 21,6 2,3 17,6-0,50 0, KM40(17)6 m-si 40,1 2,5 21,5 2,3 17,7-0,50 0, KM5(17) m-si 5,1 0,3 21,8 0,3 17,7-0,50 6, KM5(17)6 m-si 5,0 0,3 21,5 0,3 17,7-0,50 5, KM50(17) m-si 50,3 3,3 21,7 2,9 17,2-0,50 0, KM50(17)6 m-si 50,2 3,2 21,5 2,8 17,7-0,50 0, KM55(17) m-si 55,0 3,4 21,9 3,0 18,1-0,50 0, KM55(17)6 m-si 55,0 3,4 21,9 3,0 18,1-0,50 0, KM60(17) m-si 60,2 3,8 21,8 3,4 17,6-0,50 0, KM60(17)6 m-si 60,3 3,8 21,5 3,4 17,7-0,50 0, KM70(17) m-si 70,7 4,6 21,7 4,1 17,2-0,50 0, KM70(17)6 m-si 71,0 4,3 22,1 3,9 18,3-0,50 0, KM80(17) m-si 80,0 5,1 21,6 4,5 17,7-0,50 0, KM80(17)6 m-si 80,0 5,1 21,5 4,5 17,7-0,50 0, Perlight Solar PLM-005 m-si 5,0 0,4 21,4 0,3 17,2-0,55 15, PLM-005P p-si 5,0 0,6 10,7 0,6 8,7-0,49 1, PLM-010 m-si 10,0 0,6 21,4 0,6 17,2-0,55 3, PLM-010P p-si 9,9 0,6 21,4 0,6 17,4-0,49 2, PLM-020 m-si 20,1 1,2 21,6 1,1 17,6-0,55 1, ,5 280 PLM-020P p-si 20,1 1,2 21,6 1,1 17,6-0,49 1, PLM-030 m-si 29,2 1,9 21,4 1,7 16,8-0,55 1, ,5 533 PLM-030P p-si 29,9 1,9 21,6 1,7 17,6-0,49 1,

343 332 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Perlight Solar PLM-035 m-si 34,5 2,2 21,6 2,0 17,0-0,55 1, ,5 533 PLM-035P p-si 34,9 2,2 21,2 2,0 17,2-0,49 0, PLM-040 m-si 40,1 2,5 21,6 2,3 17,2-0,55 0, ,5 533 PLM-040P p-si 40,0 2,5 21,6 2,3 17,6-0,49 0, PLM-045 m-si 45,1 2,8 21,4 2,6 17,2-0,55 0, PLM-045P p-si 45,0 2,7 21,8 2,5 17,8-0,49 0, PLM-050 m-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,4-0,55 0, PLM-050P p-si 50,1 3,2 21,3 2,9 17,2-0,49 0, PLM-055 m-si 55,1 3,4 21,8 3,1 17,6-0,55 0, PLM-060 m-si 60,0 3,7 21,9 3,4 17,8-0,55 0, PLM-060P p-si 60,0 3,7 21,6 3,4 17,6-0,49 0, PLM-065 m-si 65,0 4,1 21,0 3,8 17,1-0,55 0, PLM-065P p-si 65,0 4,0 21,9 3,7 17,8-0,49 0, PLM-070 m-si 70,0 4,4 21,2 4,1 17,2-0,55 0, PLM-070P p-si 70,0 4,4 21,2 4,1 17,2-0,49 0, PLM-075 m-si 75,0 4,7 21,4 4,3 17,4-0,55 0, PLM-080 m-si 80,1 4,9 21,6 4,6 17,6-0,55 0, PLM-080P p-si 80,1 4,9 21,6 4,6 17,6-0,49 0, PLM-085 m-si 85,1 5,2 21,8 4,8 17,8-0,55 0, PLM-090 m-si 90,0 5,5 21,9 5,0 17,9-0,55 0, PLM-090P p-si 90,1 5,5 21,8 5,1 17,8-0,49 0, PLM-095 m-si 94,9 6,0 21,2 5,5 17,2-0,55 0, PLM-100 m-si 100,1 6,2 21,4 5,8 17,4-0,55 0, PLM-100P p-si 99,9 6,3 21,1 5,8 17,2-0,49 0, PLM-105 m-si 105,1 6,4 21,6 6,0 17,6-0,55 0, PLM-110 m-si 110,0 6,7 21,8 6,2 17,8-0,55 0, PLM-110P p-si 110,0 6,9 21,4 6,3 17,4-0,49 0, PLM-120P p-si 120,0 7,4 21,6 6,8 17,6-0,49 0, PLM-130P p-si 129,9 7,9 21,8 7,3 17,8-0,49 0, PLM-145 m-si 145,0 4,9 43,2 4,3 33,8-0,55 1, PLM-150 m-si 149,9 4,7 43,3 4,4 34,3-0,55 0, PLM-155 m-si 154,9 5,0 43,5 4,5 34,5-0,55 0, PLM-160 m-si 160,0 5,0 43,8 4,6 35,0-0,55 0, PLM-165 m-si 164,9 5,1 43,9 4,6 35,7-0,55 0, PLM-170 m-si 170,0 5,2 43,9 4,8 35,2-0,55 0, PLM-170P p-si 169,9 7,9 29,3 7,3 23,4-0,49 0, PLM-175 m-si 175,1 5,2 44,2 4,8 36,4-0,55 0, PLM-175P p-si 175,1 8,1 29,5 7,4 23,6-0,49 0, PLM-180 m-si 179,8 5,5 44,2 5,1 35,4-0,55 0, PLM-180P p-si 180,4 8,4 29,7 7,6 23,8-0,49 0, PLM-185P p-si 185,0 8,4 29,9 7,7 24,0-0,49 0, PLM-190 m-si 190,2 4,5 57,6 4,2 45,5-0,55 1, PLM-200 m-si 200,2 4,8 57,8 4,4 45,7-0,55 1, PLM-200P p-si 199,9 7,4 36,4 6,8 29,4-0,49 0, PLM-210 m-si 210,2 4,9 58,2 4,5 46,3-0,55 1, PLM-210P p-si 209,9 7,7 36,6 7,1 29,6-0,49 0, PLM-220 m-si 219,9 5,0 58,5 4,6 47,6-0,55 1, PLM-220P p-si 219,9 8,0 36,8 7,4 29,8-0,49 0, PLM-230 m-si 229,9 5,2 58,8 4,7 48,5-0,55 0, PLM-230P p-si 229,9 8,1 36,9 7,4 30,9-0,49 0, PLM-240 m-si 240,1 5,5 59,0 4,9 48,7-0,55 0, PLM-240P p-si 240,1 8,3 37,1 7,7 31,3-0,49 0, PLM-250 m-si 249,9 7,8 44,1 7,2 34,8-0,55 0,

344 A.2 Solargenerator 333 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Perlight Solar PLM-250P p-si 250,2 7,8 43,8 7,2 34,6-0,50 0, PLM-260 m-si 260,1 8,1 44,3 7,4 35,0-0,55 0, PLM-260P p-si 260,0 8,1 44,0 7,5 34,8-0,50 0, PLM-270 m-si 270,0 8,3 44,5 7,7 35,2-0,55 0, PLM-270P p-si 269,9 8,4 44,2 7,7 35,0-0,50 0, PLM-280 m-si 280,0 8,6 44,7 7,9 35,4-0,55 0, PLM-280P p-si 279,8 8,6 44,4 8,0 35,2-0,50 0, Pfleiderer Terra-Piatta-Solar II m-si 56,0 3,5 22,0 3,2 17,5-0,40 0, Terra-Piatta-Solar, ASE mono m-si 51,2 3,4 21,8 3,1 16,8-0,40 0, Terra-Piatta-Solar, ASE poly p-si 51,0 4,9 14,4 4,3 12,0-0,40 0, Terra-Piatta-Solar, Sunways p-si 50,8 3,1 22,0 2,9 17,5-0,40 0, Phaesun USP 10 m-si 9,7 0,7 20,5 0,6 16,5-0,50 3, USP 100 m-si 99,9 3,4 41,0 2,9 34,2-0,50 1, USP m-si 99,2 6,6 21,0 5,8 17,1-0,50 0, USP m-si 99,9 3,4 41,0 2,9 34,2-0,50 1, USP 12 m-si 12,0 0,8 20,5 0,7 16,9-0,50 2, USP 135 m-si 139,9 4,7 42,0 4,2 33,0-0,50 0, USP 140(12V) m-si 140,0 9,3 21,0 8,2 17,1-0,50 0, USP 140(24V) m-si 139,9 4,7 42,0 4,1 34,2-0,50 0, USP 145 m-si 149,8 4,9 42,0 4,4 34,2-0,50 0, USP 15 m-si 15,0 1,0 20,5 0,9 16,9-0,50 1, USP 18 m-si 18,1 1,2 20,5 1,1 16,9-0,50 1, USP 20 m-si 19,9 1,4 20,5 1,2 16,9-0,50 1, USP 25 m-si 25,4 1,7 20,5 1,5 16,9-0,50 1, USP 37 m-si 37,1 2,5 20,5 2,2 16,7-0,50 0, USP 45 m-si 44,9 3,1 20,5 2,7 16,7-0,50 0, USP 5 m-si 5,1 0,3 20,5 0,3 16,9-0,50 5, USP 50 m-si 49,9 3,4 20,5 3,0 16,7-0,50 0, USP 65 m-si 65,0 4,3 21,0 3,9 16,7-0,50 0, USP 70 m-si 69,9 4,7 21,0 4,1 17,1-0,50 0, USP 75 m-si 75,1 5,0 21,0 4,4 17,1-0,50 0, USP 80 m-si 80,0 5,3 21,0 4,7 17,1-0,50 0, Philips PSM 125 p-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,33 0, PSM 165 p-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,33 0, Phönix ASE-200-GT-FT/TE (180 W) m-si 179,9 3,5 72,4 3,1 58,8-0,50 2, ASE-200-GT-FT/TE (190 W) m-si 190,4 3,5 73,0 3,2 59,7-0,50 1, ASE-200-GT-FT/TE (200 W) m-si 199,8 3,6 73,4 3,3 60,0-0,50 1, ASE-200-GT-FT/TE / 205 W m-si 205,2 3,7 73,7 3,4 60,0-0,46 1, MHI MA 100 TI a-si(1) 100,4 1,2 141,0 0,9 108,0-0,20 64, Newtec-Solardachz SDZ36/mono m-si 36,1 3,4 14,4 3,1 11,6-0,37 0,

345 334 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Phönix Newtec-Solardachz SDZ36/poly p-si 36,0 3,3 14,6 3,0 12,0-0,37 0, Photowatt PW6-230 p-si 230,3 7,2 43,6 6,6 34,9-0,43 0, PHX-162 S p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,49 0, PL 16/140 m-si 136,9 4,5 42,2 4,1 33,8-0,50 0, SDE PW 1250 p-si 123,4 5,0 32,0 4,8 25,7-0,37 0, SDE PW 1650 p-si 123,4 5,0 32,0 4,8 25,7-0,37 0, SM m-si 110,3 3,5 43,5 3,2 35,0-0,30 1, Phono Solar PS160M-24/F m-si 160,2 5,1 43,8 4,6 34,6-0,35 0, PS160P-24/F p-si 160,3 5,1 43,8 4,7 34,4-0,35 0, PS165M-24/F m-si 164,9 5,1 44,0 4,7 35,0-0,35 0, PS165P-24/F p-si 165,3 5,1 44,0 4,8 34,8-0,35 0, PS170M-24/F m-si 169,9 5,2 44,2 4,8 35,4-0,35 0, PS170P-24/F p-si 170,4 5,2 44,2 4,8 35,2-0,35 0, PS175M-24/F m-si 175,1 5,2 44,4 4,9 35,8-0,35 0, PS175P-24/F p-si 175,2 5,2 44,4 4,9 35,6-0,35 0, PS180M-24/F m-si 180,3 5,3 44,6 5,0 36,2-0,35 0, PS180P-24/F p-si 180,0 5,3 44,6 5,0 36,0-0,35 0, PS185M-24/F m-si 185,2 5,3 44,8 5,1 36,6-0,35 0, PS185P-24/F p-si 184,9 5,3 44,8 5,1 36,4-0,35 0, PS190M-24/F m-si 190,2 5,4 45,0 5,1 37,0-0,35 0, PS190P-24/F p-si 189,9 5,4 45,0 5,2 36,8-0,35 0, PS210M-20/U m-si 210,2 7,9 36,7 7,3 28,8-0,35 0, PS210P-20/U p-si 210,2 7,9 36,5 7,4 28,6-0,35 0, PS215M-20/U m-si 215,2 8,0 36,9 7,4 29,0-0,35 0, PS215P-20/U p-si 215,1 8,0 36,7 7,5 28,8-0,35 0, PS220M-20/U m-si 220,2 8,1 37,0 7,5 29,2-0,35 0, PS220P-20/U p-si 220,1 8,1 36,9 7,6 29,0-0,35 0, PS225M-20/U m-si 225,2 8,2 37,1 7,7 29,4-0,35 0, PS225P-20/U p-si 225,1 8,2 37,0 7,7 29,2-0,35 0, PS230M-20/U m-si 230,3 8,3 37,3 7,8 29,6-0,35 0, PS230P-20/U p-si 230,2 8,3 37,1 7,8 29,4-0,35 0, PS235M-20/U m-si 235,4 8,4 37,5 7,9 29,8-0,35 0, PS235P-20/U p-si 235,0 8,4 37,3 7,9 29,6-0,35 0, PS240M-20/U m-si 240,0 8,5 37,6 8,0 30,0-0,35 0, PS240P-20/U p-si 240,2 8,5 37,5 8,1 29,8-0,35 0, PS75M-12/D m-si 75,2 4,8 21,6 4,4 17,2-0,35 0, PS75P-12/D p-si 75,1 4,8 21,5 4,4 17,0-0,35 0, PS80M-12/D m-si 80,0 5,0 21,8 4,6 17,4-0,35 0, PS80P-12/D p-si 80,2 5,0 21,7 4,7 17,2-0,35 0, PS85M-12/D m-si 85,0 5,2 22,0 4,8 17,6-0,35 0, PS85P-12/D p-si 84,9 5,2 21,9 4,9 17,4-0,35 0, PS90M-12/D m-si 90,1 5,4 22,2 5,1 17,8-0,35 0, PS90P-12/D p-si 90,1 5,4 22,1 5,1 17,6-0,35 0, Photovoltech BCT m-si 3,4 7,9 0,6 7,1 0,5-0,40 0, BCT m-si 3,5 8,0 0,6 7,3 0,5-0,40 0, BCT m-si 3,6 8,0 0,6 7,4 0,5-0,40 0, BCT m-si 3,7 8,2 0,6 7,6 0,5-0,40 0, BCT m-si 3,8 8,3 0,6 7,7 0,5-0,40 0, BCT m-si 3,9 8,4 0,6 7,8 0,5-0,40 0, BCT m-si 3,9 8,5 0,6 7,8 0,5-0,40 0,

346 A.2 Solargenerator 335 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Photovoltech BCT m-si 4,0 8,5 0,6 7,9 0,5-0,40 0, HI-LINE A 0136 (75W) p-si 75,1 4,9 21,3 4,3 17,3-0,49 0, HI-LINE A 0136 (80W) p-si 80,0 5,1 21,5 4,6 17,4-0,49 0, HI-LINE A 0136 (85W) p-si 85,5 5,3 21,7 4,9 17,6-0,49 0, HI-LINE A 0136 (90W) p-si 89,9 5,4 21,9 5,1 17,8-0,49 0, HI-LINE A 0154 (120W) p-si 120,1 5,1 32,3 4,6 26,1-0,49 0, HI-LINE A 0154 (127W) p-si 127,8 5,3 32,6 4,9 26,3-0,49 0, HI-LINE A 0154 (135W) p-si 134,9 5,3 32,6 5,1 26,3-0,49 0, HI-LINE A 0172 (160W) p-si 160,1 5,1 43,0 4,6 34,8-0,42 0, HI-LINE A 0172 (170W) p-si 170,1 5,3 43,4 4,9 35,0-0,42 0, HI-LINE A 0172 (180W) p-si 179,8 5,4 43,8 5,1 35,6-0,42 0, MSTD 120 A p-si 120,1 4,9 32,0 4,6 26,0-0,49 0, MSTD 127 A p-si 126,8 6,1 32,3 4,9 26,1-0,49 1, MSTD 135 A p-si 134,9 5,3 32,6 5,1 26,3-0,49 0, MSTD 160 A p-si 160,1 5,1 43,0 4,6 34,8-0,42 0, MSTD 170 A p-si 171,1 5,3 43,4 4,9 35,2-0,42 0, MSTD 180 A p-si 179,8 5,4 43,8 5,1 35,6-0,42 0, MSTD 190 p-si 190,2 8,0 32,4 7,3 26,2-0,32 0, MSTD 200 p-si 200,0 8,3 32,8 7,5 26,7-0,32 0, MSTD 75 A m-si 75,1 4,9 21,3 4,3 17,3-0,50 0, MSTD 80 A m-si 80,0 5,1 21,5 4,6 17,4-0,50 0, MSTD 85 A m-si 85,5 5,3 21,7 4,9 17,6-0,50 0, MSTD 90 A m-si 89,9 5,4 21,9 5,1 17,8-0,50 0, STD m-si 3,4 7,6 0,6 7,0 0,5-0,40 0, STD m-si 3,5 7,7 0,6 7,1 0,5-0,40 0, STD m-si 3,6 7,9 0,6 7,3 0,5-0,40 0, STD m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,40 0, STD m-si 3,7 8,0 0,6 7,5 0,5-0,40 0, STD m-si 3,8 8,1 0,6 7,5 0,5-0,40 0, STD m-si 3,9 8,2 0,6 7,6 0,5-0,40 0, STD m-si 4,0 8,3 0,6 7,7 0,5-0,40 0, Photowatt PW 1000 I-1 m-si 105,4 3,3 44,0 3,1 34,0-0,50 1, PW 1000 I-2 m-si 102,0 3,1 43,5 3,0 34,0-0,50 1, PW 1000 I-3 m-si 98,6 3,0 43,5 2,9 34,0-0,50 1, PW 1000 I-4 m-si 95,2 2,9 43,5 2,8 34,0-0,50 1, PW 1000, 100W p-si 99,8 3,0 43,2 2,9 34,4-0,43 1, PW 1000, 105W p-si 105,5 3,2 43,2 3,1 34,6-0,43 1, PW 1000, 110W p-si 109,6 3,4 43,4 3,2 34,8-0,43 1, PW 1000, 90W m-si 90,7 2,8 43,0 2,7 33,6-0,50 1, PW 1000, 95W m-si 95,2 2,9 43,2 2,8 34,0-0,50 1, PW p-si 11,1 0,7 21,5 0,7 17,0-0,40 3, PW p-si 114,3 4,7 31,9 4,5 25,4-0,40 0,

347 336 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Photowatt PW p-si 124,3 5,0 32,3 4,8 25,9-0,40 0, PW p-si 134,6 5,3 32,4 5,1 26,4-0,40 0, PW W p-si 140,4 4,5 42,8 4,2 33,6-0,45 0, PW W p-si 150,3 4,7 42,8 4,4 34,0-0,45 0, PW (24V) p-si 123,4 5,0 32,0 4,8 25,7-0,40 0, PW (12V) p-si 156,4 9,6 21,5 9,2 17,0-0,40 0, PW (24V) p-si 156,4 4,8 43,0 4,6 34,0-0,40 0, PW (12V) p-si 165,110,2 21,6 9,6 17,2-0,40 0, PW (12V) p-si 175,010,6 21,7 10,0 17,5-0,40 0, PW V 165W/3% p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0, PW V 165W/5% p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0, PW V 175W/3% p-si 175,0 5,3 43,4 5,0 35,0-0,43 0, PW V 175W/5% p-si 175,0 5,3 43,2 5,0 34,8-0,43 0, PW p-si 22,1 1,4 21,5 1,3 17,0-0,40 1, PW 500, 42W m-si 42,0 2,7 21,3 2,5 16,8-0,50 0, PW 500, 47,5W p-si 47,6 3,1 21,6 2,8 17,0-0,40 0, PW 500, 52W m-si 51,9 3,3 21,6 3,0 17,3-0,50 0, PW p-si 44,8 3,0 21,6 2,7 16,9-0,40 0, PW p-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,2-0,40 0, PW p-si 55,4 3,5 21,7 3,2 17,3-0,40 0, PW p-si 70,1 4,5 21,3 4,2 16,7-0,40 0, PW p-si 74,8 4,7 21,6 4,4 17,0-0,40 0, PW p-si 79,6 5,0 21,9 4,6 17,3-0,40 0, PW p-si 84,5 5,4 22,0 4,8 17,6-0,40 0, PW p-si 89,0 5,7 22,2 5,0 17,8-0,40 0, PW p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,40 0, PW p-si 79,6 5,0 21,6 4,6 17,3-0,40 0, PW p-si 84,5 5,2 21,6 4,8 17,6-0,40 0, PW5-115 Compact p-si 114,3 4,7 31,9 4,5 25,4-0,43 0, PW5-125 Compact p-si 124,3 5,0 32,3 4,8 25,9-0,43 0, PW5-135 Compact p-si 134,6 5,3 32,4 5,1 26,4-0,43 0, PW5-155 Compact p-si 156,4 4,8 43,0 4,6 34,0-0,43 0, PW5-165 Compact p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0, PW5-175 Compact p-si 175,0 5,3 43,2 5,0 35,0-0,43 0, PW5-75 p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,43 0, PW5-80 p-si 79,6 5,0 21,6 4,6 17,3-0,43 0, PW5-85 p-si 84,5 5,2 21,6 4,8 17,6-0,43 0, PW6-110 p-si 110,1 6,9 21,7 6,4 17,2-0,43 0, PW6-110 Compact p-si 110,1 6,9 21,7 6,4 17,2-0,43 0, PW6-123 p-si 123,2 7,6 21,9 7,0 17,6-0,43 0, PW6-123 Compact p-si 123,2 7,6 21,9 7,0 17,6-0,43 0, PW6-230 m-si 230,3 7,2 43,6 6,6 34,9-0,50 0, PW6-230 Compact p-si 230,3 7,2 43,6 6,6 34,9-0,43 0, PW V p-si 230,314,4 21,8 13,2 17,5-0,43 0, PW V p-si 230,3 7,2 43,6 6,6 34,9-0,43 0, PWM W m-si 165,4 5,1 44,4 4,7 35,2-0,40 0, PWM W m-si 177,0 5,3 44,6 5,0 35,4-0,40 0, PWM W m-si 170,7 5,3 44,4 4,9 35,2-0,40 0, PWM W m-si 180,5 5,5 44,6 5,1 35,4-0,40 0,

348 A.2 Solargenerator 337 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Photowatt PWX p-si 11,1 0,7 21,5 0,7 17,0-0,40 3, PWX p-si 22,1 1,4 21,5 1,3 17,0-0,40 1, PWX 400, 42W p-si 42,0 2,7 21,3 2,5 16,8-0,40 0, PWX 500 p-si 49,0 3,2 21,6 2,9 17,0-0,40 0, PWX 500, 47,5W p-si 47,6 3,1 21,6 2,8 17,0-0,40 0, PWX 500, 52W m-si 51,9 3,3 21,6 3,0 17,3-0,50 0, PWX p-si 44,8 3,0 21,6 2,7 16,9-0,40 0, PWX p-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,2-0,40 0, PWX p-si 55,4 3,5 21,7 3,2 17,3-0,40 0, PWX 500T p-si 51,9 3,3 21,6 3,0 17,3-0,43 0, PWX p-si 70,1 4,5 21,3 4,2 16,7-0,40 0, PWX p-si 74,8 4,7 21,6 4,4 17,0-0,40 0, PWX p-si 79,6 5,0 21,9 4,6 17,3-0,40 0, PWX p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,40 0, PWX p-si 79,6 5,0 21,6 4,6 17,3-0,40 0, PWX p-si 84,5 5,2 21,6 4,8 17,6-0,40 0, S 68 GT m-si 51,2 3,3 21,4 3,1 16,5-0,50 0, Pilkington SRT 35 Pilkington p-si 35,3 4,5 10,7 4,2 8,5-0,40 0, Plaston SDZ m-si 36,5 3,5 14,5 3,2 11,6-0,50 0, Poulek Solar TXE 100 m-si 100,0 6,9 21,6 5,9 17,0-0,50 0, PSFU/AES P 150 m-si 150,5 4,8 44,0 4,4 34,2-0,50 1, P 160 p-si 162,0 4,9 43,4 4,5 36,0-0,40 0, P 80 p-si 81,0 4,9 21,7 4,5 18,0-0,40 0, PST PST 218 GT p-si 218,7 7,9 36,6 7,5 29,0-0,42 0, PST P224GT/6-200 p-si 200,3 7,8 36,0 7,1 28,1-0,44 0, PST P224GT/6-206 p-si 206,1 7,9 36,4 7,2 28,8-0,44 0, PST P224GT/6-212 p-si 211,8 7,9 36,4 7,5 28,4-0,44 0, PST P224GT/6-218 p-si 218,4 7,9 36,6 7,5 29,0-0,44 0, PST P224GT/6-224 p-si 224,0 8,1 36,8 7,7 29,2-0,44 0, PST P224GT/6-230 p-si 230,1 8,2 36,8 7,8 29,5-0,44 0, PST P224GT/6-236 p-si 235,6 8,7 36,9 8,0 29,5-0,44 0, PV Enterprise 160WP-24V-MC4 m-si 160,2 4,8 43,6 4,6 35,2-0,48 0, MJ m-si 185,0 5,8 44,9 5,1 36,2-0,48 0, PS p-si 165,2 7,9 29,9 7,0 23,6-0,48 0, SM m-si 114,9 3,5 43,2 3,3 34,6-0,48 1, PVE PVE-MTF m-si 170,1 5,2 43,6 4,8 35,8-0,47 0, PVE-MTF m-si 175,2 5,3 43,7 4,9 35,9-0,47 0, PVE-MTF m-si 180,0 5,5 43,8 5,0 36,0-0,47 0, PVE-MTF p-si 210,1 7,9 36,4 7,3 28,7-0,47 0, PVE-MTF p-si 215,0 8,0 36,5 7,4 28,9-0,47 0, PVE-MTF p-si 220,8 8,1 36,6 7,6 29,2-0,47 0, PVE-MTF p-si 225,1 8,2 36,8 7,6 29,5-0,47 0, PVE-MTF p-si 230,2 8,4 36,9 7,8 29,7-0,47 0, PVE-MTF p-si 235,0 8,5 37,0 7,9 29,9-0,47 0,

349 338 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B PVT-Austria PVT-018AE-A p-si 17,9 1,6 14,5 1,5 12,0-0,46 0, PVT-040AE-A p-si 38,1 2,7 20,0 2,3 16,5-0,46 0, PVT-050AET-GF m-si 49,5 2,8 30,0 2,3 21,5-0,50 5, PVT-050LT-GF m-si 49,5 2,8 30,0 2,3 21,5-0,50 5, PVT-080AET-GF m-si 77,7 2,8 48,7 2,3 34,4-0,50 11, PVT-080LT-GF m-si 77,7 2,8 48,7 2,3 34,4-0,50 11, PVT-082AE-A p-si 80,1 4,8 21,8 4,5 18,0-0,46 0, PVT-100AE-A p-si 98,1 4,8 26,4 4,4 22,2-0,46 0, PVT-150AE-A p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,46 0, PVT-150AE-AT p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,50 0, PVT-150AP-A p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,50 0, PVT-150L p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,50 0, PVT-150L-T p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,50 0, PVT-155AE-A p-si 152,3 4,9 39,5 4,6 33,4-0,46 0, PVT-155AP-A p-si 152,3 4,9 39,5 4,6 33,4-0,50 0, PVT-155L p-si 152,3 4,9 39,5 4,6 33,4-0,50 0, PVT-165AE-A m-si 164,8 5,5 40,7 4,9 33,7-0,46 0, PVT-200AE-A m-si 197,6 4,8 52,9 4,5 44,4-0,46 0, PVT-200AE-B p-si 197,6 4,8 52,9 4,5 44,4-0,50 0, PVT-200AP-A m-si 197,6 4,8 52,9 4,5 44,4-0,50 0, PVT-200AP-B p-si 197,6 4,8 52,9 4,5 44,4-0,50 0, PVT-205AE-A m-si 114,2 3,5 43,2 3,3 34,6-0,46 1, PVT-205AE-C poly p-si 207,0 7,5 36,8 6,9 30,0-0,43 0, PVT-210AE-A m-si 208,4 4,9 53,2 4,6 45,2-0,46 0, PVT-210AE-B p-si 208,4 4,9 53,2 4,6 45,2-0,50 0, PVT-210AP-A m-si 208,4 4,9 53,2 4,6 45,2-0,50 0, PVT-210AP-B p-si 208,4 4,9 53,2 4,6 45,2-0,50 0, PVT-220AE-A m-si 219,6 5,5 54,3 4,9 44,9-0,46 0, PVT-223AE-A m-si 219,6 5,5 54,3 4,9 44,9-0,46 0, PVT-230MAE-Cmo. m-si 231,0 8,5 36,4 7,7 30,1-0,48 0, PVT-2xxAE-A_200 p-si 199,8 4,9 53,6 4,5 44,4-0,46 0, PVT-2xxAE-A_205 p-si 206,1 5,0 54,1 4,6 44,8-0,46 0, PVT-2xxAE-A_210 p-si 210,6 5,0 54,1 4,7 44,8-0,46 0, PVT-2xxAE-A_215 p-si 215,0 5,0 54,1 4,8 44,8-0,46 0, PVT-2xxAE-C_205 p-si 207,0 7,5 36,8 6,9 30,0-0,43 0, PVT-2xxAE-C_210 p-si 210,5 7,6 36,9 7,0 30,2-0,43 0, PVT-2xxAE-C_215 p-si 215,8 7,7 37,1 7,1 30,4-0,43 0, PVT-2xxAE-C_220 p-si 220,3 7,8 37,2 7,2 30,6-0,43 0, PVT-2xxMAE-A205 m-si 206,8 5,4 53,0 4,7 44,0-0,48 0, PVT-2xxMAE-A210 m-si 211,2 5,5 53,2 4,8 44,0-0,48 0, PVT-2xxMAE-A215 m-si 215,6 5,6 53,2 4,9 44,0-0,48 0, PVT-2xxMAE-A220 m-si 220,0 5,8 53,2 5,0 44,0-0,48 0, PVT-2xxMAE-A230 m-si 230,3 8,5 36,4 7,7 30,1-0,48 0, PVT-2xxMAE-A235 m-si 235,6 8,6 36,4 7,8 30,2-0,48 0, PVT-2xxMAE-A240 m-si 240,1 8,7 36,6 8,0 30,2-0,48 0, PVT-2xxMAE-A245 m-si 245,4 8,8 36,7 8,1 30,3-0,48 0, Q-CELLS Q6L-1410 p-si 3,4 7,5 0,6 6,9 0,5-0,43 0, Q6L-1440 p-si 3,5 7,6 0,6 6,9 0,5-0,43 0, Q6L-1460 p-si 3,5 7,7 0,6 7,0 0,5-0,43 0, Q6L-1480 p-si 3,6 7,7 0,6 7,1 0,5-0,43 0, Q6L-1500 p-si 3,6 7,8 0,6 7,1 0,5-0,43 0, Q6L-1520 p-si 3,7 7,8 0,6 7,2 0,5-0,43 0,

350 A.2 Solargenerator 339 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Q-CELLS Q6L-1540 p-si 3,7 7,9 0,6 7,2 0,5-0,43 0, Q6L-1560 p-si 3,8 7,9 0,6 7,3 0,5-0,43 0, Q6L-M-1600 m-si 3,8 7,9 0,6 7,3 0,5-0,43 0, Q6L-M-1620 m-si 3,8 8,0 0,6 7,4 0,5-0,43 0, Q6L-M-1640 m-si 3,9 8,0 0,6 7,4 0,5-0,43 0, Q6L-M-1660 m-si 3,9 8,1 0,6 7,5 0,5-0,43 0, Q p-si 6,213,6 0,6 12,5 0,5-0,43 0, Q p-si 6,413,8 0,6 12,7 0,5-0,43 0, Q p-si 6,414,0 0,6 12,8 0,5-0,43 0, Q p-si 6,514,0 0,6 12,9 0,5-0,43 0, Q p-si 6,614,1 0,6 12,9 0,5-0,43 0, Q p-si 6,714,2 0,6 13,0 0,5-0,43 0, Q p-si 6,814,3 0,6 13,1 0,5-0,43 0, Q p-si 6,914,4 0,6 13,2 0,5-0,43 0, Rajasthan Electronics & Instruments Limited Module 37 W m-si 37,1 2,6 21,0 2,3 16,5-0,50 1, Module 74 W m-si 75,9 5,1 21,0 4,6 16,5-0,50 0, Module 75 W m-si 75,7 5,0 21,5 4,5 17,0-0,50 0, Ralos Ra 100 m-si 110,1 7,4 21,0 6,6 16,7-0,50 0, RA 115 m-si 115,1 7,7 21,0 6,9 16,7-0,50 0, Ra 120P (110W) p-si 110,4 6,5 23,7 5,9 18,8-0,48 0, Ra 120P (120W) p-si 119,7 6,9 23,9 6,3 19,0-0,48 0, Ra 155M m-si 155,010,0 21,5 9,0 17,3-0,43 0, Ra 155P p-si 145,0 9,4 21,4 8,4 17,2-0,43 0, Ra 165M m-si 165,010,4 21,5 9,5 17,3-0,43 0, Ra 80M m-si 80,1 5,2 21,5 4,6 17,3-0,43 0, Ra 80P p-si 75,0 4,9 21,3 4,4 17,2-0,43 0, RAP RAP 100 m-si 100,3 3,0 43,2 2,9 34,6-0,50 1, RAP 100 Laminat m-si 100,3 3,0 43,2 2,9 34,6-0,50 1, RAP 110 m-si 112,5 3,3 43,6 3,1 36,3-0,50 0, RAP 110 Laminat m-si 112,5 3,3 43,6 3,1 36,3-0,50 0, RAP 50 m-si 50,2 3,0 21,6 2,9 17,3-0,50 0, RAP 50 Laminat m-si 50,2 3,0 21,6 2,9 17,3-0,50 0, RAP 55 m-si 54,3 3,1 21,8 3,0 18,1-0,50 0, RAP 55 Laminat m-si 54,3 3,1 21,8 3,0 18,1-0,50 0, Rathscheck Solar Sklent p-si 55,1 2,8 24,9 2,7 20,8-0,42 0, REC Solar REC SM210 (205W) p-si 206,2 7,9 35,1 6,8 30,5-0,43 0, REC SM210 (210W) p-si 210,1 8,1 36,3 7,5 28,2-0,43 0, REC SM210 (215W) p-si 214,6 8,2 39,4 7,6 28,3-0,43 0, REC SM210 (220W) p-si 220,8 8,3 36,5 7,6 28,9-0,43 0, REC SM210 (225W) p-si 224,4 8,5 36,7 7,9 28,4-0,43 0, REC SM210 (230W) p-si 228,0 8,6 36,7 8,0 28,5-0,43 0, Renergies Italia New Type 230W m-si 235,4 9,1 36,7 8,3 28,5-0,50 0, REN m-si 170,0 5,5 43,7 5,0 34,0-0,45 0, REN 160/160M m-si 160,0 4,9 43,2 4,5 35,4-0,45 0, REN 160/170M m-si 169,8 5,1 44,9 4,8 35,6-0,45 0, REN 160/175M m-si 174,8 5,2 45,1 4,9 35,6-0,45 0,

351 340 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Rheinzink Quick Step Solar PV m-si 62,3 4,8 16,9 4,5 14,0-0,50 0, SolarPV, Klickleiste a-si(3) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Solar PV, Stehfalz a-si(3) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, Risun Solar RSM54-156P/170W p-si 170,2 7,6 31,6 6,7 25,4-0,40 0, RSM54-156P/180W p-si 179,8 7,9 32,0 7,0 25,8-0,40 0, RSM54-156P/190W p-si 190,2 8,1 32,4 7,3 26,2-0,40 0, RSM54-156P/200W p-si 200,0 8,2 32,8 7,5 26,6-0,40 0, RSM54-156P/210W p-si 210,1 8,5 33,0 7,8 27,0-0,40 0, RSM60-156P/200W p-si 199,9 7,8 35,8 6,8 29,4-0,40 0, RSM60-156P/210W p-si 210,3 7,8 36,2 7,1 29,7-0,40 0, RSM60-156P/220W p-si 220,5 8,1 36,5 7,4 29,8-0,40 0, RSM60-156P/230W p-si 230,1 8,3 36,8 7,7 30,0-0,40 0, RSM60-156P/240W p-si 240,1 8,5 37,0 8,0 30,2-0,40 0, Roto Frank RPV 18/14 p-si 270,2 6,0 61,4 5,4 50,5-0,43 0, RPV 18/14-2 p-si 339,5 5,1 86,0 4,8 70,3-0,43 1, RPV 9/14 p-si 112,4 6,0 25,5 5,4 21,0-0,43 0, RV-Energietechnik RV Energy 150 M m-si 150,1 5,1 43,2 4,4 34,2-0,50 1, RV Energy 160 M m-si 160,2 5,2 43,6 4,6 34,6-0,50 0, Ryazan Metal Ceramics Instrumentation Plant RZMP-235-T/200W m-si 200,0 7,5 36,2 7,0 28,5-0,50 0, RZMP-235-T/205W m-si 205,5 7,8 36,0 7,4 27,9-0,50 0, RZMP-235-T/210W m-si 210,1 7,9 36,1 7,5 28,2-0,50 0, RZMP-235-T/215W m-si 215,1 8,0 36,2 7,6 28,5-0,50 0, RZMP-235-T/220W m-si 220,3 8,0 36,5 7,6 29,0-0,50 0, RZMP-235-T/225W m-si 225,0 8,1 36,6 7,7 29,3-0,50 0, RZMP-235-T/230W m-si 230,2 8,2 36,8 7,8 29,7-0,50 0, RZMP-235-T/235W m-si 235,1 8,3 40,0 7,9 30,0-0,50 0, S.A.G. Solarstrom Vertriebsgesellschaft mbh S.A.G. 250 Plus m-si 251,5 9,5 36,6 8,3 30,3-0,50 0, Saint-Gobain Glass Solar Prosol-180KD m-si 237,3 7,4 42,1 7,0 33,8-0,50 0, Sanyo HIP-180BE3 HIT 178,2 3,7 66,4 3,3 54,0-0,33 1, HIP-180NE HIT 179,9 5,5 45,5 4,9 36,5-0,30 0, HIP-180NE1 HIT 178,9 5,5 45,5 4,9 36,5-0,33 0, HIP-190BE HIT 190,2 3,8 67,5 3,5 54,8-0,30 1, HIP-190BE11 HIT 190,2 3,8 67,5 3,5 54,8-0,30 1, HIP-190BE2 m-si 190,2 3,8 67,5 3,5 54,8-0,50 1, HIP-190BE3 HIT 191,8 3,8 67,5 3,5 54,8-0,33 1, HIP-190NE HIT 189,9 5,6 46,4 5,1 37,6-0,30 0, HIP-190NE1 HIT 191,8 5,6 46,4 5,1 37,6-0,30 0, HIP-195BE11 HIT 195,2 3,8 68,1 3,5 55,3-0,30 1, HIP-200BE11 HIT 200,3 3,8 68,7 3,6 55,8-0,29 1, HIP-200DNE3 HIT 200,2 5,4 50,3 4,9 40,7-0,30 0, HIP-200NH1-BO-1 HIT 200,0 5,5 49,6 5,0 40,0-0,33 0, HIP-200NHE HIT 200,0 5,5 49,6 5,0 40,0-0,33 0, HIP-200NHE1 m-si 200,0 5,5 49,6 5,0 40,0-0,50 0, HIP-205DNE3 HIT 205,3 5,5 50,9 5,0 41,3-0,30 0, HIP-205NH1-BO-1 HIT 205,5 5,5 50,3 5,1 40,7-0,33 0, HIP-205NHE5 HIT 205,5 5,5 50,3 5,1 40,7-0,30 0,

352 A.2 Solargenerator 341 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Sanyo HIP-205NKHE1 HIT 205,5 5,5 50,3 5,1 40,7-0,33 0, HIP-205NKHE5 HIT 205,5 5,5 50,3 5,1 40,7-0,30 0, HIP-210DNE3 HIT 210,3 5,5 51,6 5,0 41,8-0,30 0, HIP-210NH1-BO-1 HIT 210,2 5,6 50,9 5,1 41,3-0,30 0, HIP-210NHE1 m-si 210,2 5,6 50,9 5,1 41,3-0,50 0, HIP-210NKHE1 HIT 210,2 5,6 50,9 5,1 41,3-0,30 0, HIP-210NKHE5 HIT 210,2 5,6 50,9 5,1 41,3-0,30 0, HIP-215 HDE3 m-si 215,2 7,0 40,9 6,5 33,1-0,30 0, HIP-215NKHE1 HIT 215,5 5,6 51,6 5,1 42,0-0,30 0, HIP-215NKHE5 HIT 215,5 5,6 51,6 5,1 42,0-0,30 0, HIP-220 HDE2 m-si 220,1 7,1 41,4 6,6 33,5-0,30 0, HIP-225 HDE1 m-si 225,1 7,1 41,8 6,6 33,9-0,30 0, HIP-230HDE1 HIT 230,2 7,2 42,3 6,7 34,3-0,30 0, HIP-235HDE4 HIT 235,2 7,3 43,4 6,7 35,1-0,30 0, HIP-240HDE4 HIT 240,3 7,4 43,6 6,8 35,5-0,30 0, HIP-270NJE HIT 270,1 5,6 66,7 5,0 53,8-0,30 1, HIP-280NJE HIT 280,5 5,6 67,8 5,1 55,1-0,30 1, HIP-5618 HIT 55,9 3,6 23,9 3,1 18,1-0,30 1, HIP-6219 HIT 62,5 3,6 24,3 3,3 19,0-0,30 0, HIP-6219E m-si 62,5 3,6 24,3 3,3 19,0-0,50 0, HIP-G748B m-si 165,1 4,0 50,0 3,4 48,0-0,50 0, HIP-G751BE HIT 167,1 3,6 64,9 3,3 51,4-0,30 1, HIP-G751BI m-si 167,1 3,6 64,9 3,3 51,4-0,50 1, HIP-H552BE HIT 175,1 3,6 65,7 3,3 52,9-0,30 1, HIP-H552BI m-si 175,1 3,6 65,7 3,3 52,9-0,50 1, HIP-J50B m-si 180,0 4,0 55,0 3,6 50,7-0,50 0, HIP-J54BE HIT 179,8 3,7 66,4 3,3 54,0-0,30 1, HIP-J54BI m-si 179,8 3,7 66,4 3,3 54,0-0,50 1, HIT-200DNKHE1 HIT 200,2 5,3 50,3 4,9 40,7-0,33 0, HIT-205DNKHE1 HIT 205,3 5,4 50,9 5,0 41,3-0,33 0, RTH-45B1K m-si 45,1 3,8 15,0 3,6 12,7-0,50 0, Scanmodule AB SCM 110 (120 Wp) m-si 119,7 7,3 21,6 6,8 17,6-0,50 0, SCM 175 m-si 174,9 7,8 30,0 7,3 24,1-0,50 0, Scheuten Multisol 150 A m-si 150,3 4,5 43,6 4,1 36,4-0,48 0, Multisol 150 B p-si 144,7 4,5 43,6 4,0 36,0-0,48 0, Multisol 150 P5 A p-si 150,0 5,0 42,4 4,5 33,4-0,48 0, Multisol 150 P5 S p-si 160,0 5,0 43,9 4,6 35,0-0,48 0, Multisol 150 S m-si 158,4 5,1 43,7 4,5 35,2-0,48 0, Multisol 180 A m-si 175,0 7,5 32,9 6,9 25,4-0,48 0, Multisol 180 P6 A p-si 184,9 7,8 32,3 7,3 25,5-0,48 0, Multisol 180 P6 S p-si 195,6 8,3 32,6 7,7 25,5-0,48 0, Multisol 180 S m-si 186,9 7,8 32,9 7,3 25,6-0,48 0, Multisol 200 A p-si 200,0 5,0 57,5 4,2 47,5-0,48 1, Multisol 200-P5 S p-si 210,0 4,6 57,7 4,4 47,5-0,47 0, Multisol 200-P5S+ p-si 229,9 5,1 58,8 4,8 47,5-0,48 0, Multisol P p-si 180,4 7,8 32,2 7,2 25,2-0,47 0, Multisol P p-si 185,2 7,9 32,4 7,3 25,4-0,47 0, Multisol P p-si 189,5 8,0 32,6 7,4 25,5-0,49 0, Multisol P p-si 194,5 8,1 32,8 7,6 25,7-0,49 0, Multisol P p-si 199,7 8,2 33,0 7,7 25,9-0,48 0, Multisol P p-si 204,9 8,3 33,1 7,9 26,1-0,48 0,

353 342 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Scheuten Optisol P133216K p-si 750,6 7,5 132,6 6,9 109,1-0,48 1, Schosser Systems Photovoltaics SSP180 m-si 180,0 5,5 43,6 5,0 36,4-0,47 0, SCHOTT Solar ASE-100-DG-UR mono m-si 100,3 3,2 43,2 2,8 35,7-0,47 1, ASE-100-DG-UR poly p-si 90,0 2,8 42,6 2,6 34,9-0,47 1, ASE-100-DG-UT m-si 100,3 3,2 42,9 2,9 35,2-0,47 1, ASE-100-GT-FT, 95 W EFG 95,5 3,2 42,3 2,8 34,1-0,47 1, ASE-100-GT-FT,100 W EFG 100,1 3,2 42,5 2,9 34,5-0,47 1, ASE-100-GT-FT,105 W EFG 105,0 3,3 42,6 3,0 35,0-0,47 1, ASE-100-GT-FT/K, 100 W EFG 100,1 3,2 42,5 2,9 34,5-0,47 1, ASE-100-GT-FT/K, 102 W p-si 102,1 4,9 29,2 4,4 23,2-0,47 0, ASE-100-GT-FT/K, 105 W EFG 105,0 3,3 42,6 3,0 35,0-0,47 1, ASE-100-GT-FT/K, 95 W EFG 95,5 3,2 42,3 2,8 34,1-0,47 1, ASE-100-GT-FT/MC, 102 W m-si 102,1 4,9 29,2 4,4 23,2-0,47 0, ASE-100-GT-FT/MC, 105 W p-si 105,0 4,9 29,5 4,5 23,5-0,47 0, ASE-100-GT-FT/MC, 99 W p-si 99,0 4,8 28,7 4,3 22,8-0,47 0, ASE-100-InDax / 100 W p-si 99,9 5,1 26,8 4,5 22,0-0,47 0, ASE-160-GT-FT 155 W m-si 154,8 3,1 69,6 2,7 56,7-0,47 2, ASE-160-GT-FT/ 160 W EFG 159,9 3,1 70,4 2,8 56,9-0,47 2, ASE-160-GT-FT/ 170 W EFG 171,0 3,2 71,2 3,0 57,0-0,47 2, ASE-165-GT-FT/MC, 160 W p-si 160,1 5,1 43,5 4,5 35,9-0,47 0, ASE-165-GT-FT/MC, 165 W p-si 164,9 5,2 43,8 4,6 36,0-0,47 0, ASE-165-GT-FT/MC, 170 W p-si 169,6 5,3 44,4 4,7 36,0-0,47 0, ASE-190-GT-FT/TF / 180 W m-si 180,0 5,6 44,1 5,0 36,0-0,47 0, ASE-190-GT-FT/TF / 188 W m-si 187,2 5,7 44,6 5,2 36,0-0,47 0, ASE-200-DG-FR/C15, 185 W m-si 189,2 4,5 55,9 4,1 46,6-0,47 0, ASE-200-DG-FR/C15, 200 W m-si 200,2 4,7 56,6 4,4 45,6-0,47 1,

354 A.2 Solargenerator 343 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B SCHOTT Solar ASE-200-DG-UR mono m-si 200,6 3,2 86,2 2,8 71,4-0,47 2, ASE-200-DG-UR poly p-si 180,1 2,8 85,2 2,6 69,8-0,47 2, ASE-200-DG-UR/C15, 185 W m-si 185,1 4,5 55,9 4,1 45,6-0,47 1, ASE-200-DG-UR/C15, 200 W m-si 200,2 4,7 56,6 4,4 45,6-0,47 1, ASE-200-GT-FT p-si 209,9 4,8 57,7 4,4 47,7-0,47 0, ASE-200-GT-FT/ES m-si 209,9 4,8 57,7 4,4 47,7-0,47 0, ASE-200-GT-FT/MC / 218 W p-si 217,9 5,1 58,3 4,5 48,0-0,47 1, ASE-200-GT-FT/TE / 180 W m-si 179,9 3,5 72,4 3,1 58,8-0,47 2, ASE-200-GT-FT/TE / 190 W m-si 190,4 3,5 73,0 3,2 59,7-0,47 1, ASE-200-GT-FT/TE / 200 W m-si 199,8 3,6 73,4 3,3 60,0-0,47 1, ASE-200-GT-FT/TE / 205 W m-si 205,2 3,7 73,7 3,4 60,0-0,47 1, ASE-205-AD/ 204 W p-si 204,0 4,9 57,3 4,3 48,0-0,47 1, ASE-250-DG-FR/C15, 235 W m-si 235,2 4,5 70,1 4,2 56,0-0,47 1, ASE-250-DG-FR/C15, 245 W m-si 244,9 4,6 70,7 4,4 56,3-0,47 1, ASE-250-DG-FR/C15, 252 W m-si 251,7 4,7 71,2 4,4 57,2-0,47 1, ASE-250-DG-FR/MC 15, 250 W p-si 249,9 4,9 72,0 4,2 59,5-0,47 1, ASE-250-DG-FR/MC 15, 260 W p-si 260,1 4,9 72,6 4,4 59,8-0,47 1, ASE-250-DG-FT/MC, 265 W p-si 265,3 5,0 72,4 4,5 58,7-0,47 1, ASE-250-DG-FT/MC, 275 W p-si 274,8 5,1 73,1 4,7 59,1-0,47 1, ASE-250-DG-FT/MC, 285 W p-si 284,8 5,2 73,6 4,8 59,7-0,47 1, ASE-250-DG-UR/C15, 235 W m-si 235,2 4,5 70,1 4,2 56,0-0,47 1, ASE-250-DG-UR/C15, 245 W m-si 244,9 4,6 70,7 4,4 56,3-0,47 1, ASE-250-DG-UR/C15, 252 W m-si 251,7 4,7 71,2 4,4 57,2-0,47 1, ASE-250-DG-UR/MC 15, 250 W p-si 249,9 4,9 72,0 4,2 59,5-0,47 1, ASE-250-DG-UR/MC 15, 260 W p-si 260,1 4,9 72,6 4,4 59,8-0,47 1, ASE-250-InDax (242 W) p-si 242,0 5,1 63,8 4,6 52,5-0,47 1, ASE-260-DG-FT/ 250 W EFG 251,2 4,8 70,4 4,4 57,1-0,47 1,

355 344 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B SCHOTT Solar ASE-260-DG-FT/ 260 W EFG 262,7 4,9 70,9 4,6 57,1-0,47 1, ASE-260-DG-FT/ 268 W EFG 268,8 5,0 71,4 4,7 57,2-0,47 1, ASE-270-DG-FT/MC, 285 W p-si 284,8 5,2 73,6 4,8 59,7-0,47 1, ASE-275-DG-FT/MC, 265 W p-si 265,4 5,1 70,9 4,7 56,7-0,47 1, ASE-275-DG-FT/MC, 275 W p-si 274,8 5,1 73,1 4,7 59,1-0,47 1, ASE-275-DG-FT/MC, 285 W p-si 284,8 5,2 73,6 4,8 59,7-0,47 1, ASE-275-DG-UT/MC, 275 W p-si 274,8 5,1 73,1 4,7 59,1-0,47 1, ASE-300-DGF/17, 265W EFG 265,417,3 20,0 15,8 16,8-0,47 0, ASE-300-DGF/17, 285W EFG 285,618,4 20,0 16,8 17,0-0,47 0, ASE-300-DGF/17, 300W EFG 299,319,1 20,0 17,4 17,2-0,47 0, ASE-300-DGF/50, 265W EFG 265,0 5,8 60,0 5,3 50,0-0,47 0, ASE-300-DGF/50, 285W EFG 282,8 6,2 60,0 5,6 50,5-0,47 0, ASE-300-DGF/50, 300W EFG 300,9 6,5 60,0 5,9 51,0-0,47 0, ASE-300-DG-FT / 17V 285W EFG 285,618,4 20,0 16,8 17,0-0,47 0, ASE-300-DG-FT 285W EFG 284,8 6,2 60,0 5,6 50,5-0,47 0, ASE-300-DG-FT 300W EFG 302,1 6,4 60,0 5,9 51,2-0,47 0, ASE-300-DG-FT 315W EFG 315,4 6,7 64,5 6,1 51,7-0,47 0, ASE-300-DG-FT/17 V, 300 W EFG 299,319,1 20,0 17,4 17,2-0,47 0, ASE-300-DG-FT/MC, 300 W p-si 300,2 6,5 64,8 5,6 53,6-0,47 1, ASE-300-DG-FT/MC, 315 W p-si 314,9 6,6 65,7 5,8 54,3-0,47 0, ASE-300-DG-FT/MC, 330 W p-si 330,4 6,6 66,2 6,0 54,7-0,47 0, ASE-300-DG-UT 285W EFG 284,8 6,2 60,0 5,6 50,5-0,47 0, ASE-300-DG-UT, 300 W EFG 302,1 6,4 60,0 5,9 51,2-0,47 0, ASE-30-DG-UT opak 36V a-si(1) 32,0 1,1 49,0 0,9 36,0-0,20 28, ASE-30-DG-UT opak 68V a-si(1) 32,0 0,6 95,0 0,5 68,0-0,20 113, ASE-30-DG-UT semitransparent 36V a-si(1) 25,2 0,5 89,0 0,4 68,0-0,20 106,

356 A.2 Solargenerator 345 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B SCHOTT Solar ASE-30-DG-UT, semitransparent 68 V m-si 27,2 0,5 93,0 0,4 68,0-0,47 117, ASE-50-ALF p-si 49,9 3,2 20,7 2,9 17,2-0,47 0, ASE-50-ATF/17, 45 W m-si 45,1 2,9 20,0 2,7 17,0-0,47 0, ASE-50-ATF/17, 50 W m-si 49,9 3,2 20,0 2,9 17,2-0,47 0, ASE-50-ETF/17, 45 W EFG 45,1 2,9 20,0 2,7 17,0-0,47 0, ASE-50-ETF/17, 50 W EFG 49,9 3,2 20,0 2,9 17,2-0,47 0, ASE-50-PWX p-si 49,0 3,2 21,6 2,9 17,0-0,47 0, ASE-50-PWX - K p-si 49,0 3,2 21,6 2,9 17,0-0,47 0, ASI-F 10/12 a-si(2) 10,2 0,8 22,8 0,6 16,8-0,22 19, ASI-F 2/12 a-si(2) 2,0 0,2 22,8 0,1 16,8-0,22 96, ASI-F 4/12 a-si(2) 3,9 0,3 22,8 0,2 16,8-0,22 49, ASI-F 5/12 a-si(2) 5,0 0,4 22,8 0,3 16,8-0,22 39, ASI-F 8/12 a-si(2) 7,7 0,6 22,8 0,5 16,8-0,22 25, ASI-F100 a-si(2) 96,8 2,5 68,4 1,9 50,4-0,22 18, ASI-F32/12 a-si(2) 32,3 2,5 22,8 1,9 16,8-0,22 6, ASIOPAK-30-SG a-si(2) 32,0 1,1 49,0 0,9 36,0-0,22 28, ASITHRU-30-SG a-si(2) 27,0 1,0 49,0 0,8 36,0-0,22 31, Schüco S 125-SP p-si 124,6 7,3 24,0 6,6 18,8-0,48 0, S 158-SP p-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,48 0, S m-si 287,7 4,6 84,0 4,3 66,6-0,37 1, S 300-K p-si 299,6 6,2 65,0 5,6 53,5-0,48 0, S 325-K p-si 326,4 6,8 65,0 6,1 53,5-0,48 0, S 325-PP p-si 324,7 5,1 88,3 4,5 72,0-0,48 1, S 330-PM m-si 329,8 5,1 87,3 4,6 72,0-0,37 1, S 330-PM -2 m-si 330,3 4,8 88,6 4,5 73,4-0,37 1, S 340-K p-si 339,8 6,6 67,7 6,1 55,7-0,48 0, SchwabenSolar AS 130-6,2 p-si 131,0 7,8 22,2 7,2 18,2-0,43 0, AS p-si 164,7 9,7 22,0 9,0 18,3-0,40 0, AS p-si 163,8 4,9 44,0 4,5 36,4-0,40 0, AS 180-6,2 p-si 181,4 7,8 30,7 7,2 25,2-0,43 0, AS 220-6,2 p-si 219,6 7,9 37,8 7,2 30,5-0,43 0, SED Biber p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0, Doppel-S p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0, Frankfurter Pfanne p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0, Strangfalz p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0, Wiener Tasche p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0, S-Energy SM-100MG0 m-si 100,0 5,5 25,8 4,8 20,8-0,50 0, SM-122PG0 p-si 122,2 8,3 22,0 7,4 16,6-0,50 0, SM-142MG0 m-si 142,0 5,5 36,9 4,8 29,6-0,50 0, SM-175MQ5 m-si 175,0 5,4 44,5 5,0 35,3-0,44 0, SM-185PG0 p-si 185,0 8,0 33,7 6,9 26,8-0,50 0, SM-200PA8 p-si 200,6 8,3 32,9 7,6 26,4-0,38 0,

357 346 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B SES 21 SES 210 Main p-si 199,8 9,5 26,8 9,0 22,2-0,47 0, SES Solo-50 p-si 50,0 4,8 13,3 4,5 11,1-0,47 0, Sesol Quick Solardachst. D4-FrPf/E48 p-si 47,6 7,3 8,5 6,9 6,9-0,50 0, Quick Solardachst.D6-E58/48 p-si 47,6 7,3 8,5 6,9 6,9-0,50 0, Sesol Quick FrPf 1-4/45,5/10P m-si 45,0 4,9 12,2 4,5 10,0-0,50 0, Sesol Quick Solardachstein D4-FrPf/45,5 m-si 45,5 5,0 12,2 4,5 10,1-0,50 0, Solardachstein Ty Fr Pf 1-4/47 m-si 46,1 3,4 18,6 3,2 14,4-0,50 0, Solardachstein Typ Fr.Pf. 1-4/47 p-si 47,0 3,4 18,6 3,2 14,7-0,50 0, SET Solar Energie Technik GmbH MM m-si 110,0 7,4 21,0 6,5 17,0-0,50 0, Shanghai Solar S-10C m-si 10,1 0,6 22,0 0,6 18,0-0,50 3, S-10D p-si 10,0 0,7 21,0 0,6 17,0-0,50 3, S-115E/115W m-si 115,0 5,4 28,8 4,8 24,0-0,50 0, S-115E/120W m-si 120,0 5,6 28,8 5,0 24,0-0,50 0, S-115E/125W m-si 125,0 5,7 29,5 5,1 24,5-0,50 0, S-115E/130W m-si 130,1 6,0 29,5 5,3 24,5-0,50 0, S-125DJ p-si 125,0 8,2 21,0 7,4 17,0-0,50 0, S-135C m-si 135,0 8,4 22,0 7,5 18,0-0,50 0, S-15C m-si 14,9 0,9 22,0 0,8 18,0-0,50 2, S-15D p-si 15,0 1,0 21,0 0,9 17,0-0,50 2, S-165D p-si 164,9 8,0 28,5 7,2 23,0-0,48 0, S-165D - 145W p-si 145,2 7,5 28,1 6,5 22,4-0,48 0, S-165D - 155W p-si 155,5 7,7 28,5 6,9 22,5-0,48 0, S-165D - 160W p-si 160,9 7,7 29,5 6,8 23,5-0,48 0, S-165D - 165W p-si 165,0 7,8 29,0 7,0 23,5-0,48 0, S-165D/175W p-si 175,1 8,3 29,0 7,5 23,5-0,48 0, S-165D-A p-si 164,9 5,3 43,5 4,7 35,0-0,48 0, S-165D-A/155W p-si 155,0 5,1 42,5 4,6 34,0-0,48 0, S-165D-A/165W p-si 164,9 5,3 43,5 4,7 35,0-0,48 0, S-165D-A/175W p-si 175,0 5,5 44,0 4,9 35,5-0,48 0, S-165DJ-Q - 160W m-si 160,2 7,8 28,7 7,1 22,6-0,50 0, S-180C/170W m-si 170,0 5,3 44,4 4,8 35,5-0,50 0, S-180C/175W m-si 175,0 5,4 45,0 4,9 36,0-0,50 0, S-180C/180W m-si 180,0 5,5 45,0 5,0 36,0-0,50 0, S-180C-A m-si 180,0 8,3 30,0 7,5 24,0-0,50 0, S-180C-A m-si 180,0 5,5 45,0 5,0 36,0-0,50 0, S-180C-A/170W m-si 170,2 8,2 28,5 7,4 23,0-0,50 0, S-180C-A/180W m-si 180,0 8,3 30,0 7,5 24,0-0,50 0, S-180C-A/190W m-si 190,1 8,6 30,5 7,8 24,5-0,50 0, S-180F p-si 180,0 8,4 30,0 7,5 24,0-0,50 0, S-188E m-si 187,5 8,4 31,2 7,5 25,0-0,50 0, S-20D p-si 20,1 1,3 21,0 1,2 17,0-0,50 1, S-21C m-si 21,1 1,3 22,0 1,2 18,0-0,50 1, S-220D p-si 221,3 8,4 37,0 7,5 29,5-0,50 0, S-225C m-si 225,0 8,4 37,5 7,5 30,0-0,50 0,

358 A.2 Solargenerator 347 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Shanghai Solar S-260D p-si 259,5 8,4 43,3 7,5 34,6-0,50 0, S-270C m-si 270,0 8,4 45,0 7,5 36,0-0,50 0, S-30C m-si 30,1 1,9 22,0 1,7 18,0-0,50 1, S-30D p-si 29,9 2,0 21,0 1,8 17,0-0,50 1, S-40D p-si 40,0 2,6 21,0 2,4 17,0-0,50 0, S-42C m-si 41,9 2,6 22,0 2,3 18,0-0,50 0, S-50D p-si 50,0 3,3 21,0 2,9 17,0-0,50 0, S-55C m-si 55,1 3,4 22,0 3,1 18,0-0,50 0, S-5C m-si 5,0 0,3 22,0 0,3 18,0-0,50 6, S-5D p-si 4,9 0,3 21,0 0,3 17,0-0,50 6, S-60D p-si 60,2 3,9 21,0 3,5 17,0-0,50 0, S-65C m-si 65,0 4,0 22,0 3,6 18,0-0,50 0, S-75DJ p-si 75,0 4,9 21,0 4,4 17,0-0,50 0, S-80D p-si 80,1 5,3 21,0 4,7 17,0-0,50 0, S-85C m-si 85,0 5,3 22,0 4,7 18,0-0,50 0, S-90C m-si 90,0 5,6 22,0 5,0 18,0-0,50 0, Sharp LN-H1 W m-si 35,1 0,9 62,0 0,8 45,0-0,50 12, NA-851(WQ) Initial Values a-si(2) 99,8 2,2 65,0 1,9 52,0-0,24 3, NA-851(WQ) Nominal Values a-si(2) 85,3 2,1 63,8 1,7 49,0-0,24 11, NA-901(WQ) Initial Values a-si(2) 105,9 2,2 66,6 2,0 53,5-0,24 3, NA-901(WQ) Nominal Values a-si(2) 90,2 2,1 65,2 1,8 49,3-0,24 7, ND-155AN m-si 155,0 8,3 25,4 7,5 20,7-0,50 0, ND-155E1P p-si 155,0 7,6 28,3 6,9 22,6-0,49 0, ND-158(E1F) p-si 158,2 7,9 28,6 7,0 22,5-0,48 0, ND-160E1 p-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,49 0, ND-162E1D p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,49 0, ND-167U1 m-si 166,8 7,9 29,2 7,1 23,5-0,50 0, ND-167U3 m-si 167,1 7,9 29,0 7,1 23,5-0,50 0, ND-170(E1F) p-si 170,1 8,0 29,3 7,3 23,2-0,48 0, ND-200(N1F) p-si 200,2 7,9 36,0 7,1 28,4-0,48 0, ND-200U1 m-si 200,1 7,8 35,5 7,0 28,5-0,50 0, ND-208U1 m-si 208,1 8,1 36,1 7,3 28,5-0,50 0, ND-210(E1F) p-si 210,2 8,0 36,4 7,3 28,8-0,48 0, ND-70ELU m-si 70,0 7,8 12,4 7,0 10,0-0,50 0, ND-70ERU m-si 70,0 7,8 12,4 7,0 10,0-0,50 0, ND-L3E1E p-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0, ND-L3E1U p-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0, ND-L3E6E p-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0, ND-L3EJE m-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0, ND-L5E6E p-si 125,6 8,1 21,7 7,3 17,2-0,49 0, ND-N0ECU m-si 140,0 7,8 24,9 7,0 20,0-0,50 0, ND-N8(E3EF) p-si 148,1 7,6 28,4 6,6 22,3-0,48 0, ND-P5E3EP p-si 155,0 7,6 28,3 6,9 22,6-0,49 0, ND-P8(E3EF) p-si 158,2 7,9 28,6 7,0 22,5-0,48 0, ND-Q0E3E p-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,49 0, ND-Q0E7H m-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,50 0, ND-Q2E3EF p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,49 0, NE-142AN m-si 142,0 5,8 33,2 5,3 27,1-0,50 0,

359 348 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Sharp NE-165U1 m-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0, NE-36K4F m-si 37,0 5,4 9,7 4,9 7,6-0,50 0, NE-36K5F m-si 51,0 5,4 13,3 4,9 10,5-0,50 0, NE-38Y1N m-si 38,0 5,4 9,7 4,9 7,7-0,50 0, NE-53Y1N m-si 52,5 5,4 13,3 4,9 10,7-0,50 0, NE-80(E1EJ) p-si 80,1 5,2 21,6 4,6 17,3-0,48 0, NE-80E1U p-si 79,9 5,3 21,3 4,7 17,1-0,50 0, NE-80E2E p-si 79,9 5,3 21,3 4,7 17,1-0,50 0, NE-80E4H m-si 79,9 5,3 21,3 4,7 17,1-0,50 0, NE-80EJE m-si 79,9 5,3 21,3 4,7 17,1-0,50 0, NE-L5E2E p-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,50 0, NE-L5E3H m-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,50 0, NE-PO(E3Z) p-si 150,0 4,9 43,1 4,5 33,7-0,48 0, NE-Q2(E3E) p-si 162,2 5,3 43,1 4,7 34,3-0,48 0, NE-Q5E2E m-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0, NE-Q5E2U p-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0, NE-Q5E3E p-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0, NE-Q5E3H m-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0, NE-Q7E3E p-si 167,1 5,4 43,1 4,8 34,6-0,49 0, NT-167AK m-si 167,3 4,3 50,3 4,1 41,3-0,50 0, NT-170(E1) m-si 170,1 5,3 44,2 4,9 35,0-0,48 0, NT-175E1 m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,49 0, NT-175U1 m-si 174,9 5,6 44,4 4,9 35,4-0,50 0, NT-185U1 m-si 185,0 5,8 44,9 5,1 36,2-0,50 0, NT41A57E m-si 57,2 3,6 22,0 3,3 17,4-0,50 0, NT50A72E/S m-si 72,1 4,6 21,8 4,2 17,3-0,50 0, NT-51A85E m-si 85,4 5,5 22,0 4,9 17,4-0,53 0, NT-R0(E3E) m-si 170,1 5,3 44,2 4,9 35,0-0,48 0, NT-R5E1U m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,50 0, NT-R5E2E m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,50 0, NT-R5E3E m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,49 0, NT-R5E3H m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,50 0, NT-S5E1U m-si 185,0 5,7 45,4 5,1 36,2-0,50 0, NT-S5E2E m-si 185,0 5,8 44,9 5,1 36,2-0,50 0, NU-180(E1) m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,48 0, NU-183E1 m-si 183,1 8,5 30,1 7,7 23,9-0,49 0, NU-185E1 m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,49 0, NU-R0(E3E) m-si 170,2 8,4 29,4 7,6 22,4-0,48 0, NU-R5(E3Z) m-si 175,2 8,3 29,8 7,6 23,2-0,48 0, NU-S0E3E m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,49 0, NU-S5E3E m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,49 0, Shell Solar IRS 105 MA p-si 104,1 4,5 32,0 4,1 25,4-0,40 0, IRS 110 MA p-si 109,2 4,6 32,3 4,2 26,0-0,40 0, IRS 115 MA p-si 113,4 4,7 32,8 4,2 27,0-0,40 0, IRS 75 MA p-si 73,1 4,6 21,4 4,3 17,0-0,40 0, M m-si 0,1 0,3 0,6 0,3 0,5-0,50 0, M m-si 0,3 0,7 0,6 0,6 0,5-0,50 0, M m-si 0,4 0,3 1,7 0,3 1,4-0,50 0, M m-si 0,3 0,2 2,9 0,2 2,3-0,50 1, M m-si 0,7 0,3 2,9 0,3 2,3-0,50 0, M m-si 1,7 0,7 3,4 0,6 2,7-0,50 0, M m-si 1,4 0,3 5,7 0,3 4,6-0,50 1,

360 A.2 Solargenerator 349 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Shell Solar PowerMax Plus 150-C p-si 150,2 5,1 42,6 4,6 33,0-0,37 1, PowerMax Plus 150-LCA p-si 150,2 5,1 42,6 4,6 33,0-0,37 1, PowerMax Plus 150-LCB p-si 150,2 5,1 42,6 4,6 33,0-0,37 1, PowerMax Plus 160-C p-si 160,1 5,2 43,1 4,7 34,0-0,37 0, PowerMax Plus 160-LCA p-si 160,1 5,2 43,1 4,7 34,0-0,37 0, PowerMax Plus 160-LCB p-si 160,1 5,2 43,1 4,7 34,0-0,37 0, PowerMax Ultra 165-C m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1, PowerMax Ultra 165-LCA m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1, PowerMax Ultra 165-LCB m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1, PowerMax Ultra 165-PC m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1, PowerMax Ultra 165-PLC m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1, PowerMax Ultra 175-C m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0, PowerMax Ultra 175-LCA m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0, PowerMax Ultra 175-LCB m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0, PowerMax Ultra 175-PC m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0, PowerMax Ultra 175-PLC m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0, PowerMax Ultra 80P m-si 80,4 5,4 21,8 4,8 16,9-0,43 0, PowerMax Ultra 85P m-si 85,1 5,5 22,2 5,0 17,2-0,43 0, RSM 100 m-si 98,0 3,0 43,1 2,8 35,0-0,50 1, RSM 100 Photowatt m-si 95,2 3,1 43,4 2,8 34,0-0,50 1, RSM 105 p-si 104,1 4,5 32,0 4,1 25,4-0,40 0, RSM 110 p-si 109,2 4,6 32,3 4,2 26,0-0,40 0, RSM 115 p-si 113,4 4,7 32,8 4,2 27,0-0,40 0, RSM 120 m-si 117,8 4,8 33,0 4,3 27,4-0,50 0, RSM 45 m-si 42,9 2,9 21,5 2,6 16,5-0,50 1, RSM 50 p-si 51,2 3,2 21,4 3,1 16,5-0,45 0, RSM 50 Photowatt m-si 47,6 3,1 21,7 2,8 17,0-0,50 0, RSM 55 m-si 52,1 3,2 21,9 3,1 16,8-0,50 0, RSM 70 m-si 68,1 4,4 21,3 4,1 16,6-0,50 0, RSM 75 p-si 73,1 4,6 21,4 4,3 17,0-0,40 0, RSM 80 m-si 77,8 4,8 21,7 4,3 18,1-0,50 0, RSM 90 m-si 87,1 2,9 43,0 2,6 33,5-0,50 1, RSM 95 m-si 91,8 3,0 43,1 2,7 34,0-0,50 1, S 10 p-si 9,1 0,6 21,4 0,6 16,5-0,45 3, S 105 p-si 105,1 4,5 31,8 4,1 25,5-0,45 0, S 105-C p-si 105,1 4,5 31,8 4,1 25,5-0,45 0, S 115 p-si 115,0 4,7 32,8 4,3 26,8-0,45 0,

361 350 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Shell Solar S 115-C p-si 115,0 4,7 32,8 4,3 26,8-0,45 0, S 25 p-si 23,9 1,5 21,4 1,5 16,5-0,45 1, S 36 p-si 36,0 2,3 21,4 2,2 16,5-0,45 0, S 36 KL m-si 24,0 1,8 20,3 1,5 16,0-0,50 3, S 37 p-si 37,0 2,3 21,4 2,2 16,5-0,45 0, S 56 KL m-si 49,6 3,3 20,3 3,1 16,0-0,50 0, S 60 m-si 60,0 4,1 20,7 3,8 16,0-0,50 0, S 65 p-si 65,0 4,3 20,9 3,9 16,5-0,45 0, S 70 p-si 70,0 4,5 21,2 4,1 17,0-0,45 0, S 70-C p-si 70,0 4,5 21,2 4,1 17,0-0,45 0, S 75 p-si 75,0 4,7 21,6 4,3 17,6-0,45 0, S 75-C p-si 75,0 4,7 21,6 4,3 17,6-0,45 0, SE 25 m-si 25,1 1,7 21,3 1,5 16,7-0,50 1, SE 40 m-si 40,8 2,6 21,6 2,4 17,0-0,50 0, SE 50 m-si 51,0 3,4 21,3 3,0 17,0-0,50 0, SM 10 m-si 9,9 0,7 19,9 0,6 16,3-0,50 3, SM 10 m-si 10,4 0,7 21,3 0,6 17,4-0,50 2, SM 100 m-si 100,3 6,5 21,0 5,9 17,0-0,50 0, SM m-si 100,0 6,5 21,0 5,9 17,0-0,37 0, SM P p-si 100,0 6,5 21,0 5,9 17,0-0,50 0, SM C m-si 102,0 3,3 42,0 3,0 34,0-0,50 1, SM L m-si 100,3 3,3 42,0 3,0 34,0-0,37 1, SM P m-si 102,0 3,3 42,0 3,0 34,0-0,37 1, SM 100-L m-si 100,3 6,5 21,0 5,9 17,0-0,37 0, SM 10-CMM m-si 10,6 0,9 16,6 0,8 13,3-0,50 1, SM 110 m-si 110,3 6,9 21,7 6,3 17,5-0,50 0, SM m-si 109,9 6,9 21,7 6,3 17,5-0,37 0, SM P m-si 99,9 6,9 21,7 5,7 17,5-0,50 0, SM C m-si 110,3 3,5 43,5 3,2 35,0-0,37 1, SM L m-si 110,3 3,5 43,5 3,2 35,0-0,37 1, SM P m-si 110,3 3,5 43,5 3,2 35,0-0,37 1, SM 110-L m-si 110,3 6,9 21,7 6,3 17,5-0,37 0, SM 20 m-si 20,0 1,6 18,0 1,4 14,5-0,50 1, SM 20-CMM m-si 21,3 1,8 16,6 1,6 13,3-0,50 0, SM 35-CMM m-si 34,6 3,1 16,6 2,6 13,3-0,50 1, SM 400S p-si 102,3 3,2 43,0 3,1 33,0-0,45 1, SM 400S/AC p-si 99,0 3,3 40,0 3,0 33,0-0,45 0, SM 46 m-si 46,0 3,4 18,0 3,2 14,6-0,37 0, SM 50 m-si 50,6 3,4 21,4 3,1 16,6-0,37 0, SM 50-H m-si 50,1 3,4 19,8 3,2 15,9-0,37 0, SM 55 m-si 54,8 3,4 21,7 3,2 17,4-0,37 0, SM 6 m-si 5,9 0,4 19,5 0,4 15,0-0,50 5, SP 130 m-si 128,7 4,5 42,8 3,9 33,0-0,37 1, SP 130-L m-si 128,7 4,5 42,8 3,9 33,0-0,37 1, SP 135 m-si 135,3 9,4 21,4 8,2 16,5-0,50 0, SP 140 m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,37 1, SP 140 CHV m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,50 1, SP 140-L m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,37 1, SP 150 m-si 149,6 4,8 43,4 4,4 34,0-0,37 0, SP 150-L m-si 149,6 4,8 43,4 4,4 34,0-0,37 0, SP 18 m-si 18,7 1,2 21,7 1,1 17,0-0,50 1, SP 36 m-si 35,7 2,4 21,7 2,1 17,0-0,50 1, SP 65 m-si 65,2 4,5 21,4 4,0 16,5-0,37 0,

362 A.2 Solargenerator 351 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Shell Solar SP 70 m-si 70,1 4,7 21,4 4,3 16,5-0,37 0, SP 75 m-si 74,8 4,8 21,7 4,4 17,0-0,37 0, SQ 140-C m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,52 1, SQ 140-LCA m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,52 1, SQ 140-PC m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,52 1, SQ 150-C m-si 149,9 4,8 43,4 4,4 34,0-0,52 0, SQ 150-LCA m-si 149,9 4,8 43,4 4,4 34,0-0,52 0, SQ 150-PC m-si 149,9 4,8 43,4 4,4 34,0-0,52 0, SQ 160-C m-si 160,0 4,9 43,5 4,6 35,0-0,45 0, SQ 160-LCA m-si 160,0 4,9 43,5 4,6 35,0-0,45 0, SQ 160-PC m-si 160,0 4,9 43,5 4,6 35,0-0,45 0, SQ 70 m-si 70,0 4,7 21,4 4,2 16,5-0,50 0, SQ 75 m-si 75,0 4,8 21,7 4,4 17,0-0,45 0, SQ 80 m-si 80,0 4,9 21,8 4,6 17,5-0,45 0, SR 100 m-si 100,3 6,5 21,6 5,9 17,0-0,37 0, SR 50 m-si 50,2 3,2 21,6 3,0 17,0-0,37 0, SR 50-Z m-si 50,2 3,2 21,6 3,0 17,0-0,37 0, SR 90 m-si 91,8 3,2 21,6 5,4 17,0-0,37 2, ST 10 CIS 10,0 0,8 22,9 0,6 15,6-0,36 16, ST 20 CIS 20,0 1,5 22,9 1,3 15,6-0,36 8, ST 36 CIS 36,0 2,7 22,9 2,3 15,8-0,36 3, ST 40 CIS 39,8 2,7 23,3 2,4 16,6-0,36 2, ST 5 CIS 5,0 0,4 22,9 0,3 15,6-0,36 35, Shenzhen Xinhonghua Mini Panel m-si 0,5 0,1 5,0 0,1 4,0-0,50 3, XHH001-4 m-si 1,0 0,2 7,2 0,2 6,0-0,50 3, XHH002-6 m-si 2,0 0,2 11,0 0,2 9,0-0,50 3, XHH m-si 3,1 0,2 21,6 0,2 18,0-0,50 9, XHH m-si 5,4 0,3 21,6 0,3 18,0-0,50 5, XHH m-si 10,4 0,6 21,6 0,6 18,0-0,50 2, XHH m-si 20,7 1,3 21,6 1,2 18,0-0,50 1, XHH m-si 25,9 1,6 21,6 1,4 18,0-0,50 1, XHH m-si 31,0 1,9 21,6 1,7 18,0-0,50 0, XHH m-si 41,4 2,5 21,6 2,3 18,0-0,50 0, XHH m-si 51,7 3,2 21,6 2,9 18,0-0,50 0, XHH m-si 56,9 3,5 21,6 3,2 18,0-0,50 0, XHH m-si 77,6 4,7 21,6 4,3 18,0-0,50 0, XHH m-si 82,8 5,0 21,6 4,6 18,0-0,50 0, XHH m-si 103,5 6,3 21,6 5,8 18,0-0,50 0, XHH m-si 125,3 3,8 43,0 3,5 36,0-0,50 0, XHH m-si 144,0 4,4 43,0 4,0 36,0-0,50 0, XHH m-si 154,4 4,7 43,0 4,3 36,0-0,50 0, XHH m-si 164,5 5,0 43,0 4,6 36,0-0,50 0, XHH m-si 169,9 5,1 43,0 4,7 36,0-0,50 0, XHH m-si 180,0 5,4 43,0 5,0 36,0-0,50 0, XHH m-si 185,0 5,5 43,0 5,1 36,0-0,50 0, XHH m-si 199,8 6,1 43,0 5,6 36,0-0,50 0, XHH m-si 239,8 7,3 43,0 6,7 36,0-0,50 0, XHH m-si 277,9 8,4 43,0 7,7 36,0-0,50 0, XHH m-si 300,2 4,6 86,0 4,2 72,0-0,50 1, XHH m-si 391,0 6,0 86,0 5,4 72,0-0,50 1,

363 352 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Shujo Energy SE 130 p-si 131,0 8,2 21,9 7,0 18,8-0,43 0, SE 200 p-si 199,5 8,2 32,9 7,1 28,3-0,43 0, SE 60 TFC CIGS 60,0 4,3 24,5 4,4 13,7-0,50 1, SIG Solar B 155 m-si 155,0 4,9 43,0 4,5 34,6-0,40 0, B 155 p-si 155,0 4,9 43,0 4,5 34,6-0,40 0, C 150 m-si 150,0 4,8 42,8 4,4 34,4-0,40 0, C 150 p-si 150,0 4,8 42,8 4,4 34,4-0,40 0, D 160 m-si 160,1 5,0 43,2 4,6 34,8-0,40 0, D 160 p-si 160,1 5,0 43,2 4,6 34,8-0,40 0, E 165 m-si 164,9 5,1 43,4 4,7 35,0-0,40 0, E 165 p-si 164,9 5,1 43,4 4,7 35,0-0,40 0, F 170 m-si 170,0 5,2 43,6 4,8 35,2-0,40 0, F 170 p-si 170,0 5,2 43,6 4,8 35,2-0,40 0, G175 m-si 174,9 5,3 43,8 4,9 35,4-0,40 0, G175 p-si 174,9 5,3 43,8 4,9 35,4-0,40 0, Siliken SLK36P5 80W12V m-si 80,1 4,8 21,7 4,5 18,0-0,50 0, SLK36P6 120W12V p-si 120,1 7,2 22,2 6,6 18,2-0,37 0, SLK36P6 125W12V m-si 124,9 7,3 22,2 6,8 18,5-0,50 0, SLK36P6L130W12V p-si 130,7 7,8 22,2 7,3 17,9-0,37 0, SLK60M6 210W30V m-si 210,0 7,5 37,0 6,9 30,3-0,37 0, SLK60M6L223W30V m-si 224,3 8,0 36,9 7,5 29,9-0,37 0, SLK 60P6 200W30V p-si 200,0 7,2 37,0 6,6 30,3-0,37 0, SLK 60P6 210W24V m-si 209,9 7,3 36,8 6,8 31,1-0,50 0, SLK 60P6C-212 p-si 212,4 7,8 36,6 7,3 29,1-0,43 0, SLK 60P6C-215 p-si 216,8 7,9 36,8 7,4 29,3-0,43 0, SLK 60P6C-221 p-si 220,5 8,1 36,8 7,5 29,4-0,43 0, SLK 60P6C-224 p-si 225,0 8,1 36,9 7,6 29,6-0,43 0, SLK 60P6C-227 p-si 227,9 8,1 36,9 7,7 29,6-0,43 0, SLK 60P6C-230 p-si 231,7 8,1 37,0 7,8 29,7-0,43 0, SLK 60P6L214W30V p-si 213,1 7,8 36,2 7,2 29,6-0,37 0, SLK 60P6L-205 p-si 205,2 7,9 36,4 7,2 28,7-0,43 0, SLK 60P6L-209 p-si 208,8 7,9 36,4 7,3 28,8-0,43 0, SLK 60P6L-212 p-si 212,4 7,9 36,5 7,4 28,9-0,43 0, SLK 60P6L-215 p-si 215,2 8,0 36,5 7,4 29,0-0,43 0, SLK 60P6L-218 p-si 218,3 8,1 36,6 7,5 29,1-0,43 0, SLK 60P6L-221 p-si 220,8 8,1 36,6 7,6 29,2-0,43 0, SLK 60P6L-224 p-si 223,9 8,2 36,8 7,6 29,3-0,43 0, SLK 60P6L-227 p-si 227,0 8,2 36,8 7,7 29,4-0,43 0, SLK 60P6L-230 p-si 229,8 8,3 36,9 7,8 29,5-0,43 0, SLK 60P6L-233 p-si 232,7 8,3 36,9 7,9 29,6-0,43 0, SLK 60P6L-235 p-si 234,7 8,4 36,9 7,9 29,6-0,43 0, SLK 60P6L-236 p-si 238,2 8,4 37,0 8,0 29,7-0,43 0, SLK 72M5176W24V m-si 176,0 5,5 44,4 4,8 36,6-0,37 0, SLK 72M5180W24V m-si 180,0 5,5 44,4 4,9 36,8-0,37 0, SLK 72M5184W24V m-si 184,1 5,5 44,5 5,0 36,9-0,37 0, SLK 72M5-162 m-si 162,3 4,9 44,0 4,6 35,2-0,43 0, SLK 72M5-165 m-si 165,1 4,9 44,0 4,7 35,2-0,43 0, SLK 72M5-167 m-si 167,3 5,0 44,0 4,7 35,3-0,43 0, SLK 72M5-170 m-si 170,3 5,1 44,1 4,8 35,4-0,43 0, SLK 72M5-173 m-si 173,0 5,2 44,1 4,9 35,6-0,43 0, SLK 72M5-175 m-si 175,1 5,3 44,1 4,9 35,8-0,43 0,

364 A.2 Solargenerator 353 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Siliken SLK 72M5-178 m-si 178,2 5,3 44,1 5,0 36,0-0,43 0, SLK 72M5-181 m-si 181,2 5,4 44,1 5,0 36,1-0,43 0, SLK 72P4 105W 24V p-si 105,0 3,2 42,5 3,0 35,6-0,37 0, SLK 72P5 160W 24V p-si 160,0 4,8 44,2 4,4 36,2-0,37 0, SLK 72P5 170W24V p-si 169,1 4,9 44,3 4,6 36,6-0,37 0, SLK GG36M5 m-si 92,6 5,5 21,8 5,1 18,2-0,43 0, SLK GG54M5 m-si 128,1 5,1 33,1 4,7 27,1-0,43 0, SLK GT40M6L-150 m-si 143,0 7,8 24,4 7,3 19,7-0,43 0, SLK GT40M6L-154 m-si 145,0 7,9 24,4 7,4 19,7-0,43 0, SLK GT40M6L-158 m-si 147,3 7,9 24,5 7,4 19,8-0,43 0, SLK GT40P6L-143 p-si 143,0 7,8 24,4 7,3 19,7-0,43 0, SLK GT40P6L-145 p-si 145,0 7,9 24,4 7,4 19,7-0,43 0, SLK GT40P6L-147 p-si 147,3 7,9 24,5 7,4 19,8-0,43 0, Sinonar Corp. PVS F m-si 50,1 3,6 25,0 2,9 17,5-0,50 4, Sinosol EGM 170 m-si 170,1 5,2 44,0 4,9 35,0-0,50 0, EGM 175 m-si 174,9 5,3 44,2 5,0 35,2-0,50 0, EGM 180 m-si 179,8 5,4 44,4 5,1 35,4-0,50 0, STP 260 p-si 260,0 8,1 44,0 7,5 34,8-0,47 0, STP 270 p-si 269,9 8,2 44,5 7,7 35,0-0,47 0, STP 280 p-si 279,8 8,3 44,8 8,0 35,2-0,47 0, Sintek STK-120P6-A p-si 119,3 7,9 20,7 7,1 16,8-0,38 0, STK-130P6-A p-si 130,5 8,0 22,1 7,5 17,4-0,38 0, STK-140P6-A p-si 140,9 8,2 23,0 7,7 18,3-0,38 0, STK-160P6-A p-si 161,9 8,0 27,5 7,1 22,8-0,38 0, STK-170P6-A p-si 170,9 8,2 28,3 7,4 23,1-0,38 0, STK-180P6-A p-si 180,9 8,3 29,2 7,6 23,8-0,38 0, STK-210P6-A p-si 212,4 8,0 36,6 7,3 29,1-0,38 0, STK-220P6-A p-si 226,5 8,1 37,1 7,6 29,8-0,38 0, STK-230P6-A p-si 231,0 8,3 37,4 7,7 30,0-0,38 0, Solar Cells SCH 1,8 W/ 12 V m-si 1,6 0,1 22,0 0,1 14,5-0,50 128, SCH 12 W/ 12 V m-si 11,0 1,0 22,0 0,8 14,5-0,50 19, SCH 3,6 W/ 12 V m-si 3,5 0,3 22,0 0,2 14,5-0,50 60, SCH 6 W/ 12 V m-si 5,5 0,5 22,0 0,4 14,5-0,50 38, SM 106 m-si 2,0 0,2 22,5 0,1 14,5-0,50 81, SM 112 m-si 4,1 0,3 22,5 0,3 14,5-0,50 33, SM 118 m-si 5,9 0,5 22,5 0,4 14,5-0,50 24, SM 136 m-si 12,0 1,0 22,5 0,8 14,5-0,50 13, SMAL 436 a-si(1) 49,3 4,0 22,5 3,4 14,5-0,23 2, Solar Electric Power SunEarth 150 m-si 150,1 5,1 43,2 4,4 34,2-0,40 1, SunEarth 155 m-si 155,1 5,1 43,4 4,5 34,4-0,40 1, SunEarth 160 m-si 160,2 5,2 43,4 4,6 34,6-0,40 0, SunEarth 165 m-si 165,0 5,3 43,6 4,8 34,6-0,40 0, SunEarth 170 m-si 170,1 5,3 44,0 4,9 35,0-0,40 0, SunEarth 175 m-si 174,6 5,5 44,2 5,0 35,2-0,40 0, Solar for People SfP 152 m-si 153,1 5,0 43,2 4,4 34,8-0,50 0,

365 354 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solar Frontier SC70-EX-A CIS 69,6 2,2 54,0 1,9 37,6-0,34 11, SC75-EX-A CIS 74,9 2,2 55,5 1,9 40,5-0,34 10, SC80-EX-A CIS 80,0 2,3 56,5 2,0 41,0-0,34 7, Solar Integrated Technologies SI1088T2 a-si(1)1090,3 5,1 369,6 4,1 264,0-0,21 44, SI1488G1 a-si(3)1486,8 5,1 505,0 4,1 360,0-0,21 60, SI1488G2 a-si(1)1486,8 5,1 504,0 4,1 360,0-0,21 60, SI1632G1 a-si(3)1635,5 5,1 554,4 4,1 396,0-0,21 66, SI544T2 a-si(3) 545,2 5,1 184,8 4,1 132,0-0,21 22, SI744G1 a-si(3) 743,4 5,1 252,0 4,1 180,0-0,21 30, SI744G2 a-si(3) 743,4 5,1 252,0 4,1 180,0-0,21 30, SI816G1 a-si(3) 817,7 5,1 277,4 4,1 198,0-0,21 33, SR 2004 a-si(3)1476,0 5,1 505,0 4,1 360,0-0,21 63, Solar Markt SMM 170-M5/S1 m-si 170,2 5,2 44,1 4,7 35,9-0,46 0, SMM 170-M5/T1 m-si 167,2 5,1 43,9 4,6 36,4-0,45 0, Solar Nord N m-si 49,5 3,2 20,8 3,0 16,5-0,50 0, N m-si 69,7 4,6 20,2 4,3 16,2-0,50 0, Solar Swiss SSM 160/24M m-si 160,2 5,2 43,6 4,6 34,6-0,45 0, SSM 165/24M m-si 165,2 5,2 44,1 4,7 35,0-0,45 0, SSM 170/24M m-si 169,9 5,4 44,3 4,8 35,3-0,45 0, SSM 175/24M m-si 175,0 5,4 44,5 4,9 35,5-0,45 0, SSM 180/24M m-si 180,0 5,5 44,9 5,0 36,0-0,45 0, SSM-200P p-si 200,3 8,1 36,5 7,5 26,7-0,45 0, SSM-210P p-si 210,0 8,2 36,9 7,5 28,0-0,45 0, SSM-220P p-si 220,2 8,3 36,9 7,7 28,6-0,45 0, SSM-230P p-si 229,9 8,5 37,0 7,9 29,1-0,45 0, Solar Werk Solo m-si 39,7 3,3 15,8 3,1 13,0-0,38 0, Solo-40 m-si 40,0 3,3 15,9 3,1 12,9-0,50 0, Solo-50 m-si 50,2 3,3 19,5 3,1 16,2-0,50 0, Solo-P 40 m-si 40,1 4,8 10,7 4,5 8,9-0,50 0, Solo-P 50 m-si 50,0 4,8 13,3 4,5 11,1-0,50 0, ST-100 m-si 100,7 5,9 22,0 5,5 18,3-0,50 0, Status m-si 106,1 6,6 21,0 6,1 17,4-0,38 0, Status 105 m-si 105,5 6,6 21,0 6,1 17,3-0,50 0, Status 115 m-si 114,9 6,8 22,0 6,3 18,3-0,50 0, Status 125 m-si 125,0 6,8 23,4 6,3 19,9-0,50 0, Status 145 m-si 145,1 3,4 54,6 3,1 46,2-0,50 1, Status 200 m-si 199,8 9,3 28,0 8,5 23,5-0,50 0, Solar Wind Europe MSW 24(12) 125 m-si 24,0 1,6 21,6 1,4 17,0-0,50 1, MSWb 42(12) 125 (a) Front m-si 42,0 3,2 21,6 2,5 17,0-0,50 3, MSWb 42(12) 125 (b) Back m-si 21,0 1,6 21,2 1,2 17,0-0,50 6, MSWb 80(12) 125 (a) Front m-si 80,1 5,2 21,6 4,7 17,0-0,50 0, MSWb 80(12) 125 (b) Back m-si 40,0 2,6 21,2 2,4 17,0-0,50 0, SC 125x125-max m-si 2,5 5,8 0,6 5,0 0,5-0,50 0,

366 A.2 Solargenerator 355 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solar Wind Europe SC 125x125-min m-si 2,1 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0, SC 125x150-max m-si 2,7 6,0 0,6 5,4 0,5-0,50 0, SC 125x150-min m-si 2,2 4,9 0,6 4,6 0,5-0,50 0, Solara AG S820TI p-si 147,8 4,6 42,5 4,2 35,2-0,50 0, S830TI p-si 157,5 4,7 42,8 4,4 35,8-0,50 0, S840TI p-si 166,1 4,9 43,6 4,6 36,5-0,50 0, S860TI p-si 170,1 4,9 43,6 4,6 37,3-0,50 0, S861TI p-si 161,0 7,4 29,7 6,6 24,4-0,43 0, S865TI/M m-si 165,6 5,4 43,5 4,6 36,0-0,50 0, S866TI p-si 166,2 7,2 29,9 6,7 24,8-0,43 0, S870TI p-si 169,9 7,5 29,8 6,9 24,7-0,43 0, S875TI p-si 175,1 7,7 29,9 7,1 24,8-0,43 0, S875TI/M m-si 175,2 5,5 44,4 4,8 36,5-0,50 0, S880TI p-si 180,0 7,7 30,0 7,2 24,9-0,43 0, S880TI/M m-si 179,9 5,6 44,8 4,9 36,5-0,50 0, S885TI/M m-si 185,1 5,7 44,8 5,1 36,5-0,50 0, S890TI p-si 189,9 8,1 31,9 7,4 25,7-0,43 0, S890TI/M m-si 189,8 5,8 44,9 5,2 36,5-0,50 0, S890TI/M-200 m-si 200,0 8,3 32,0 7,8 25,8-0,43 0, S895TI/M m-si 195,1 5,8 44,9 5,3 36,6-0,50 0, SM 1000 CZ m-si 100,0 6,5 21,7 5,8 17,3-0,40 0, SM 1000/95 m-si 95,2 2,9 43,2 2,8 34,0-0,50 1, SM 120 DZ p-si 10,3 2,8 4,8 2,7 3,8-0,38 0, SM 120 M p-si 30,1 2,0 21,0 1,8 16,7-0,50 1, SM 160 M p-si 40,1 2,7 21,0 2,4 16,7-0,50 0, SM 164S p-si 40,9 2,3 22,4 2,2 18,6-0,50 0, SM 2000/12V p-si 101,5 6,0 21,5 5,9 17,2-0,38 0, SM 2000/24V p-si 101,5 3,0 43,0 3,0 34,4-0,38 1, SM 200S p-si 49,8 3,0 21,7 2,8 17,8-0,50 0, SM 220K p-si 55,2 3,2 21,8 3,1 17,8-0,50 0, SM 220S/M55 p-si 55,2 3,2 21,8 3,1 17,8-0,50 0, SM 225 M p-si 55,1 3,7 21,0 3,3 16,7-0,50 0, SM 3000/12V p-si 104,9 6,3 21,5 6,1 17,2-0,38 0, SM 3000/24V p-si 104,9 3,2 43,0 3,1 34,4-0,38 1, SM 300S p-si 76,5 4,8 21,5 4,5 17,2-0,50 0, SM 320S p-si 79,6 5,0 21,9 4,6 17,3-0,50 0, SM 340S p-si 85,0 5,2 21,9 4,7 18,0-0,50 0, SM 40 M p-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,7-0,50 3, SM 4000 p-si 123,4 5,0 32,0 4,8 25,7-0,38 0, SM 400SP m-si 99,7 5,9 21,4 5,6 17,8-0,38 0, SM 480S p-si 120,0 7,0 22,0 6,7 17,9-0,50 0, SM 5000 p-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,33 0, SM 500S p-si 124,3 8,0 21,7 7,1 17,5-0,50 0, SM 560GT p-si 125,2 4,9 32,6 4,6 27,4-0,50 0, SM 60 M p-si 15,0 1,0 21,0 0,9 16,7-0,50 2, SM 640 DS a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, SM 7000 m-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,50 0, SM 7000/170 m-si 170,1 8,3 28,9 7,5 22,8-0,50 0, SM 7000/M/180 m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,50 0, SM 7000/M/185 m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,50 0, SM 7000/S p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,50 0, SM 7001 m-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0,

367 356 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solara AG SM 7001/S p-si 167,1 5,4 43,1 4,8 34,6-0,49 0, SM 7002 m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,49 0, SM 720S p-si 179,5 9,9 21,9 9,7 18,5-0,50 0, SM 80 M p-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,7-0,50 1, SM 8195 m-si 196,7 7,6 35,9 6,9 28,5-0,43 0, SM 8200 m-si 201,2 7,8 35,7 7,2 28,1-0,43 0, SM 8205 m-si 204,9 7,8 36,2 7,1 28,7-0,43 0, SM 8210 m-si 210,4 7,9 36,2 7,3 28,9-0,43 0, SM 8215 m-si 215,0 7,9 36,3 7,4 29,1-0,43 0, SM 8220 m-si 220,3 8,3 36,3 7,7 28,8-0,43 0, SM 8225 m-si 225,4 8,3 36,4 7,8 28,9-0,43 0, SM 8230 m-si 231,2 8,4 36,7 8,0 28,9-0,43 0, SM 8235 m-si 234,9 8,5 36,8 8,1 29,0-0,43 0, SM 8240 m-si 239,0 8,7 37,0 8,1 29,4-0,43 0, SM 900 CZ m-si 90,0 6,0 21,0 5,4 16,7-0,40 0, SM 950 CZ m-si 95,0 6,3 21,4 5,6 17,0-0,40 0, Solarc CSM m-si 5,9 0,8 9,4 0,8 7,8-0,50 0, CSM m-si 6,2 0,4 20,1 0,4 17,3-0,50 2, CSM 8,600 m-si 5,9 1,7 4,6 1,6 3,8-0,50 0, CSM m-si 0,4 0,1 4,7 0,1 3,9-0,50 3, ,5 CSM m-si 0,5 0,1 4,7 0,1 3,9-0,50 2, CSM m-si 1,5 0,4 4,7 0,4 3,9-0,50 0, CSM 9,1400 m-si 14,1 3,4 5,3 3,2 4,4-0,50 0, CSM m-si 0,4 0,1 5,3 0,1 4,4-0,50 9, ,5 Solarcentury PV-C21-P40B m-si 39,6 4,8 11,0 4,3 9,2-0,50 0, Solarex Milennia 48MV a-si(1) 48,2 0,8 101,0 0,7 73,0-0,20 57, Milennia 50MV a-si(1) 50,1 0,8 101,0 0,7 77,0-0,20 71, Milennia 56MV a-si(1) 55,9 0,9 102,0 0,7 81,0-0,20 52, Milennia MST-43LV (Integra-Framed) a-si(1) 42,9 3,3 22,7 2,6 16,5-0,20 4, Milennia MST-43LV (Unframed) a-si(1) 42,9 3,3 22,7 2,6 16,5-0,20 4, Milennia MST-43LV (Universal-Framed) a-si(1) 42,9 3,3 22,7 2,6 16,5-0,20 4, Milennia MST-43MV (Integra-Framed) a-si(1) 43,2 0,8 98,0 0,6 72,0-0,20 83, Milennia MST-43MV (Unframed) a-si(1) 43,2 0,8 98,0 0,6 72,0-0,20 83, Milennia MST-43MV (Universal-Framed) a-si(1) 43,2 0,8 98,0 0,6 72,0-0,20 83, MSX 120/12V p-si 119,7 7,6 21,3 7,0 17,1-0,38 0, MSX 120/24V p-si 119,7 3,8 42,6 3,5 34,2-0,38 1, MSX 40 p-si 40,0 2,5 21,1 2,3 17,1-0,34 0, MSX 50 p-si 49,9 3,2 21,1 2,9 17,1-0,34 0, MSX 53 p-si 53,4 3,4 20,6 3,2 16,7-0,34 0, MSX 56 p-si 56,3 3,6 20,8 3,4 16,8-0,34 0, MSX 60 p-si 59,9 3,8 21,1 3,5 17,1-0,34 0, MSX 64 p-si 64,1 4,0 21,3 3,7 17,5-0,34 0, MSX 77 p-si 77,1 5,0 21,0 4,6 16,9-0,34 0, MSX 80 p-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,34 0,

368 A.2 Solargenerator 357 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solarex MSX 83/12V p-si 82,9 5,3 21,2 4,9 17,1-0,34 0, MSX 83/24V p-si 83,1 2,6 42,4 2,4 34,2-0,34 1, Solar-Fabrik SF 100/2 p-si 100,3 4,9 28,6 4,4 22,8-0,47 0, SF 100/3 p-si 102,1 4,9 29,2 4,4 23,2-0,47 0, SF 102 m-si 102,1 4,9 29,2 4,4 23,2-0,50 0, SF 115 m-si 115,9 7,6 20,9 6,9 16,8-0,50 0, SF p-si 115,0 7,2 22,0 6,7 17,3-0,47 0, SF 125 p-si 124,9 7,7 22,0 7,2 17,4-0,32 0, SF 125 rahmenlos p-si 124,9 7,7 22,0 7,2 17,4-0,32 0, SF p-si 120,1 7,5 21,9 7,0 17,2-0,32 0, SF rahmenl. p-si 120,1 7,5 21,9 7,0 17,2-0,32 0, SF p-si 130,0 7,9 22,3 7,4 17,5-0,32 0, SF rahmenl. p-si 130,0 7,9 22,3 7,4 17,5-0,32 0, SF 130/2-125 p-si 125,0 7,8 21,5 7,1 17,5-0,47 0, SF 130/2-130 p-si 129,9 8,0 21,7 7,3 17,7-0,47 0, SF 130/2-135 p-si 134,6 8,1 21,9 7,5 17,9-0,47 0, SF 130/2A-125 p-si 125,0 7,8 21,5 7,1 17,5-0,47 0, SF 130/2A-130 p-si 129,9 8,0 21,7 7,3 17,7-0,47 0, SF 130/2A-135 p-si 134,6 8,1 21,9 7,5 17,9-0,47 0, SF 145A EFG 144,6 4,7 42,2 4,2 34,1-0,47 0, SF 150/10-150A m-si 150,1 4,9 43,0 4,4 34,5-0,45 0, SF 150/10-155A m-si 155,1 5,0 43,5 4,4 35,0-0,45 0, SF 150/10-160A m-si 160,1 5,0 43,9 4,5 35,5-0,45 0, SF 150/10-165A m-si 165,2 5,1 44,3 4,6 36,0-0,45 0, SF 150/2A-158 m-si 157,7 5,3 40,7 4,8 33,0-0,45 0, SF 150A p-si 150,0 5,1 40,2 4,6 32,6-0,47 0, SF 150A/2A-146 p-si 145,8 5,0 39,9 4,5 32,4-0,47 0, SF 150A/2A-154 p-si 153,8 5,2 40,5 4,7 32,8-0,47 0, SF 170 m-si 170,0 7,6 30,8 6,8 25,0-0,50 0, SF 200A-200 p-si 200,7 7,8 35,0 7,3 27,6-0,50 0, SF 200A-210 p-si 208,7 8,0 35,8 7,5 27,9-0,50 0, SF 200A-220 p-si 220,2 8,2 36,4 7,7 28,6-0,50 0, SF 340 m-si 340,0 7,6 61,5 6,8 50,0-0,50 0, SF 50 m-si 49,6 3,1 21,1 2,9 17,1-0,50 0, SF 52A m-si 51,8 3,3 21,5 3,1 16,7-0,50 0, SF 75 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0, SF 75 A m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0, SF Facell 130 plus m-si 133,3 7,2 25,5 6,5 20,5-0,50 0, SolarIncell 95 plus p-si 96,8 4,9 27,0 4,5 21,5-0,47 0, Solarfotonica SF 100 m-si 100,1 4,5 42,5 2,9 34,5-0,50 2, SF 120 m-si 118,2 3,9 42,5 3,5 34,1-0,50 1, SF 150 m-si 152,2 4,8 43,9 4,5 34,0-0,50 0, Solarfun SF m-si 5,0 0,3 21,0 0,3 16,8-0,40 6, SF m-si 10,1 0,7 21,0 0,6 16,8-0,40 3, SF m-si 20,0 1,3 21,5 1,2 16,8-0,40 1, SF m-si 40,1 2,6 21,6 2,3 17,2-0,40 0, SF m-si 49,9 3,2 21,6 2,9 17,2-0,40 0, SF100M6-17/100m m-si 100,0 6,4 21,6 6,0 16,8-0,40 0, SF100M6-17/100p p-si 100,0 6,4 21,6 6,0 16,8-0,40 0, SF100M6-17/105m m-si 105,0 6,6 21,7 6,1 17,2-0,40 0,

369 358 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solarfun SF100M6-17/105p p-si 105,0 6,6 21,7 6,1 17,2-0,40 0, SF100M6-17/110m m-si 110,0 6,8 21,8 6,3 17,5-0,40 0, SF100M6-17/110p p-si 110,0 6,8 21,8 6,3 17,5-0,40 0, SF100M6-17/90m m-si 90,0 6,0 21,4 5,6 16,0-0,40 0, SF100M6-17/90p p-si 90,0 6,0 21,4 5,6 16,0-0,40 0, SF100M6-17/95m m-si 95,0 6,2 21,5 5,8 16,4-0,40 0, SF100M6-17/95p p-si 95,0 6,2 21,5 5,8 16,4-0,40 0, SF120M6-18/110m m-si 109,9 6,8 22,1 6,1 18,0-0,40 0, SF120M6-18/110p p-si 109,9 6,8 22,1 6,1 18,0-0,40 0, SF120M6-18/115m m-si 114,9 7,1 22,2 6,3 18,1-0,40 0, SF120M6-18/115p p-si 114,9 7,1 22,2 6,3 18,1-0,40 0, SF120M6-18/120m m-si 119,9 7,4 22,2 6,6 18,2-0,40 0, SF120M6-18/120p p-si 119,9 7,4 22,2 6,6 18,2-0,40 0, SF120M6-18/125m m-si 124,9 7,7 22,3 6,8 18,3-0,40 0, SF120M6-18/125p p-si 124,9 7,7 22,3 6,8 18,3-0,40 0, SF120M6-18/130m m-si 130,0 8,0 22,3 7,1 18,4-0,40 0, SF120M6-18/130p p-si 130,0 8,0 22,3 7,1 18,4-0,40 0, SF M/150 m-si 150,0 4,9 43,4 4,3 34,8-0,40 0, SF M/155 m-si 155,1 4,9 43,5 4,4 35,4-0,40 0, SF M/160 m-si 160,2 5,0 43,5 4,5 35,6-0,40 0, SF M/165 m-si 165,0 5,1 44,0 4,6 35,8-0,40 0, SF M/170 m-si 170,2 5,1 44,5 4,7 35,9-0,40 0, SF M/175 m-si 175,0 5,2 44,8 4,9 36,0-0,40 0, SF M/180 m-si 180,0 5,2 45,0 5,0 36,0-0,40 0, SF M/185W m-si 184,8 5,2 45,3 5,1 36,1-0,40 0, SF170M m-si 169,9 5,3 44,5 4,7 36,0-0,50 0, SF180-29/175 m-si 175,0 7,1 35,9 6,2 28,2-0,40 0, SF180-29/180 m-si 180,0 7,2 36,0 6,3 28,6-0,40 0, SF180-29/185 m-si 185,0 7,3 36,1 6,4 29,0-0,40 0, SF180-29/190 m-si 189,9 7,4 36,2 6,5 29,3-0,40 0, SF180-29/195 m-si 195,0 7,4 36,2 6,6 29,7-0,40 0, SF180-29/200 m-si 200,0 7,5 36,3 6,6 30,2-0,40 0, SF P/170 p-si 169,9 7,5 32,4 6,5 26,1-0,40 0, SF P/175W p-si 175,0 7,6 32,3 6,6 26,4-0,40 0, SF P/180 p-si 179,9 7,8 32,6 6,8 26,3-0,40 0, SF P/185W p-si 185,1 7,8 32,5 7,0 26,6-0,40 0, SF P/190 p-si 190,0 7,9 32,8 7,2 26,5-0,40 0, SF P/195W p-si 195,1 8,1 32,7 7,3 26,8-0,40 0, SF P/200 p-si 200,0 8,2 33,0 7,5 26,7-0,40 0, SF P/205W p-si 205,2 8,4 32,9 7,6 27,0-0,40 0, SF P/210 p-si 210,1 8,3 33,2 7,8 26,9-0,40 0, SF P/220 p-si 220,1 8,4 33,4 8,1 27,1-0,40 0, SF P/200W p-si 200,0 7,5 36,0 6,8 29,5-0,40 0, SF P/205W p-si 205,1 7,7 36,1 6,9 29,6-0,40 0, SF P/210W p-si 210,3 7,8 36,2 7,1 29,7-0,40 0, SF P/215W p-si 215,0 8,0 36,4 7,2 29,7-0,40 0, SF P/220W p-si 220,5 8,1 36,5 7,4 29,8-0,40 0, SF P/225W p-si 225,1 8,1 36,7 7,5 29,9-0,40 0, SF P/230W p-si 230,1 8,3 36,8 7,7 30,0-0,40 0, SF P/235W p-si 235,1 8,4 36,8 7,8 30,1-0,40 0, SF P/240W p-si 240,1 8,5 37,0 8,0 30,2-0,40 0, SF80M5-18/75-mono m-si 75,0 4,9 21,7 4,3 17,4-0,40 0, SF80M5-18/75-poly p-si 75,0 4,9 21,7 4,3 17,4-0,40 0,

370 A.2 Solargenerator 359 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solarfun SF80M5-18/80-mono m-si 80,1 5,0 21,8 4,5 17,8-0,40 0, SF80M5-18/80-poly p-si 80,1 5,0 21,8 4,5 17,8-0,40 0, SF80M5-18/85-mono m-si 84,8 5,1 22,3 4,7 17,9-0,40 0, SF80M5-18/85-poly p-si 84,8 5,1 22,3 4,7 17,9-0,40 0, SF80M5-18/90-mono m-si 90,0 5,2 22,5 5,0 18,0-0,40 0, SF80M5-18/90-poly p-si 90,0 5,2 22,5 5,0 18,0-0,40 0, SolarGate SG-0851 m-si 86,3 5,2 22,0 4,7 18,4-0,50 0, SG-1601 m-si 159,1 4,9 43,6 4,4 36,0-0,50 0, SG-1651 m-si 164,7 4,9 43,9 4,5 36,4-0,50 0, SG-1701 m-si 168,3 5,0 44,3 4,6 36,4-0,50 0, SG-1751 m-si 176,8 5,4 45,0 4,9 36,4-0,50 0, SG-2000 m-si 199,9 8,0 35,6 7,2 27,6-0,50 0, SG-2100 m-si 209,9 8,2 36,4 7,5 28,2-0,50 0, SG-2200 m-si 219,9 8,4 37,1 7,7 28,7-0,50 0, SG-2300 m-si 229,9 8,6 37,9 7,8 29,3-0,50 0, SG-2400 m-si 240,0 8,8 38,6 8,0 29,9-0,50 0, Solaris 125M36-65S m-si 64,7 4,5 21,6 3,9 16,4-0,50 0, M36-70S m-si 68,9 4,7 21,7 4,0 17,2-0,50 0, M36-75S m-si 75,5 4,6 22,0 4,3 17,4-0,50 0, M72-150S m-si 149,9 4,8 43,9 4,3 34,7-0,47 0, S56KL p-si 51,2 3,3 21,4 3,1 16,5-0,46 0, S68GT p-si 51,2 3,3 21,4 3,1 16,5-0,46 0, Solarnova SOL 100 AC p-si 99,9 3,0 40,0 2,9 34,2-0,42 0, SOL 100 D-L band 101,9 3,2 43,2 3,0 34,2-0,43 1, SOL 100 K-L band 101,9 3,2 43,2 3,0 34,2-0,42 1, SOL 12 K m-si 11,9 0,7 29,9 0,7 17,5-0,50 10, SOL 204 GT p-si 204,0 7,5 36,1 7,2 28,3-0,32 0, SOL 212 GT p-si 212,3 7,8 36,4 7,4 28,8-0,32 0, SOL 218 GT p-si 218,1 7,9 36,6 7,5 29,0-0,32 0, SOL 224 GT p-si 225,4 8,6 36,4 7,8 28,9-0,32 0, SOL 230 GT p-si 230,3 8,7 36,5 7,9 29,0-0,32 0, SOL 236 GT p-si 236,2 8,7 36,6 8,1 29,2-0,32 0, SOL 24 K m-si 24,1 1,4 23,1 1,3 18,5-0,50 1, SOL 242 GT p-si 242,2 8,9 36,8 8,2 29,5-0,32 0, SOL 48 D p-si 47,6 3,1 20,7 2,8 17,0-0,42 0, SOL 48 K p-si 47,6 3,1 20,7 2,8 17,0-0,50 0, SOL 50 D p-si 50,3 3,2 20,7 2,9 17,1-0,43 0, SOL 50 K p-si 50,6 3,2 20,7 2,9 17,2-0,43 0, SOL 53 D p-si 53,5 3,1 23,0 2,8 19,1-0,50 0, SOL 53 K p-si 53,5 3,1 23,0 2,8 19,1-0,50 0, SOL 55 D p-si 55,4 3,2 23,0 2,9 19,1-0,43 0, SOL 55 K p-si 55,4 3,2 23,0 2,9 19,1-0,43 0, SOL 56 D band 50,0 2,9 23,0 2,6 19,1-0,43 0, SOL 96 AC m-si 95,2 3,1 41,4 2,8 34,0-0,50 1, SOL 96 D-L p-si 95,2 3,1 41,4 2,8 34,0-0,43 1, SOL 96 K-L p-si 95,2 3,1 41,4 2,8 34,0-0,43 1, SolarQ SQ 175 m-si 172,5 5,6 43,4 4,9 35,5-0,40 0, SQ /170Wp m-si 170,2 5,1 44,5 4,7 35,9-0,40 0, SQ /175Wp m-si 175,0 5,2 44,8 4,9 36,0-0,40 0,

371 360 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B SolarQ SQ /180Wp m-si 180,0 5,2 45,0 5,0 36,0-0,40 0, SQ 200 m-si 198,7 6,3 47,0 5,4 36,8-0,40 1, Solarstocc SL 165 M5-JDE m-si 165,1 4,9 43,9 4,5 36,6-0,38 0, SL 165 M5-JSA m-si 165,2 5,0 43,8 4,6 36,3-0,37 0, SL 170 m-si 169,9 5,0 43,7 4,7 36,3-0,50 0, SL 170 M5-JDE m-si 170,1 5,1 44,4 4,6 36,9-0,38 0, SL 170 M5-JSA m-si 170,2 5,1 43,9 4,7 36,6-0,37 0, SL 170 M6-JTO p-si 170,2 7,2 33,3 6,4 26,6-0,45 0, SL 170Wp p-si 170,2 4,9 43,7 4,7 36,3-0,50 0, SL 175 M5-JDE m-si 175,1 5,1 44,6 4,7 37,1-0,38 0, SL 175 M5-JSA m-si 175,1 5,2 44,1 4,8 36,7-0,37 0, SL 175 M6-JTO p-si 170,2 7,2 33,3 6,4 26,6-0,45 0, SL 180 p-si 181,4 7,7 30,4 7,2 25,2-0,43 0, SL 193Wp p-si 192,9 5,1 48,2 4,9 39,8-0,50 0, SL 196Wp p-si 196,3 7,4 34,7 6,8 28,7-0,43 0, SLP 180 M+6-JTO p-si 180,1 7,3 33,8 6,8 26,6-0,45 0, SLP 180 M5-JDE m-si 180,4 5,2 44,9 4,8 37,5-0,38 0, SLP 185 M+6-JTO p-si 185,1 7,4 34,1 7,0 26,6-0,45 0, SLP 190 M+6-JTO p-si 189,9 7,5 34,1 7,1 26,6-0,45 0, SLP 190 M5-JDE m-si 185,3 5,2 45,0 4,9 37,5-0,38 0, X 160Wp m-si 160,3 4,9 42,9 4,6 34,7-0,50 0, X 165 p-si 163,8 4,9 43,9 4,5 36,4-0,43 0, X165 M5-JDE p-si 165,1 4,9 43,9 4,5 36,6-0,38 0, X165 M5-JSA p-si 165,2 5,0 43,8 4,6 36,3-0,37 0, X170 M5-JDE p-si 170,1 5,1 44,4 4,6 36,9-0,38 0, X170 M5-JSA p-si 170,2 5,1 43,9 4,7 36,6-0,37 0, X175 M5-JDE p-si 175,1 5,1 44,6 4,7 37,1-0,38 0, X175 M5-JSA p-si 175,1 5,2 44,1 4,8 36,7-0,37 0, Solartec RADIX m-si 102,2 6,5 21,4 5,9 17,2-0,50 0, RADIX m-si 106,1 6,7 21,5 6,1 17,4-0,50 0, RADIX m-si 92,6 6,8 21,5 5,3 17,6-0,50 1, RADIX m-si 112,9 6,9 21,6 6,3 17,8-0,41 0, SG m-si 51,1 3,3 21,4 3,0 17,2-0,50 0, SG m-si 53,1 3,4 21,5 3,1 17,4-0,50 0, SG m-si 53,7 3,5 21,5 3,1 17,1-0,41 0, SG m-si 55,1 3,4 21,5 3,1 17,6-0,50 0, SG m-si 55,9 3,5 21,5 3,2 17,4-0,41 0, SG m-si 57,6 3,6 21,6 3,3 17,6-0,41 0, SG m-si 107,6 7,0 21,5 6,3 17,1-0,41 0, SG m-si 111,5 7,0 21,5 6,4 17,4-0,41 0, SG m-si 114,9 7,1 21,6 6,5 17,6-0,41 0, SG m-si 117,7 7,2 21,6 6,7 17,7-0,41 0, SI36-55 m-si 54,8 3,4 21,6 3,2 17,4-0,50 0, SSW36-54 m-si 53,7 3,5 21,5 3,1 17,1-0,41 0, SSW36-56 m-si 55,9 3,5 21,5 3,2 17,4-0,41 0, SSW36-58 m-si 57,6 3,6 21,6 3,3 17,6-0,41 0, SSW72-08 m-si 107,6 8,0 21,5 6,3 17,1-0,41 1, SSW72-12 m-si 111,5 7,0 21,5 6,4 17,4-0,41 0, SSW72-16 m-si 114,9 7,1 21,6 6,5 17,6-0,41 0, SSW72-18 m-si 117,7 7,2 21,6 6,7 17,7-0,41 0, STR36-50 m-si 51,9 3,3 21,5 3,0 17,4-0,50 0,

372 A.2 Solargenerator 361 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solartec STR36-53 m-si 53,5 3,3 21,6 3,0 17,6-0,50 0, STR36-56 m-si 54,9 3,3 21,6 3,1 17,7-0,50 0, Solartechnics GS-44S614 a-si(1) 44,4 1,5 48,5 1,3 35,5-0,20 14, Solartron SC m-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,50 0, SC m-si 119,6 7,7 21,0 7,1 16,8-0,50 0, SC 55 m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0, SC 57 /12V m-si 74,8 4,8 21,7 4,4 17,0-0,50 0, SC 57 /6V m-si 74,8 9,6 10,9 8,8 8,5-0,50 0, Solarwatt A GET AK m-si 10,3 0,8 24,5 0,6 18,0-0,34 22, A GET AK m-si 15,8 0,6 49,0 0,4 36,0-0,34 57, A10-30GET AK a-si(1) 10,1 0,4 49,0 0,3 36,0-0,20 91, A5-15GET AK a-si(1) 5,0 0,4 24,5 0,3 18,0-0,20 45, E25-36 GET AK Laminat m-si 26,0 1,6 21,0 1,5 17,3-0,34 1, E25-36 GET AK Rahmen m-si 26,0 1,6 21,1 1,5 17,3-0,34 1, E51-36 GET AK m-si 51,9 3,3 21,1 3,0 17,3-0,50 0, E51-36 TEA LK m-si 51,9 3,3 21,1 3,0 17,3-0,55 0, EP GEG LK, 105W p-si 105,1 4,9 29,2 4,4 24,0-0,40 0, EP GET AK, 100W m-si 100,1 4,6 28,4 4,2 24,0-0,50 0, EP GET LK, 100W m-si 99,8 4,6 28,4 4,2 24,0-0,55 0, EP GEG LK, 100W m-si 100,3 3,2 42,6 2,9 34,6-0,55 1, EP GEG LK, 105W p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1, EP GEG LK, 110W p-si 110,2 3,3 44,1 3,1 36,0-0,40 1, EP GET AK p-si 115,0 4,9 32,6 4,3 27,0-0,40 0, EP GET AK m-si 14,0 0,8 22,0 0,8 18,0-0,50 2, EP GET AK m-si 168,3 4,7 47,3 4,4 38,0-0,50 0, EP GET AK m-si 27,5 1,7 22,0 1,5 18,0-0,50 1, EP GET AK p-si 55,1 3,3 22,0 3,1 18,0-0,40 0, M 1,3-17 PRK EK m-si 1,3 0,2 10,2 0,2 8,4-0,50 7, M GEG LK, 105W m-si 105,1 3,3 42,9 3,0 34,8-0,55 1, M GEG LK, 112W m-si 111,8 3,4 43,3 3,1 35,6-0,55 1, M GEG LK, 115W m-si 115,1 3,5 43,9 3,2 36,3-0,55 1, M GEG LK, 120W m-si 119,8 3,5 44,0 3,3 36,4-0,55 0, M GET LK Blackline m-si 112,1 3,4 43,9 3,1 36,4-0,34 1, M GET AK m-si 20,917,1 0,9 22,0 1,0-0,34 0, M TEA LK m-si 20,917,1 0,9 22,0 1,0-0,34 0, M 2,6-34 PRK EK m-si 2,6 0,2 20,4 0,2 17,0-0,34 33,

373 362 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solarwatt M GET AK Laminat m-si 30,2 1,8 22,2 1,7 18,0-0,34 1, M GET AK Rahmen m-si 28,2 1,9 22,0 1,7 17,1-0,34 1, M TEA LK m-si 29,9 1,9 22,1 1,8 17,1-0,34 1, M TEA LK m-si 60,0 3,8 22,0 3,5 17,1-0,34 0, M GEG LK m-si 109,1 3,4 43,1 3,1 35,2-0,45 1, M GET AK m-si 109,1 3,4 43,1 3,1 35,2-0,34 1, M GEG-opaque LK m-si 115,8 5,0 31,0 4,7 24,8-0,34 0, M GEG LK, 108W m-si 108,6 3,4 43,2 3,1 34,7-0,46 1, M GET LK 110W m-si 109,8 3,3 43,9 3,0 36,3-0,47 1, M GET LK 112W m-si 111,8 3,4 43,9 3,1 36,3-0,47 1, M GET LK Blackl., 108W m-si 108,6 3,4 43,2 3,1 34,7-0,46 1, M GET LK, 108W m-si 108,6 3,4 43,2 3,1 34,7-0,46 1, M GEG LK m-si 137,8 5,5 33,6 5,0 27,5-0,34 0, M GEG LK ISO m-si 137,8 5,5 33,6 5,0 27,5-0,34 0, M GET AK m-si 138,9 5,5 33,6 5,1 27,5-0,34 0, M GET LK m-si 138,9 5,5 33,6 5,1 27,5-0,34 0, M GEG LK/101 m-si 101,0 6,9 20,5 6,0 16,8-0,50 0, M GEG LK/135 m-si 135,4 8,6 22,0 7,4 18,3-0,50 0, M GEG LK/140 m-si 140,4 8,6 22,1 7,6 18,4-0,50 0, M GEG LK/98 m-si 98,0 6,9 20,4 5,9 16,7-0,50 0, M GET AK m-si 181,0 8,4 29,1 7,7 23,5-0,34 0, M GET AK m-si 222,3 8,5 36,5 7,7 28,8-0,34 0, M GET AK/151 m-si 151,0 6,4 32,3 6,1 24,8-0,50 0, M GET AK/154 m-si 154,0 6,5 32,5 6,2 25,0-0,50 0, M GET AK/158 m-si 158,0 6,6 32,6 6,3 25,2-0,50 0, M GET AK/162 m-si 162,1 6,7 32,7 6,4 25,4-0,50 0, M GET AK/165 m-si 165,0 6,8 32,9 6,4 25,7-0,50 0, M GET AK/169 m-si 168,9 6,9 33,1 6,5 25,9-0,50 0, M GET AK/172 m-si 172,0 7,1 33,3 6,6 26,1-0,50 0, M GET AK/210 m-si 210,1 8,0 35,7 7,5 28,2-0,50 0,

374 A.2 Solargenerator 363 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solarwatt M GET AK/215 m-si 215,3 8,1 35,9 7,6 28,4-0,50 0, M GET AK/220 m-si 220,5 8,3 36,0 7,7 28,6-0,50 0, M GET AK/225 m-si 225,2 8,3 36,1 7,8 28,8-0,50 0, M GET AK/230 m-si 230,5 8,5 36,3 7,9 29,1-0,50 0, M GET AK/235 m-si 235,3 8,6 36,5 8,0 29,3-0,50 0, M GET AK/240 m-si 240,4 8,8 36,7 8,2 29,5-0,50 0, M GET LK m-si 222,3 8,5 36,5 7,7 28,8-0,34 0, M GET AK m-si 226,0 5,2 59,4 4,9 46,5-0,34 1, M GET AK/215 m-si 215,3 5,1 58,3 4,6 47,0-0,50 1, M GET AK/220 m-si 220,4 5,1 58,5 4,7 47,4-0,50 1, M GET AK/225 m-si 225,6 5,2 58,7 4,7 47,6-0,50 1, M GET AK/230 m-si 230,4 5,3 58,9 4,8 47,7-0,50 1, M GET AK/235 m-si 235,2 5,4 59,1 4,9 47,8-0,50 1, M GET AK/240 m-si 240,5 5,5 59,2 5,0 48,0-0,50 0, M GET AK/245 m-si 245,3 5,6 59,3 5,1 48,1-0,50 0, M GET AK/250 m-si 250,2 5,7 59,4 5,2 48,3-0,50 0, M GET LK m-si 226,0 5,2 59,4 4,9 46,5-0,34 1, M30-18 GEG K m-si 28,8 3,5 11,0 3,2 9,1-0,47 0, M60-36 GET AK m-si 60,0 3,8 22,0 3,5 17,1-0,50 0, P GET AK Laminat p-si 11,9 0,8 21,4 0,7 16,8-0,40 2, P GET AK Rahmen p-si 11,9 0,8 21,4 0,7 16,8-0,40 2, P GET AK, 168W p-si 168,2 5,1 44,2 4,8 34,9-0,40 0, P GET AK p-si 19,8 1,2 22,1 1,1 18,0-0,40 1, P GET AK p-si 209,910,1 28,9 9,3 22,5-0,40 0, P GET AK Laminat p-si 11,9 1,5 21,4 0,7 16,8-0,40 0, P GET AK Rahmen p-si 11,8 1,5 21,4 0,7 16,8-0,40 0, P GET AK p-si 29,9 1,8 22,1 1,7 18,0-0,40 1, P GEG LK p-si 35,0 4,9 9,6 4,4 8,0-0,40 0, P GET AK p-si 39,8 2,4 22,1 2,2 18,0-0,40 0, P GET AK p-si 47,5 3,1 21,4 2,8 16,8-0,40 0, P TEA LK p-si 47,5 3,1 21,4 2,8 16,8-0,40 0, P GET AK p-si 59,6 3,6 22,1 3,3 18,0-0,40 0,

375 364 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solarwatt P GEG LK 100W p-si 101,0 3,2 42,6 2,9 34,6-0,40 1, P GEG LK 105W p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1, P GET AK 100W p-si 100,3 3,2 42,6 2,9 34,6-0,40 1, P GET AK 105W p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1, P GET LK 105W p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1, P GEG opaque LK m-si 110,1 7,5 19,6 6,9 16,0-0,34 0, P GET AK 175W p-si 174,9 9,7 24,5 8,9 19,7-0,37 0, P GET AK 180W p-si 180,010,0 24,6 9,1 19,8-0,37 0, P GET AK p-si 210,0 7,6 36,8 7,0 30,0-0,37 0, P GET AK/200 p-si 200,8 7,8 36,1 7,2 28,0-0,46 0, P GET AK/205 p-si 205,1 7,9 36,2 7,3 28,1-0,46 0, P GET AK/215 p-si 215,4 8,2 36,5 7,6 28,3-0,46 0, P GET AK/220 p-si 220,4 8,3 36,6 7,8 28,4-0,46 0, P GET AK/225 p-si 225,1 8,4 36,7 7,9 28,6-0,46 0, P GET AK/230 p-si 235,2 8,5 36,9 8,0 29,4-0,46 0, P GET LK p-si 205,0 8,2 36,7 7,3 28,0-0,37 0, P GET AK 210W p-si 209,910,1 28,9 9,3 22,5-0,37 0, P GET AK 220W p-si 220,010,4 29,1 9,7 22,8-0,37 0, P GET AK S p-si 220,5 4,9 59,1 4,5 49,0-0,37 0, P GET LK p-si 220,5 9,7 29,6 9,0 24,5-0,37 0, Power GEG LK 100W p-si 100,3 3,2 42,6 2,9 34,6-0,40 1, Power GEG LK 65W m-si 65,0 2,9 40,0 2,3 28,0-0,50 9, Power GEG LK 70W m-si 70,1 2,9 41,8 2,4 29,2-0,50 8, SolarWorld GPV 102 P p-si 102,0 3,2 42,0 3,0 34,0-0,50 1, GPV 150 M-R/24V m-si 150,1 4,0 44,1 4,3 34,9-0,50 1, GPV 150 P p-si 149,6 4,7 43,0 4,4 34,0-0,50 0, GPV 51 P p-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0, GPV 61W m-si 61,2 3,2 25,8 3,0 20,4-0,50 0, GPV 75 P p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0, SM V m-si 150,5 9,2 21,5 8,6 17,5-0,50 0, SM V-LAM m-si 150,5 9,2 21,5 8,6 17,5-0,50 0, SM 150P-12V-LAM m-si 149,6 9,4 21,5 8,8 17,0-0,50 0, SM V m-si 164,610,1 21,6 9,3 17,7-0,50 0,

376 A.2 Solargenerator 365 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B SolarWorld SM V-LAM m-si 164,610,1 21,6 9,3 17,7-0,50 0, SM 51 m-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0, Sunmodule Plus SW 170 mono m-si 170,4 5,2 44,2 4,8 35,5-0,47 0, Sunmodule Plus SW 180 mono m-si 180,0 5,4 44,6 5,0 36,0-0,47 0, Sunmodule Plus SW 205 poly p-si 205,2 7,8 36,0 7,2 28,5-0,48 0, Sunmodule Plus SW 215 poly p-si 214,6 8,0 36,4 7,4 29,0-0,48 0, Sunmodule Plus SW 225 poly p-si 224,2 8,2 36,8 7,6 29,5-0,48 0, SW 051 m-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0, SW 051-D p-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0, SW 075 m-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0, SW 075-D p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0, SW 085 m-si 85,1 5,2 21,5 4,9 17,5-0,50 0, SW 123-S p-si 123,0 7,6 21,8 7,2 17,2-0,50 0, SW 150 poly p-si 149,6 4,9 43,0 4,4 34,0-0,50 0, SW 150-D/24V p-si 149,6 4,7 43,0 4,4 34,0-0,50 0, SW 155 m-si 154,0 4,7 43,3 4,4 35,0-0,50 0, SW 155 mono m-si 156,6 4,9 43,1 4,5 34,8-0,50 0, SW 155 mono 12V m-si 157,510,4 21,1 9,4 16,8-0,50 0, SW 155 mono 24V m-si 157,5 5,2 42,1 4,7 33,5-0,50 0, SW 155 mono ST m-si 155,1 4,9 43,2 4,5 34,4-0,33 0, SW 155 poly p-si 156,6 4,9 43,3 4,5 34,8-0,29 0, SW 160 mono m-si 161,0 5,0 43,8 4,6 35,0-0,47 0, SW 160 poly p-si 160,5 5,0 43,2 4,6 34,9-0,50 0, SW 160-C 12V p-si 160,2 9,8 21,6 9,1 17,6-0,42 0, SW 160-C 24V p-si 158,4 4,9 43,2 4,5 35,2-0,42 0, SW 165 m-si 166,4 5,1 43,2 4,7 35,4-0,50 0, SW 165 mono m-si 165,9 5,2 44,1 4,7 35,3-0,29 0, SW 165 mono 12V m-si 166,110,6 21,5 9,6 17,3-0,50 0, SW 165 mono 24V m-si 166,1 5,3 43,0 4,8 34,6-0,50 0, SW 165 mono ST m-si 165,0 5,0 43,6 4,7 34,8-0,33 0, SW 165 poly p-si 163,3 5,1 43,9 4,6 35,5-0,29 0, SW 165 poly 12V p-si 163,310,2 22,0 9,2 17,8-0,50 0, SW 165-C 12V p-si 165,110,2 21,6 9,3 17,7-0,42 0, SW 165-C 24V p-si 165,1 5,1 43,2 4,7 35,4-0,42 0, SW 165-S p-si 165,0 5,1 43,8 4,8 34,6-0,50 0, SW 170 m-si 170,0 5,2 44,2 4,8 35,5-0,50 0, SW 175 m-si 173,7 5,3 43,9 4,9 35,5-0,50 0, SW 175 mono m-si 174,9 5,4 44,4 4,9 35,7-0,29 0, SW 175 mono ST m-si 174,2 5,2 44,2 5,0 35,2-0,33 0, SW 175 poly p-si 176,4 5,3 44,2 4,9 36,0-0,29 0, SW 175-S m-si 175,2 5,3 44,8 5,0 35,4-0,50 0, SW 180 m-si 180,4 5,4 44,6 5,0 36,0-0,50 0, SW 185 mono m-si 183,6 5,5 44,5 5,1 36,0-0,29 0, SW 200 poly p-si 200,2 7,6 36,2 7,0 28,6-0,50 0, SW 200-S p-si 200,1 7,5 36,0 7,0 28,5-0,50 0, SW 205 p-si 205,2 7,8 36,2 7,2 28,5-0,50 0, SW 210 poly p-si 210,2 7,8 36,4 7,2 29,2-0,48 0, SW 215 p-si 215,0 8,0 36,5 7,4 28,9-0,50 0,

377 366 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B SolarWorld SW 220 poly p-si 219,0 8,0 36,6 7,5 29,2-0,48 0, SW 225 p-si 225,1 8,2 36,8 7,6 29,5-0,50 0, Solec S-008 m-si 8,0 0,5 21,3 0,5 17,1-0,50 3, S-012 m-si 12,0 0,8 21,3 0,7 17,1-0,50 2, S-020 m-si 20,0 1,3 21,3 1,2 17,1-0,50 1, S-025 m-si 25,0 1,6 21,3 1,5 17,1-0,50 1, S-055 m-si 55,1 3,4 21,3 3,2 17,1-0,50 0, S-100D 12V m-si 100,0 6,3 21,3 5,9 17,1-0,50 0, S-100D 24V m-si 99,9 3,1 42,6 2,9 34,2-0,50 1, S-110D m-si 110,1 3,4 42,6 3,2 34,2-0,50 1, S-110D 12V m-si 110,0 6,9 21,3 6,4 17,1-0,50 0, S-110D 24V m-si 110,1 3,4 42,6 3,2 34,2-0,50 1, SQ-080 m-si 80,0 5,0 21,3 4,7 17,1-0,50 0, SQ-090 m-si 89,9 5,6 21,3 5,3 17,1-0,50 0, Solex FSM m-si 189,8 6,6 44,2 5,5 34,5-0,50 2, FSM m-si 60,0 3,8 21,0 3,5 17,0-0,50 0, FSM m-si 90,1 5,9 21,3 5,3 17,0-0,50 0, Solibro SL1-65 CIS 65,0 1,6 68,5 1,3 51,2-0,45 23, SL1-65F CIS 65,0 1,6 68,5 1,3 51,2-0,45 23, SL1-70 CIS 69,9 1,6 70,3 1,3 53,8-0,45 17, SL1-70F CIS 69,9 1,6 70,3 1,3 53,8-0,45 17, SL1-75 CIS 75,1 1,6 71,5 1,4 55,6-0,45 11, SL1-75F CIS 75,1 1,6 71,5 1,4 55,6-0,45 11, SL1-80 CIS 79,9 1,6 72,5 1,4 57,1-0,45 6, SL1-80F CIS 79,9 1,6 72,5 1,4 57,1-0,45 6, SL1-85F CIS 85,0 1,6 73,5 1,4 59,0-0,45 4, Solon alpha m-si 70,1 4,5 21,1 4,2 16,7-0,50 0, beta m-si 150,5 8,8 23,5 7,8 19,3-0,50 0, Solo 50 p-si 48,8 4,8 13,5 4,4 11,1-0,50 0, SOLON 230/6+ m-si 230,0 8,7 36,6 7,9 29,3-0,43 0, SOLON 72 W p-si 71,9 4,7 21,2 4,2 17,0-0,43 0, SOLON M110 m-si 111,0 3,3 42,4 3,1 35,8-0,45 0, SOLON M180 M6 m-si 180,0 6,7 34,6 6,0 30,0-0,40 0, SOLON M180/6 m-si 179,6 7,6 34,6 6,7 26,8-0,45 0, SOLON M210/6 m-si 210,0 7,6 37,3 7,0 30,0-0,45 0, SOLON M230/6+(205W) m-si 204,8 8,4 35,4 7,7 26,6-0,43 0, SOLON M230/6+ (210W) m-si 210,0 8,4 35,7 7,8 27,1-0,43 0, SOLON M230/6+ (215W) m-si 215,3 8,5 35,9 7,8 27,6-0,43 0, SOLON M230/6+ (220W) m-si 220,6 8,6 36,1 7,9 28,1-0,43 0, SOLON M230/6+ (225W) m-si 225,3 8,6 36,4 7,9 28,7-0,43 0, SOLON M230/6+ (230W) m-si 230,0 8,7 36,6 7,9 29,3-0,43 0, SOLON M230/6+ (235W) m-si 235,4 8,8 36,9 7,9 29,8-0,43 0,

378 A.2 Solargenerator 367 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solon SOLON M230/6+ (240W) m-si 240,2 8,9 37,1 7,9 30,4-0,43 0, SOLON P 200(Q200) m-si 199,8 5,0 53,0 4,5 44,4-0,50 0, SOLON P100 p-si 98,8 3,2 42,8 2,8 35,3-0,43 1, SOLON P100 TL p-si 100,3 6,4 21,0 5,8 17,3-0,43 0, SOLON P100 TR p-si 100,3 6,4 21,0 5,8 17,3-0,43 0, SOLON P120 Q6 p-si 119,9 7,3 22,1 6,6 18,3-0,40 0, SOLON P120/6 p-si 120,1 7,5 22,0 6,9 17,4-0,43 0, SOLON P130/6+ p-si 131,4 7,8 22,1 7,3 18,0-0,43 0, SOLON P130/6+(120W) p-si 121,4 7,5 21,9 6,9 17,6-0,43 0, SOLON P130/6+(125W) p-si 125,3 7,6 22,0 7,0 17,9-0,43 0, SOLON P130/6+(130W) p-si 129,8 8,1 21,9 7,5 17,3-0,43 0, SOLON P130/6+(135W) p-si 135,5 8,1 22,1 7,7 17,6-0,43 0, SOLON P150 (17V) p-si 150,5 9,6 21,2 8,8 17,1-0,43 0, SOLON P150 (34V) p-si 150,5 4,8 42,4 4,4 34,2-0,43 0, SOLON P160 Q6 p-si 160,0 7,3 30,4 6,3 25,4-0,40 0, SOLON P160/6 p-si 160,0 7,1 31,6 6,3 25,4-0,43 0, SOLON P165/5(18V) p-si 164,7 10,0 22,0 9,0 18,3-0,43 0, SOLON P165/5 (36V) p-si 164,7 5,0 44,0 4,5 36,6-0,43 0, SOLON P180/6+ p-si 180,2 7,8 30,7 7,2 25,2-0,43 0, SOLON P180/6+(165W) p-si 164,8 7,4 30,4 6,7 24,6-0,43 0, SOLON P180/6+(170W) p-si 170,2 7,5 30,5 7,2 23,8-0,43 0, SOLON P180/6+(175W) p-si 175,2 7,7 30,6 7,3 24,0-0,44 0, SOLON P180/6+(180W) p-si 180,3 8,2 30,5 7,5 24,2-0,43 0, SOLON P180/6+(185W) p-si 185,0 8,3 30,6 7,6 24,5-0,44 0, SOLON P200 (22V) p-si 199,810,0 26,5 9,0 22,2-0,43 0, SOLON P200 (44V) p-si 199,8 5,0 53,0 4,5 44,4-0,43 0, SOLON P200 Q6 p-si 199,9 7,3 36,8 6,8 29,4-0,40 0, SOLON P200/5 (21V) p-si 199,5 9,9 26,8 9,3 21,5-0,43 0, SOLON P200/5 (42V) p-si 199,5 5,0 53,5 4,7 42,9-0,43 0, SOLON P200/6 p-si 200,1 7,5 36,6 6,9 29,0-0,43 0, SOLON P200/6 (190W) p-si 189,8 7,0 36,5 6,5 29,2-0,43 0, SOLON P200/6 (200W) p-si 199,9 7,3 36,8 6,8 29,4-0,43 0, SOLON P220/6+ p-si 219,6 7,9 37,8 7,2 30,5-0,44 0, SOLON P220/6+(200W) p-si 200,2 7,8 35,5 7,2 27,8-0,44 0, SOLON P220/6+(205W) p-si 205,1 7,6 36,6 7,0 29,3-0,44 0, SOLON P220/6+(210W) p-si 210,1 8,1 36,1 7,5 28,2-0,44 0,

379 368 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solon SOLON P220/6+(215W) p-si 215,2 8,2 36,3 7,6 28,5-0,44 0, SOLON P220/6+(220W) p-si 219,6 8,3 36,4 7,7 28,7-0,44 0, SOLON P220/6+(225W) p-si 224,6 8,5 36,5 7,8 28,8-0,44 0, SOLON P220/6+(230W) p-si 229,8 8,6 36,8 8,0 28,9-0,44 0, SOLON P220/6+(235W) p-si 234,9 8,7 36,9 8,1 29,0-0,44 0, SOLON T130/6+ m-si 131,4 7,8 22,1 7,3 18,0-0,50 0, SOLON T130/6+(120W) m-si 121,4 7,5 21,9 6,9 17,6-0,50 0, SOLON T130/6+(125W) m-si 125,3 7,6 22,0 7,0 17,9-0,50 0, SOLON T130/6+(135W) m-si 136,7 8,0 22,4 7,6 18,1-0,50 0, SOLON T180/6+ m-si 182,5 7,8 30,7 7,3 25,0-0,50 0, SOLON T180/6+(165W) m-si 164,8 7,4 30,4 6,7 24,6-0,50 0, SOLON T180/6+(170W) m-si 171,1 7,5 30,5 6,9 24,8-0,50 0, SOLON T180/6+(175W) m-si 176,8 7,7 30,6 7,1 24,9-0,50 0, SOLON T180/6+(185W) m-si 187,2 7,9 30,9 7,4 25,3-0,50 0, SOLON T220/6+ m-si 221,2 7,8 37,0 7,4 30,1-0,50 0, SOLON T220/6+(200W) m-si 200,1 7,5 36,5 6,9 29,0-0,50 0, SOLON T220/6+(205W) m-si 205,1 7,6 36,6 7,0 29,3-0,50 0, SOLON T220/6+(210W) m-si 210,2 7,7 36,7 7,1 29,6-0,50 0, SOLON T220/6+(215W) m-si 215,3 7,8 36,8 7,2 29,9-0,50 0, SOLON T220/6+(225W) m-si 228,0 8,0 37,3 7,6 30,2-0,50 0, Solsonica Solsonica 608/165W p-si 168,2 7,9 29,2 7,4 22,6-0,45 0, Solsonica 608/170W p-si 172,3 8,0 29,4 7,5 22,9-0,45 0, Solsonica 608/175W p-si 176,4 8,1 29,6 7,6 23,2-0,45 0, Solsonica 608/180W p-si 180,6 8,2 29,8 7,7 23,5-0,45 0, Solsonica 608/185W p-si 184,9 8,3 30,0 7,8 23,7-0,45 0, Solsonica 610/210W p-si 210,3 7,9 36,7 7,4 28,4-0,45 0, Solsonica 610/215W p-si 215,1 8,0 36,9 7,5 28,7-0,45 0, Solsonica 610/220W p-si 220,0 8,1 37,1 7,6 29,0-0,45 0, Solsonica 610/225W p-si 224,9 8,2 37,3 7,7 29,3-0,45 0, Solsonica 610/230W p-si 229,9 8,3 37,5 7,8 29,6-0,45 0, Solsonica 610/235W p-si 235,0 8,4 37,7 7,9 29,9-0,45 0, Solsonica 612/250W p-si 246,7 7,8 43,9 7,3 33,8-0,45 0, Solsonica 612/255W p-si 252,1 7,9 44,1 7,4 34,1-0,45 0, Solsonica 612/260W p-si 257,6 8,0 44,3 7,5 34,4-0,45 0, Solsonica 612/265W p-si 263,2 8,1 44,5 7,6 34,8-0,45 0,

380 A.2 Solargenerator 369 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Solsonica Solsonica 612/270W p-si 268,9 8,2 44,7 7,7 35,1-0,45 0, Solsonica 612/275W p-si 274,7 8,2 44,9 7,8 35,4-0,45 0, Solsonica 612/280W p-si 280,4 8,3 45,1 7,8 35,8-0,45 0, Soltech M-SOL 110 WP m-si 110,0 3,2 43,2 3,1 35,3-0,50 1, M-SOL 160 WP m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0, P-SOL 50Wp m-si 49,9 3,2 21,6 2,9 17,2-0,50 0, P-SOL 75Wp m-si 75,0 4,8 21,3 4,3 17,4-0,50 0, P-SOL 100Wp m-si 99,8 3,2 43,2 2,9 34,4-0,50 1, P-SOL 110 WP p-si 110,0 3,2 43,2 3,1 35,3-0,50 1, P-SOL 160 WP p-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0, PVS a-si(1) 61,2 4,0 25,0 3,6 17,0-0,20 1, PVS a-si(1) 60,8 1,8 56,0 1,6 38,0-0,20 9, Solterra Sol 130 m-si 130,5 4,6 43,0 3,9 33,3-0,40 2, Sol 140 m-si 139,8 4,8 43,6 4,1 34,1-0,40 1, Sol 150 m-si 149,6 4,9 44,3 4,3 34,8-0,40 1, Sol 150+ m-si 154,0 4,9 44,5 4,4 35,0-0,40 1, Sol 155 H m-si 153,9 5,2 43,4 4,5 34,2-0,40 1, Sol 160 H m-si 160,1 5,2 43,5 4,6 34,8-0,40 0, Sol 165 H m-si 164,2 5,2 44,0 4,6 35,7-0,40 0, Sol 170 H m-si 169,7 5,2 44,2 4,7 36,1-0,40 0, Sol 175 H m-si 174,7 5,2 44,3 4,8 36,4-0,40 0, Sol 180 H m-si 178,6 5,2 44,4 4,8 37,2-0,40 0, Sol 70 m-si 70,1 4,8 21,6 4,1 17,2-0,40 0, Sol 75 m-si 75,0 4,9 21,9 4,3 17,4-0,40 0, Till 19 m-si 19,0 4,7 5,5 4,1 4,7-0,40 0, Sontor Sontor SN2 125 a-si/c-si124,9 1,7 128,0 1,3 96,8-0,40 47, Sontor SN2 130 a-si/c-si130,4 1,7 128,2 1,3 98,8-0,40 43, Sontor SN2 135 a-si/c-si134,9 1,7 128,4 1,3 100,7-0,40 38, Sontor SN2 140 a-si/c-si139,7 1,7 128,6 1,4 102,7-0,40 31, Sontor SN2 145 a-si/c-si145,4 1,7 128,8 1,4 104,6-0,40 21, Sovello AG SV-X-195 p-si 195,111,9 22,3 11,0 17,8-0,45 0, SV-X-200 p-si 200,012,0 22,5 11,1 18,1-0,45 0, SV-X-205 p-si 205,212,1 22,8 11,2 18,4-0,45 0, SV-X-210 p-si 210,012,2 23,1 11,2 18,7-0,45 0, Spheral Solar Power SSP PM 170 spher 169,311,8 23,2 9,3 18,2-0,50 0, SSP PM 185 spher 185,611,8 23,2 10,2 18,2-0,50 0, SSP PM 200 spher 200,211,8 23,2 11,0 18,2-0,50 0, SSP Superflex 25 spher 24,9 2,0 20,7 1,5 16,2-0,50 5, SSP Superflex 50 spher 49,9 3,6 20,7 3,1 16,2-0,50 1, SSP Superflex 75 spher 74,8 5,0 20,7 4,6 16,2-0,50 0, Spire Solar Chicago SS75 m-si 76,5 4,8 24,2 4,5 17,0-0,50 0, Star Unity Sunny Tile, Typ amorph a-si(1) 2,0 0,2 22,0 0,1 15,0-0,20 54, Sunny Tile, Typ mono m-si 6,4 0,5 16,3 0,5 12,8-0,50 3,

381 370 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B STX Solar SS m-si 3,7 8,0 0,6 7,4 0,5-0,50 0, ,5 156,5 SS m-si 3,7 8,1 0,6 7,4 0,5-0,50 0, ,5 156,5 SS m-si 3,8 8,1 0,6 7,4 0,5-0,50 0, ,5 156,5 SS m-si 3,8 8,2 0,6 7,5 0,5-0,50 0, ,5 156,5 SS m-si 3,9 8,3 0,6 7,6 0,5-0,50 0, ,5 156,5 SS m-si 4,0 8,3 0,6 7,6 0,5-0,50 0, ,5 156,5 SS m-si 4,0 8,4 0,6 7,7 0,5-0,50 0, ,5 156,5 SS m-si 4,1 8,5 0,6 7,7 0,5-0,50 0, ,5 156,5 SS m-si 4,1 8,5 0,6 7,8 0,5-0,50 0, ,5 156,5 Sulfurcell SCG50-HV CIS 50,6 1,7 49,5 1,4 37,5-0,30 13, SCG50-LV CIS 50,3 3,3 24,0 2,8 18,3-0,30 2, SCG55-HV CIS 54,6 1,7 51,0 1,4 39,0-0,30 12, SCG55-LV CIS 53,2 3,4 24,7 2,8 19,0-0,30 2, SCG60-HV CIS 60,2 1,7 52,5 1,5 41,5-0,30 6, Sun Power SPR-200-BLK-I m-si 200,0 5,7 47,6 5,0 40,0-0,38 0, SPR-205-BLK-I m-si 205,2 5,5 47,8 5,1 40,0-0,38 0, SPR-210-BLK-I m-si 210,0 5,9 47,7 5,3 40,0-0,38 0, SPR-210-WHT-I m-si 210,0 5,8 47,7 5,3 40,0-0,38 0, SPR-215-BLK-I m-si 214,9 5,8 48,3 5,4 39,8-0,38 0, SPR-220-WHT-I m-si 220,1 6,0 48,3 5,5 39,8-0,38 0, SPR-230-WHT-D m-si 229,6 6,1 48,2 5,7 40,5-0,38 0, SPR-305-WHT-D m-si 305,2 6,0 64,7 5,6 54,7-0,38 0, SPR-315-WHT-D m-si 315,1 6,1 64,7 5,8 54,7-0,38 0, Sun Tech Solar XTP m-si 9,7 0,6 20,1 0,6 16,7-0,50 2, XTP A p-si 124,6 7,9 21,2 7,2 17,3-0,50 0, XTP p-si 147,9 9,5 21,4 8,7 17,1-0,50 0, XTP A m-si 22,0 1,4 20,7 1,3 16,9-0,50 1, XTP B m-si 19,8 1,3 20,3 1,2 16,8-0,50 1, XTP B m-si 49,3 3,3 21,5 2,9 17,3-0,50 0, XTP m-si 74,8 4,7 22,3 4,2 17,8-0,50 0, XTP m-si 84,8 5,5 21,1 4,9 17,3-0,50 0, XTP p-si 179,9 7,7 33,5 6,8 26,5-0,50 0, XTP m-si 178,6 5,8 44,8 5,1 35,3-0,45 1, Sun Ware SW 3061/12Wp m-si 11,0 0,6 24,6 0,6 20,0-0,50 3, SW 3062/18Wp m-si 16,6 0,9 24,6 0,8 20,0-0,50 2, SW 3063//24Wp m-si 22,0 1,2 24,6 1,1 20,0-0,50 1, SW 3064/36Wp m-si 33,0 1,8 24,6 1,7 20,0-0,50 1, SW 3065/48Wp m-si 44,0 2,4 24,6 2,2 20,0-0,50 0, SW 3066/70Wp m-si 66,0 3,6 24,6 3,3 20,0-0,50 0, SW V/48Wp m-si 22,0 1,2 49,2 1,1 20,0-0,50 14, SW V/70Wp m-si 32,0 1,7 48,0 1,6 20,0-0,50 9, SW 5065/48Wp m-si 44,0 2,4 24,0 2,2 20,0-0,50 0, SW 5066/69Wp m-si 66,0 3,6 24,0 3,3 20,0-0,50 0, Sungen SGM-160D m-si 160,1 5,1 41,8 4,6 34,5-0,37 0, SGM-165D m-si 165,0 5,1 43,6 4,7 35,4-0,37 0, SGM-170D m-si 167,3 5,2 44,2 4,8 35,0-0,37 0, SGM-175D m-si 175,1 5,3 44,2 4,9 35,8-0,37 0, SGM-180D m-si 179,9 5,4 44,2 5,0 36,2-0,37 0,

382 A.2 Solargenerator 371 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Sungen SGM-200P p-si 199,9 7,9 34,9 6,9 29,1-0,45 0, SGM-210P p-si 210,1 8,1 35,5 7,2 29,3-0,45 0, SGM-220P p-si 219,9 8,4 35,9 7,5 29,4-0,45 0, SGM-230P p-si 229,9 8,7 36,2 7,7 29,7-0,45 0, SG-NH100-GS a-si(1) 100,1 1,8 96,5 1,4 71,5-0,19 34, SG-NH80-GS a-si(1) 80,2 1,5 93,5 1,2 68,0-0,19 41, SG-NH85-GS a-si(1) 85,4 1,6 94,3 1,2 68,9-0,19 39, SG-NH90-GS a-si(1) 89,9 1,6 95,0 1,3 69,7-0,19 38, SG-NH95-GS a-si(1) 95,4 1,7 95,8 1,4 70,7-0,19 35, Sunlink SL p-si 120,1 7,5 21,6 7,0 17,2-0,47 0, SL p-si 176,0 5,1 44,1 5,0 35,2-0,47 0, SL p-si 199,5 8,0 33,5 7,3 27,4-0,47 0, Sunovation Sebo Hatch m-si 23,4 5,0 5,5 4,7 5,0-0,50 0, Sunovation 70 p-si 71,3 4,9 21,2 4,4 16,2-0,50 0, Sunovation Golf p-si 234,0 5,0 60,7 4,7 50,0-0,50 0, Sunset AS 110 m-si 110,2 7,5 20,7 6,6 16,7-0,45 0, AS 1105 m-si 110,0 4,7 30,0 4,4 25,0-0,48 0, AS 120 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,45 0, AS 1204E m-si 119,3 4,6 33,1 4,5 26,8-0,50 0, AS 1205 m-si 120,0 4,9 31,0 4,6 26,2-0,48 0, AS 1304E m-si 129,7 4,9 33,9 4,7 27,9-0,50 0, AS 1305 m-si 130,2 5,0 32,0 4,8 27,4-0,48 0, AS 140 m-si 139,9 4,7 43,0 4,2 33,3-0,45 1, AS 150 m-si 149,6 4,8 43,4 4,4 34,0-0,45 0, AS 160 m-si 160,0 7,2 32,0 6,4 25,0-0,45 0, AS 165 m-si 165,0 7,4 32,0 6,6 25,0-0,45 0, AS 170 m-si 170,0 7,6 32,0 6,8 25,0-0,50 0, AS 6506 m-si 64,9 4,1 21,2 3,8 17,3-0,50 0, AS 8005 m-si 79,6 5,0 21,5 4,6 17,3-0,50 0, KA 120 a-si(1) 119,7 2,3 85,0 1,9 63,0-0,21 16, KA 54 a-si(1) 53,9 1,1 85,0 0,9 62,0-0,21 52, KA 58 a-si(1) 57,9 1,1 84,0 0,9 65,0-0,21 33, KA 60 a-si(1) 60,3 1,2 91,8 0,9 67,0-0,21 54, SM 20/36 m-si 20,0 1,3 20,8 1,2 17,2-0,50 1, SM 30 L/36 m-si 30,1 1,9 20,8 1,7 17,3-0,50 0, SM 30/36 m-si 30,1 1,9 20,8 1,7 17,3-0,50 0, Twin 130 a-si(3) 129,9 4,8 47,6 3,9 33,3-0,21 6, Twin 135 a-si(3) 135,3 4,9 47,7 4,1 33,4-0,21 5, Twin 140 a-si(3) 140,1 5,0 50,1 4,2 33,8-0,21 5, SunStrom P GET LK p-si 114,8 4,9 30,4 4,6 25,0-0,40 0, SunSumSolar SSS-MCS03W m-si 3,6 0,3 17,2 0,3 14,4-0,50 4, SSS-MCS05W m-si 5,0 0,3 21,6 0,3 17,2-0,50 11, SSS-MCS10W m-si 10,0 0,6 21,6 0,6 17,2-0,50 3, SSS-MCS120W m-si 120,1 8,0 21,5 6,9 17,5-0,50 0, SSS-MCS140W m-si 140,0 9,2 21,7 8,0 17,5-0,50 0, SSS-MCS150W m-si 150,0 9,8 21,7 8,5 17,6-0,50 0, SSS-MCS15W m-si 15,0 1,0 21,6 0,9 17,2-0,50 2, SSS-MCS160W m-si 159,9 5,3 43,4 4,6 34,6-0,50 0,

383 372 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B SunSumSolar SSS-MCS180W m-si 179,9 5,5 43,6 5,1 35,2-0,50 0, SSS-MCS20W m-si 20,3 1,3 21,5 1,2 17,2-0,50 1, SSS-MCS40W m-si 39,9 2,6 21,6 2,3 17,2-0,50 0, SSS-MCS60W m-si 60,0 3,9 21,6 3,5 17,2-0,50 0, SSS-MCS80W m-si 80,0 5,1 21,7 4,6 17,5-0,50 0, SSS-MCS90W m-si 89,9 5,5 21,8 5,1 17,6-0,50 0, Suntech STP /B m-si 75,0 4,9 21,6 4,4 17,2-0,50 0, STP 080S-12/B m-si 80,0 5,0 21,6 4,7 17,2-0,50 0, STP 080S-12/Bb m-si 80,0 5,0 21,6 4,7 17,2-0,50 0, STP /Tc p-si 110,0 7,5 21,0 6,5 17,0-0,47 0, STP /Tc p-si 120,1 7,7 21,6 7,0 17,2-0,47 0, STP 120S-12/Tb m-si 120,1 7,7 21,6 7,0 17,2-0,48 0, STP 130S-12/Tb m-si 130,0 7,9 21,8 7,6 17,2-0,48 0, STP 140S-12/Tb m-si 139,9 8,1 22,1 8,0 17,6-0,48 0, STP /B m-si 150,0 9,7 21,3 8,7 17,2-0,50 0, STP /Aa m-si 150,0 4,9 43,2 4,4 34,4-0,50 0, STP /B m-si 150,0 4,9 43,2 4,4 34,4-0,50 0, STP /Aa m-si 155,1 4,9 43,2 4,5 34,4-0,50 0, STP /Aa m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0, STP /Ab m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0, STP /Ac p-si 160,1 5,1 42,4 4,8 33,5-0,47 0, STP 160S-24/Ac m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,48 0, STP /Aa m-si 165,0 5,0 43,6 4,7 34,8-0,50 0, STP /Ac p-si 170,2 5,2 42,8 5,0 34,1-0,47 0, STP 170S-18/Ub m-si 170,0 7,6 32,4 6,6 25,8-0,48 0, STP 170S-18/Uc p-si 170,0 7,4 32,6 6,5 26,0-0,47 0, STP 170S-24/Ab m-si 170,0 5,2 44,2 4,8 35,2-0,50 0, STP 170S-24/Ac m-si 170,0 5,1 43,8 4,8 35,2-0,48 0, STP /Ac p-si 174,2 5,2 44,2 5,0 35,2-0,47 0, STP 175S-24/Ac m-si 174,2 5,2 44,2 5,0 35,2-0,48 0, STP 180 S-24/Ac m-si 179,8 5,4 44,4 5,1 35,6-0,47 0, STP /Uc p-si 180,0 7,5 32,8 6,9 26,2-0,47 0, STP /Ac p-si 180,0 5,3 44,8 5,0 36,0-0,47 0, STP 180S-18/Ub m-si 180,1 7,7 32,4 7,0 25,8-0,48 0, STP 180S-24/Aa m-si 179,8 5,4 44,4 5,1 35,6-0,50 0, STP /Uc p-si 188,6 7,6 33,0 7,2 26,2-0,47 0, STP 190S-18/Ub m-si 190,0 7,8 32,8 7,3 26,2-0,48 0, STP 200S-18/Ub m-si 199,9 8,0 32,8 7,6 26,2-0,48 0, STP /Vb m-si 220,0 7,5 42,2 6,5 34,0-0,50 0, STP /V p-si 240,1 7,2 43,2 6,8 35,2-0,47 0, STP /V1 p-si 240,1 7,2 43,2 6,8 35,2-0,47 0, STP /Vb p-si 240,1 7,7 43,2 7,0 34,4-0,47 0, STP /Vc p-si 240,1 7,5 43,6 6,9 34,6-0,47 0, STP 240S-24/Vb m-si 236,7 7,2 43,2 6,9 34,4-0,47 0, STP /Vb p-si 250,2 7,6 43,4 7,2 34,6-0,47 0, STP 250S-24/Vb m-si 250,2 7,6 43,4 7,2 34,6-0,47 0, STP /Vb p-si 260,0 7,9 43,6 7,5 34,8-0,47 0, STP 260S-24/Vb m-si 260,0 7,9 43,6 7,5 34,8-0,48 0, STP /Vb p-si 270,0 8,1 43,8 7,7 35,2-0,47 0, STP 270S-24/Vb m-si 270,0 8,1 43,8 7,7 35,2-0,48 0, STP /Vb p-si 279,8 8,3 43,8 8,0 35,2-0,47 0, STP 280S-24/Vb m-si 279,8 8,3 44,2 8,0 35,2-0,48 0,

384 A.2 Solargenerator 373 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Suntech XTP10-17 p-si 9,9 0,7 21,0 0,6 17,0-0,50 4, XTP p-si 125,0 8,4 21,0 7,4 17,0-0,50 0, XTP p-si 119,7 4,0 43,3 3,5 34,0-0,50 1, XTP p-si 179,9 7,7 33,5 6,8 26,5-0,50 0, XTP m-si 178,6 5,8 44,8 5,1 35,3-0,45 1, XTP p-si 179,6 3,7 67,2 3,3 53,8-0,50 1, XTP20-17 p-si 19,9 1,4 21,0 1,2 17,0-0,50 2, XTP60-17 p-si 59,8 4,0 21,3 3,5 17,0-0,50 0, XTP80-17 p-si 85,0 5,7 21,3 5,0 17,0-0,50 0, Suntechnics STM 145F m-si 144,9 4,8 43,1 4,3 33,7-0,50 1, STM 162 F m-si 162,0 5,0 43,6 4,7 34,4-0,50 0, STM 168 F m-si 168,1 5,0 43,6 4,8 34,8-0,47 0, STM 173 F m-si 173,2 7,5 32,2 6,9 25,1-0,50 0, STM 180 F m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,50 0, STM 185 F m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,50 0, STM 190 PME m-si 190,1 7,9 33,0 7,3 26,0-0,47 0, STM 200 F m-si 200,0 5,4 47,8 5,0 40,0-0,50 0, STM 200 FBS m-si 200,0 5,4 47,8 5,0 40,0-0,38 0, STM 200PME m-si 199,9 8,1 33,4 7,6 26,2-0,47 0, STM 210 F m-si 210,0 5,7 47,8 5,3 40,0-0,50 0, STM 210 FWS m-si 210,0 5,7 47,8 5,3 40,0-0,38 0, STM 210 PME m-si 209,9 8,3 33,6 8,0 26,4-0,47 0, SunWare SunWare 50/1 p-si 49,5 3,3 20,3 3,0 16,5-0,47 0, SunWare 54/1 p-si 54,6 3,3 22,5 3,0 18,2-0,47 0, SunWare 54/1 24V p-si 49,5 1,7 40,1 1,5 33,0-0,47 2, SunWare 54/1 SRM 2p-Si 49,5 3,3 20,5 3,0 16,5-0,47 0, SunWare 54/2 SRM 2p-Si 54,6 3,3 22,5 3,0 18,2-0,47 0, Sunways SM 170 U/160 p-si 160,3 8,2 28,9 7,2 22,3-0,32 0, SM 170 U/165 p-si 165,4 8,2 29,1 7,3 22,6-0,32 0, SM 170 U/170 p-si 169,9 8,3 29,3 7,5 22,8-0,32 0, SM 170 U/175 p-si 174,8 8,3 29,6 7,6 23,0-0,32 0, SM 210U/205 p-si 205,0 8,2 36,7 7,3 28,0-0,32 0, SM 210U/210 p-si 210,1 8,3 36,8 7,5 28,2-0,32 0, SM 210U/215 p-si 215,1 8,3 37,0 7,6 28,3-0,32 0, SM 210U/220 p-si 220,1 8,4 37,2 7,8 28,4-0,32 0, SM 215M/210 m-si 210,1 8,0 35,7 7,5 28,2-0,44 0, SM 215M/215 m-si 215,0 8,1 35,9 7,6 28,4-0,44 0, SM 215M/220 m-si 220,2 8,4 36,1 7,7 28,6-0,44 0, SM 215M/225 m-si 225,1 8,5 36,6 7,8 28,9-0,44 0, SM 215MA62 m-si 222,4 8,3 36,5 7,6 29,3-0,44 0, SM 215MA63 m-si 226,4 8,4 36,6 7,7 29,4-0,44 0, SM 215MA64 m-si 231,9 8,5 36,9 7,9 29,5-0,44 0, SM 215MA65 m-si 233,6 8,6 36,9 7,9 29,5-0,44 0, SM 230 M/210 m-si 210,1 5,0 59,0 4,3 48,4-0,44 1, SM 230 M/220 m-si 220,2 5,1 59,1 4,5 48,5-0,44 1, SM 230 M/230 m-si 230,4 5,1 59,3 4,7 48,7-0,44 0, SM 230 M/240 m-si 240,1 5,2 59,5 4,9 48,9-0,44 0, Sunworx SW230P/205W p-si 205,0 7,5 35,9 7,0 29,5-0,38 0, SW230P/210W p-si 210,2 7,5 35,9 7,1 29,6-0,38 0,

385 374 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Sunworx SW230P/215W p-si 214,6 7,7 36,0 7,2 29,8-0,38 0, SW230P/220W p-si 220,2 8,0 36,1 7,3 30,0-0,38 0, SW230P/225W p-si 225,0 8,0 36,3 7,5 30,2-0,38 0, SW230P/230W p-si 230,3 8,1 36,7 7,6 30,5-0,38 0, SW230P/235W p-si 235,6 8,3 36,7 7,7 30,6-0,38 0, Symphony Energy SE-M100 m-si 100,1 4,7 28,8 4,3 23,5-0,50 0, SE-M120 m-si 119,9 7,2 22,1 6,7 17,9-0,50 0, SE-M121 p-si 121,1 7,4 21,6 6,7 18,0-0,50 0, SE-M126 p-si 126,2 7,8 21,6 7,2 17,5-0,43 0, SE-M130 m-si 130,3 7,8 22,1 7,2 18,2-0,50 0, SE-M135 p-si 136,9 8,1 22,0 7,4 18,4-0,43 0, SE-M140 p-si 139,8 8,3 22,1 7,7 18,2-0,43 0, SE-M150 m-si 150,4 4,7 43,2 4,3 35,3-0,50 0, SE-M170 m-si 170,9 5,1 44,5 4,8 35,6-0,50 0, SE-M180 m-si 179,8 7,2 33,2 6,7 26,8-0,50 0, SE-M181 p-si 180,9 7,4 32,4 6,8 26,6-0,50 0, SE-M189 p-si 180,9 7,4 32,4 6,8 26,6-0,50 0, SE-M190 m-si 188,9 7,5 33,0 7,0 27,1-0,50 0, SE-M194 p-si 194,2 7,9 32,6 7,3 26,6-0,43 0, SE-M195 m-si 194,8 7,8 33,1 7,2 27,2-0,50 0, SE-M200 m-si 199,6 7,8 33,4 7,3 27,2-0,50 0, SE-M205 p-si 205,1 8,1 33,0 7,5 27,2-0,43 0, SE-M210 p-si 209,7 8,3 33,2 7,7 27,3-0,43 0, SE-M216 p-si 216,1 7,8 36,8 7,3 29,8-0,46 0, SE-M219 p-si 219,0 7,8 36,8 7,3 30,2-0,46 0, SE-M222 p-si 221,8 7,8 36,8 7,3 30,3-0,46 0, SE-M225 p-si 225,3 7,9 36,9 7,4 30,4-0,46 0, SE-M228 p-si 227,8 8,0 37,0 7,5 30,5-0,46 0, SE-M231 p-si 231,3 8,0 37,1 7,5 30,8-0,46 0, SE-M233 p-si 233,3 8,1 37,3 7,6 30,9-0,46 0, SE-M75 m-si 75,0 4,7 21,6 4,3 17,6-0,50 0, SE-M80 m-si 80,0 4,9 21,6 4,3 18,6-0,50 0, SE-S115 m-si 114,9 5,1 30,0 4,7 24,6-0,50 0, SE-S144 m-si 143,8 5,1 37,5 4,7 30,8-0,50 0, SE-S160 m-si 161,6 5,8 35,9 5,4 30,2-0,50 0, SE-S165 m-si 165,1 4,9 43,8 4,6 36,2-0,43 0, SE-S170 m-si 170,1 5,1 43,9 4,7 36,5-0,43 0, SE-S173 m-si 173,0 5,1 45,0 4,7 36,8-0,50 0, SE-S175 m-si 175,1 5,2 44,0 4,8 36,7-0,43 0, SE-S180 m-si 180,1 5,3 44,1 4,9 36,6-0,43 0, SE-S218 m-si 218,1 8,1 37,0 7,4 29,4-0,43 0, SE-S222 m-si 222,3 8,1 37,0 7,5 29,8-0,43 0, SE-S225 m-si 225,0 8,1 37,1 7,5 30,0-0,43 0, SE-S228 m-si 227,7 8,2 37,1 7,5 30,2-0,43 0, SE-S232 m-si 232,1 8,2 37,3 7,6 30,5-0,43 0, SE-S235 m-si 234,9 8,2 37,3 7,7 30,7-0,43 0, SE-S87 m-si 86,9 5,1 22,5 4,7 18,6-0,50 0, Tainergy T6M-1460 m-si 3,5 7,8 0,6 7,2 0,5-0,50 0, T6M-1480 m-si 3,6 7,8 0,6 7,2 0,5-0,50 0, T6M-1500 m-si 3,7 7,8 0,6 7,3 0,5-0,50 0, T6M-1520 m-si 3,7 7,9 0,6 7,3 0,5-0,50 0,

386 A.2 Solargenerator 375 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Tainergy T6M-1540 m-si 3,8 7,9 0,6 7,4 0,5-0,50 0, T6M-1560 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,50 0, T6M-1580 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,50 0, T6M-1600 m-si 3,9 8,1 0,6 7,5 0,5-0,50 0, T6M-1620 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,50 0, Technotherm TT 101 m-si 100,0 3,4 41,2 3,0 33,1-0,50 1, Telecom TSM-10 m-si 10,1 0,8 21,0 0,6 16,8-0,50 13, TSM-100 m-si 100,1 3,3 42,0 3,0 33,6-0,50 1, TSM-110 m-si 110,2 3,5 42,0 3,3 33,6-0,50 1, TSM-13 m-si 13,1 0,8 21,0 0,8 17,0-0,50 2, TSM-17 m-si 17,0 1,1 21,0 1,0 17,0-0,50 1, TSM-20 m-si 19,9 1,4 21,0 1,2 17,0-0,50 3, TSM-25 m-si 25,5 1,6 21,0 1,5 17,0-0,50 1, TSM-30 m-si 29,9 2,6 21,0 1,8 17,0-0,50 3, TSM-40 m-si 40,0 3,1 21,0 2,4 16,8-0,50 3, TSM-5 m-si 6,0 0,4 21,0 0,4 17,0-0,50 5, TSM-50 m-si 49,9 3,2 21,5 2,9 17,2-0,50 0, TSM-55 m-si 54,9 3,6 21,0 3,3 16,8-0,50 0, TSM-70 m-si 69,9 4,4 21,0 4,2 16,8-0,50 0, Tenesol TE 1300/120 Poly p-si 121,0 7,5 21,8 6,8 17,8-0,43 0, TE 1300/125 Poly p-si 125,3 7,6 22,0 7,0 17,9-0,43 0, TE 1300/130 Poly p-si 131,4 7,8 22,2 7,3 18,0-0,43 0, TE 1300/135 Poly p-si 135,8 7,9 22,3 7,5 18,1-0,43 0, TE 1300/140 Poly p-si 140,1 8,0 22,4 7,7 18,2-0,43 0, TE 1700/160 p-si 159,6 5,0 43,2 4,6 34,7-0,43 0, TE 1700/170 p-si 170,4 5,2 43,8 4,8 35,5-0,43 0, TE 1700/180 p-si 181,0 5,4 44,4 5,0 36,2-0,43 0, TE 2000/190 Mono m-si 194,4 7,8 33,4 7,2 27,0-0,43 0, TE 2000/190 Poly p-si 190,3 7,7 33,1 7,1 26,8-0,43 0, TE 2000/200 Mono m-si 204,0 8,0 33,5 7,5 27,2-0,43 0, TE 2000/200 Poly p-si 200,5 7,9 33,4 7,4 27,1-0,43 0, TE 2000/210 Mono m-si 213,7 8,1 33,6 7,8 27,4-0,43 0, TE 2000/210 Poly p-si 210,2 8,0 33,6 7,7 27,3-0,43 0, TE 2200/210 p-si 210,9 7,7 36,2 7,1 29,7-0,46 0, TE 2200/220 p-si 221,3 7,9 36,5 7,4 29,9-0,46 0, TE 2200/230 p-si 231,8 8,1 36,8 7,7 30,1-0,46 0, TerraSolar TS10 m-si 9,8 0,6 31,1 0,4 22,4-0,50 36, TS20 m-si 19,7 0,6 62,2 0,4 44,7-0,50 73, TS40 m-si 40,3 1,2 62,2 0,9 44,8-0,50 38, Titan Energy Titan m-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,4-0,50 4, Titan (12V) EFG 99,8 6,4 21,3 5,8 17,2-0,47 0, Titan (24V) EFG 100,1 3,2 42,5 2,9 34,5-0,47 1, Titan EFG 124,9 7,9 21,0 7,3 17,2-0,47 0, Titan m-si 24,9 1,7 21,0 1,5 16,4-0,50 1, Titan EFG 49,9 3,2 21,0 2,9 17,2-0,47 0, Titan EFG 74,0 4,7 21,0 4,3 17,2-0,47 0, Titan p-si 224,9 5,3 56,0 4,9 45,8-0,47 0,

387 376 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Titan Energy Titan EFG 100,1 3,1 42,5 2,9 34,5-0,47 1, Titan EFG 150,0 4,7 42,0 4,4 34,4-0,50 0, Titan EFG 224,9 5,3 56,0 4,9 45,8-0,47 0, Titan p-si 298,1 5,9 64,3 5,5 53,8-0,38 0, Topco Scientific TOPCO-168P6/155W p-si 155,1 7,2 28,7 6,8 22,9-0,50 0, TOPCO-168P6/160W p-si 160,0 7,4 28,7 6,8 23,4-0,50 0, TOPCO-168P6/165W p-si 164,9 7,5 28,8 7,0 23,7-0,50 0, TOPCO-168P6/170W p-si 169,9 7,7 28,8 7,1 23,8-0,50 0, TOPCO-170S5/155W m-si 155,1 4,8 43,5 4,4 35,4-0,50 0, TOPCO-170S5/160W m-si 159,9 4,8 43,6 4,5 35,9-0,50 0, TOPCO-170S5/165W m-si 165,2 4,9 43,8 4,6 36,1-0,50 0, TOPCO-170S5/170W m-si 170,1 5,1 43,9 4,7 36,4-0,50 0, TOPCO-180P6/175W p-si 175,0 8,0 28,9 7,3 24,1-0,50 0, TOPCO-180P6/180W p-si 180,0 8,1 29,1 7,4 24,3-0,50 0, TOPCO-180P6/185W p-si 185,1 8,2 29,4 7,6 24,5-0,50 0, TOPCO-180S5/175W m-si 175,2 5,2 44,0 4,8 36,7-0,50 0, TOPCO-180S5/180W m-si 179,9 5,3 44,1 4,9 36,7-0,50 0, TOPCO-180S5/185W m-si 185,1 5,4 44,1 5,0 36,8-0,50 0, TOPCO-210S6/190W m-si 190,0 8,0 32,7 7,2 26,2-0,50 0, TOPCO-210S6/195W m-si 195,1 8,1 33,2 7,3 26,7-0,50 0, TOPCO-210S6/200W m-si 200,1 8,1 33,3 7,4 27,0-0,50 0, TOPCO-210S6/205W m-si 204,9 8,2 33,6 7,5 27,4-0,50 0, TOPCO-210S6/210W m-si 209,9 8,2 33,6 7,6 27,7-0,50 0, TOPCO-220P6/205W p-si 205,0 7,5 35,9 6,9 29,6-0,50 0, TOPCO-220P6/210W p-si 210,1 7,6 35,9 7,1 29,6-0,50 0, TOPCO-220P6/215W p-si 215,0 7,8 36,0 7,2 29,9-0,50 0, TOPCO-220P6/220W p-si 219,9 8,0 36,1 7,3 30,1-0,50 0,

388 A.2 Solargenerator 377 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Topco Scientific TOPCO-220P6/225W p-si 225,0 8,1 36,4 7,4 30,4-0,50 0, TOPCO-220P6/230W p-si 230,1 8,2 36,6 7,6 30,5-0,50 0, TOPCO-220P6/235W p-si 235,0 8,2 36,7 7,7 30,6-0,50 0, TOPCO-230S6/210W m-si 210,0 8,0 36,4 7,2 29,2-0,50 0, TOPCO-230S6/215W m-si 215,0 8,1 36,8 7,2 29,7-0,50 0, TOPCO-230S6/220W m-si 220,1 8,1 37,0 7,4 29,8-0,50 0, TOPCO-230S6/225W m-si 225,0 8,1 37,0 7,5 30,0-0,50 0, TOPCO-230S6/230W m-si 230,1 8,2 37,3 7,6 30,5-0,50 0, TOPCO-270P6/255W p-si 255,0 7,7 43,2 7,1 35,7-0,50 0, TOPCO-270P6/260W p-si 260,1 7,8 43,2 7,2 35,9-0,50 0, TOPCO-270P6/265W p-si 264,9 8,0 43,3 7,3 36,1-0,50 0, TOPCO-270P6/270W p-si 269,9 8,1 43,7 7,4 36,4-0,50 0, TOPCO-270P6/275W p-si 275,1 8,2 43,9 7,5 36,6-0,50 0, TOPCO-270P6/280W p-si 280,2 8,2 44,1 7,6 36,7-0,50 0, TOPCO-270P6/285W p-si 285,1 8,3 44,2 7,8 36,8-0,50 0, TOPCO-85S5/75W m-si 75,1 4,8 21,7 4,2 17,7-0,50 0, TOPCO-85S5/80W m-si 80,0 4,8 21,8 4,5 17,9-0,50 0, TOPCO-85S5/85W m-si 85,1 5,1 22,0 4,7 18,2-0,50 0, TOPCO-85S5/90W m-si 90,0 5,3 22,0 4,9 18,4-0,50 0, Topsola TSM-160M/165W m-si 164,9 5,1 43,7 4,7 35,0-0,50 0, TSM-160M/170W m-si 170,0 5,3 43,9 4,8 35,5-0,50 0, TSM-160M/175W m-si 175,2 5,4 44,0 4,9 35,6-0,50 0, TSM-160M/180W m-si 180,0 5,5 44,5 5,0 36,0-0,50 0, TSM48-156M/165W m-si 165,0 7,9 29,1 7,1 23,3-0,50 0, TSM48-156M/170W m-si 170,0 8,0 29,2 7,3 23,5-0,50 0, TSM48-156M/175W m-si 175,0 8,1 29,6 7,4 23,7-0,50 0, TSM48-156M/180W m-si 180,0 8,4 29,7 7,6 23,8-0,50 0, TSM M/210W m-si 210,0 8,0 35,2 7,3 28,8-0,50 0, TSM M/220W m-si 216,4 8,2 36,1 7,5 29,1-0,50 0, TSM M/230W m-si 229,9 8,5 36,3 7,7 29,7-0,50 0, TSM96-125M/210W m-si 210,0 5,0 57,4 4,6 46,0-0,50 1, TSM96-125M/220W m-si 220,2 5,3 57,9 4,8 46,4-0,50 1, TSM96-125M/230W m-si 230,0 5,4 58,1 4,9 46,8-0,50 1, TSM96-125M/240W m-si 240,0 5,6 58,4 5,1 47,1-0,50 0, Total Energie PW 1000/100 p-si 99,8 3,0 43,2 2,9 34,4-0,38 1, PW 1000/105 p-si 105,5 3,2 43,2 3,1 34,6-0,38 1,

389 378 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Total Energie PW 1000/90 p-si 90,7 2,8 43,0 2,7 33,6-0,38 1, PW 1000/95 p-si 95,2 2,9 43,2 2,8 34,0-0,38 1, PW 500/50 p-si 49,0 3,2 21,6 2,9 17,0-0,38 0, PW 750/70 p-si 70,1 4,5 21,3 4,2 16,7-0,38 0, PW 750/75 p-si 74,8 4,7 21,6 4,4 17,0-0,38 0, PW 750/80 p-si 79,6 5,0 21,9 4,6 17,3-0,38 0, TE 1200/110 m-si 110,2 7,5 20,7 6,6 16,7-0,40 0, TE 1200/120 m-si 120,0 7,5 20,7 7,1 16,9-0,40 0, TE 1250/115 p-si 113,8 7,1 21,9 6,5 17,5-0,43 0, TE 1250/120 p-si 119,7 7,3 22,0 6,8 17,6-0,43 0, TE 1250/125 p-si 124,6 7,5 22,1 7,0 17,8-0,43 0, TE 1250/130 p-si 129,6 7,7 22,2 7,2 18,0-0,43 0, TE 1300/120 Mono m-si 122,8 7,6 21,8 6,9 17,8-0,40 0, TE 1300/120 Poly p-si 121,0 7,5 21,8 6,8 17,8-0,43 0, TE 1300/125 Mono m-si 127,1 7,8 22,0 7,1 17,9-0,40 0, TE 1300/125 Poly p-si 125,3 7,6 22,0 7,0 17,9-0,43 0, TE 1300/130 Mono m-si 131,4 7,9 22,1 7,3 18,0-0,40 0, TE 1300/130 Poly p-si 131,4 7,8 22,1 7,3 18,0-0,43 0, TE 1300/135 Mono m-si 135,8 8,0 22,3 7,5 18,1-0,40 0, TE 1300/135 Poly p-si 135,8 7,9 22,3 7,5 18,1-0,43 0, TE 1300/140 Mono m-si 142,7 8,1 22,4 7,8 18,3-0,40 0, TE 1300/140 Poly p-si 142,7 8,0 22,4 7,8 18,3-0,43 0, TE 1400 p-si 139,4 4,4 42,2 4,2 33,2-0,40 0, TE 1450 p-si 144,9 4,5 42,3 4,3 33,7-0,40 0, TE 1500/145 p-si 144,9 4,5 42,3 4,3 33,7-0,60 0, TE 1500/150 p-si 148,7 4,6 42,4 4,4 33,8-0,60 0, TE 1500/155 p-si 154,8 4,8 42,6 4,5 34,4-0,60 0, TE 1500/160 p-si 159,2 5,0 42,8 4,6 34,6-0,60 0, TE 1500-Q/165 p-si 164,0 5,1 43,2 4,7 34,9-0,38 0, TE 1500-Q/170 p-si 169,4 5,2 43,5 4,8 35,3-0,38 0, TE 1500-Q/175 p-si 174,9 5,3 43,8 4,9 35,7-0,38 0, TE 1500-Q/180 p-si 180,5 5,4 44,1 5,0 36,1-0,38 0, TE 1550 p-si 154,8 4,8 42,6 4,5 34,4-0,40 0, TE 1600 p-si 159,2 5,0 42,8 4,6 34,6-0,40 0, TE 1700/140 p-si 139,0 4,5 42,0 4,2 33,1-0,43 0, TE 1700/150 p-si 149,2 4,7 42,6 4,4 33,9-0,43 0, TE 1700/160 p-si 159,6 5,0 43,2 4,6 34,7-0,43 0, TE 1700/170 p-si 170,4 5,2 43,8 4,8 35,5-0,43 0, TE 1700/180 p-si 181,0 5,4 44,4 5,0 36,2-0,43 0, TE 1800/170 Poly p-si 170,2 7,0 32,8 6,4 26,6-0,43 0, TE 1800/180 Mono m-si 182,2 7,3 33,0 6,8 26,8-0,43 0, TE 1800/180 Poly p-si 182,2 7,3 33,0 6,8 26,8-0,43 0, TE 1800/190 Mono m-si 191,7 7,6 33,2 7,1 27,0-0,43 0, TE 1800/190 Poly p-si 191,7 7,6 33,2 7,1 27,0-0,43 0, TE 1800/200 Mono m-si 201,3 7,9 33,4 7,4 27,2-0,43 0, TE 1800/200 Poly p-si 201,3 7,9 33,4 7,4 27,2-0,43 0, TE 1800/210 Mono m-si 210,2 8,1 33,6 7,7 27,3-0,43 0, TE 2000/190 Mono m-si 194,4 7,8 33,4 7,2 27,0-0,40 0, TE 2000/190 Poly p-si 190,3 7,7 33,1 7,1 26,8-0,43 0, TE 2000/200 Mono m-si 204,0 8,0 33,5 7,5 27,2-0,40 0, TE 2000/200 Poly p-si 200,5 7,9 33,4 7,4 27,1-0,43 0, TE 2000/210 Mono m-si 213,7 8,1 33,6 7,8 27,4-0,40 0, TE 2000/210 Poly p-si 210,2 8,0 33,6 7,7 27,3-0,43 0,

390 A.2 Solargenerator 379 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Total Energie TE 500/60 p-si 60,0 3,7 22,5 3,4 17,9-0,44 0, TE 750/70 p-si 69,7 4,4 21,1 4,2 16,6-0,40 0, TE 750/75 p-si 74,4 4,6 21,1 4,4 16,9-0,40 0, TE 750/80 p-si 79,6 5,0 21,4 4,6 17,3-0,40 0, TE 850/65 p-si 63,8 4,2 21,3 3,8 16,8-0,43 0, TE 850/70 p-si 67,6 4,5 21,4 4,0 16,9-0,43 0, TE 850/75 p-si 74,8 4,7 21,6 4,4 17,0-0,43 0, TE 850/80 p-si 79,6 5,0 21,8 4,6 17,3-0,43 0, TE 850/85 p-si 85,0 5,2 22,0 4,8 17,7-0,43 0, TE 850/90 p-si 90,0 5,4 22,2 5,0 18,0-0,43 0, Trina Solar Energy TSM-160D m-si 158,2 5,2 42,8 4,6 34,4-0,36 0, TSM-165D m-si 165,0 5,2 43,2 4,7 35,4-0,36 0, TSM170D m-si 170,1 5,3 43,6 4,8 35,8-0,37 0, TSM-175D m-si 175,1 5,4 43,9 4,9 35,8-0,37 0, TSM-180D m-si 179,8 5,4 44,2 4,9 36,7-0,35 0, Tynsolar Tynsolar 180 mono m-si 178,0 5,3 44,1 4,9 36,7-0,37 0, Tynsolar 180 poly p-si 181,5 7,9 29,7 7,4 24,5-0,37 0, UE Solar ZHM-075 m-si 75,1 4,7 21,0 4,3 17,5-0,50 0, ZHM-080 m-si 79,9 4,9 21,4 4,5 17,8-0,50 0, ZHM-085 m-si 85,1 5,2 21,6 4,7 18,0-0,50 0, ZHM-090 m-si 90,1 5,4 21,8 5,0 18,2-0,50 0, ZHM-150 m-si 150,1 4,8 41,0 4,4 34,2-0,50 0, ZHM-155 m-si 154,9 4,9 41,4 4,5 34,5-0,50 0, ZHM-160 m-si 160,0 5,1 41,6 4,6 34,7-0,50 0, ZHM-160P p-si 160,1 7,7 27,7 7,0 23,0-0,50 0, ZHM-165 m-si 164,9 5,2 42,0 4,7 35,0-0,50 0, ZHM-165P p-si 164,9 7,9 27,8 7,1 23,1-0,50 0, ZHM-170 m-si 169,9 5,3 42,5 4,8 35,4-0,50 0, ZHM-170P p-si 170,1 8,1 28,0 7,3 23,3-0,50 0, ZHM-175 m-si 174,9 5,4 42,8 4,9 35,7-0,50 0, ZHM-175P p-si 175,1 8,2 28,3 7,4 23,6-0,50 0, ZHM-180 m-si 180,0 5,5 43,2 5,0 36,0-0,50 0, ZHM-180P p-si 179,9 8,3 28,6 7,6 23,8-0,50 0, ZHM-185 m-si 185,0 5,7 44,0 5,1 36,0-0,50 0, ZHM-185P p-si 185,0 8,5 28,8 7,7 24,0-0,50 0, ZHM-190P p-si 190,0 8,7 29,0 7,9 24,2-0,50 0, ZHM-205 m-si 205,0 7,9 34,1 7,2 28,4-0,50 0, ZHM-205P p-si 204,9 7,9 34,2 7,2 28,5-0,50 0, ZHM-210 m-si 209,7 7,9 35,0 7,2 29,2-0,50 0, ZHM-210P p-si 210,0 7,9 34,8 7,2 29,0-0,50 0, ZHM-215 m-si 215,1 8,1 35,2 7,3 29,3-0,50 0, ZHM-215P p-si 214,9 8,1 35,3 7,3 29,4-0,50 0, ZHM-220 m-si 219,9 8,1 35,8 7,4 29,8-0,50 0, ZHM-220P p-si 220,1 8,2 35,7 7,4 29,7-0,50 0, ZHM-225 m-si 225,0 8,3 36,0 7,5 30,0-0,50 0, ZHM-225P p-si 225,0 8,3 36,0 7,5 30,0-0,50 0, ZHM-230 m-si 230,0 8,4 36,2 7,6 30,1-0,50 0, ZHM-230P p-si 230,1 8,5 36,1 7,7 30,0-0,50 0, ZHM-235 m-si 235,0 8,5 36,5 7,7 30,4-0,50 0, ZHM-235P p-si 235,0 8,6 36,4 7,8 30,2-0,50 0,

391 380 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B UE Solar ZHM-240 m-si 240,1 8,6 36,8 7,8 30,7-0,50 0, Uni-Solar 10-L-B / 10-L-T m-si 58,2 4,8 21,6 3,9 15,0-0,50 2, L-B / 11-L-T m-si 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,50 3, L-B / 15-L-T m-si 87,8 4,8 32,4 3,9 22,5-0,50 4, L-B / 20-L-T m-si 117,0 4,8 43,2 3,9 30,0-0,50 5, L-B / 22-L-T m-si 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,50 6, L-B / 5-L-T m-si 29,3 4,8 10,8 3,9 7,5-0,50 1, ASR-120 m-si 118,8 4,5 47,6 3,6 33,0-0,50 7, ASR-128 m-si 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,50 6, ASR-60 m-si 59,4 4,5 23,8 3,6 16,5-0,50 3, ASR-64 m-si 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,50 3, ES-124 a-si(3) 123,0 5,1 42,0 4,1 30,0-0,21 5, ES-62T a-si(3) 61,5 5,1 21,0 4,1 15,0-0,21 2, FLX-11 a-si(1) 9,9 0,8 23,8 0,6 16,5-0,21 23, FLX-32 a-si(1) 31,4 2,4 23,8 1,9 16,5-0,21 7, FLX-5 a-si(1) 5,0 0,4 23,8 0,3 16,5-0,21 47, LM-21 m-si 21,0 1,6 23,8 1,3 16,5-0,50 10, LM-3 m-si 2,5 0,4 13,0 0,3 9,0-0,50 26, LM-5 m-si 5,0 0,4 23,8 0,3 16,5-0,50 41, PVL-116 m-si 117,0 4,8 43,2 3,9 30,0-0,50 5, PVL-116T a-si(1) 116,4 4,8 43,2 3,9 30,0-0,20 5, PVL-128 m-si 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,50 6, PVL-128T a-si(1) 128,0 4,8 47,6 3,9 33,0-0,20 6, PVL-136 a-si(3) 135,3 5,1 46,2 4,1 33,0-0,19 5, PVL-29 m-si 29,1 4,8 10,8 3,9 7,5-0,50 1, PVL-29T m-si 29,1 4,8 10,8 3,9 7,5-0,50 1, PVL-58 m-si 58,5 4,8 21,6 3,9 15,0-0,50 2, PVL-58T a-si(1) 58,2 4,8 21,6 3,9 15,0-0,20 2, PVL-64 m-si 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,50 3, PVL-64T a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,20 3, PVL-68 a-si(3) 67,7 5,1 23,1 4,1 16,5-0,19 2, PVL-87T a-si(1) 87,3 4,8 32,4 3,9 22,5-0,20 4, SHR-17 a-si(1) 17,1 2,4 13,0 1,9 9,0-0,21 3, UPM 880 a-si(1) 21,8 1,8 22,0 1,4 15,6-0,20 9, US 32 a-si(1) 32,0 2,4 23,8 1,9 16,5-0,20 6, US 42 a-si(1) 41,9 3,2 23,8 2,5 16,5-0,20 5, US 64 a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,20 3, US-116 a-si(1) 116,4 4,8 43,2 3,9 30,0-0,21 5, US-64 a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3, USF 11 a-si(1) 10,2 0,8 23,8 0,6 16,5-0,20 22, USF 32 a-si(1) 32,0 2,4 23,8 1,9 16,5-0,20 6, USF 5 a-si(1) 5,0 0,4 23,8 0,3 16,5-0,20 41, Upsolar UP-L090M m-si 90,1 5,3 22,6 5,0 18,2-0,40 0, UP-L150M m-si 150,4 5,3 37,3 5,0 30,2-0,40 0, UP-L180M m-si 180,1 5,4 44,6 5,0 35,8-0,40 0, UP-L195M m-si 195,1 5,3 48,7 4,9 39,5-0,40 0, UP-M160M (72cells) blackseries m-si 159,9 4,9 44,0 4,5 35,3-0,40 0, UP-M165M (72 cells) m-si 165,1 5,0 44,0 4,7 35,2-0,40 0,

392 A.2 Solargenerator 381 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Upsolar UP-M165M (72cells) blackseries m-si 165,5 5,0 44,3 4,7 35,6-0,40 0, UP-M165M (72cells) transparent series m-si 165,1 5,0 44,7 4,6 36,2-0,40 0, UP-M170M (72 cells) m-si 170,3 5,2 44,2 4,8 35,4-0,40 0, UP-M170M (72cells) blackseries m-si 170,4 5,1 44,4 4,8 35,8-0,40 0, UP-M170M (72cells) transparent series m-si 170,0 5,1 44,9 4,7 36,4-0,40 0, UP-M175M (72 cells) m-si 175,2 5,3 44,4 4,9 35,6-0,40 0, UP-M175M (72cells) blackseries m-si 175,0 5,2 44,6 4,9 36,0-0,40 0, UP-M175M (72cells) transparent series m-si 174,9 5,2 45,0 4,8 36,6-0,40 0, UP-M180M (72 cells) m-si 180,1 5,4 44,6 5,0 35,8-0,40 0, UP-M180M (72cells) blackseries m-si 179,9 5,2 44,8 5,0 36,2-0,40 0, UP-M180M (72cells) transparent series m-si 180,0 5,3 45,2 4,9 36,8-0,40 0, UP-M180P (54 cells) p-si 180,1 7,8 32,6 7,4 24,5-0,40 0, UP-M185M(72 cells) m-si 185,0 5,4 44,8 5,1 36,0-0,40 0, UP-M185M (72cells) transparent series m-si 185,0 5,4 45,3 5,0 37,0-0,40 0, UP-M190P (54 cells) p-si 190,0 8,1 32,8 7,5 25,3-0,40 0, UP-M200P (54 cells) p-si 200,2 8,3 33,1 7,7 26,0-0,40 0, UP-M210P (54 cells) p-si 210,1 8,4 33,3 7,8 26,8-0,40 0, UP-M210P (60cells) p-si 210,1 8,1 36,1 7,5 28,2-0,40 0, UP-M220P (60cells) p-si 220,1 8,3 36,7 7,7 28,7-0,40 0, UP-M230P (60cells) p-si 230,2 8,3 37,2 7,8 29,7-0,40 0, UP-M240P (60cells) p-si 240,1 8,4 37,6 8,0 30,2-0,40 0, UP-M250P (72cells) p-si 250,2 8,0 43,7 7,2 34,6-0,40 0, UP-M260P (72cells) p-si 260,0 8,1 44,2 7,5 34,8-0,40 0, UP-M270P (72cells) p-si 270,3 8,2 44,6 7,7 35,1-0,40 0, UP-M280P (72cells) p-si 279,8 8,4 44,8 8,0 35,2-0,40 0, Usha Limited 10 W Module m-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,4-0,50 4, W Module m-si 36,9 2,4 21,0 2,3 16,4-0,50 0, USL M6-USP100 m-si 100,0 6,5 21,0 5,9 16,9-0,50 0, M6-USP110 m-si 110,0 7,0 21,3 6,4 17,1-0,50 0, M6-USP120 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0, M6-USP190 m-si 189,8 6,2 42,0 5,6 34,2-0,50 0, M6-USP200 m-si 200,1 6,4 42,0 5,9 34,2-0,50 0, M7-USP120 m-si 120,0 7,6 21,0 7,0 17,1-0,50 0, M7-USP150 m-si 150,1 9,1 22,5 8,3 18,0-0,50 0, M7-USP190 m-si 189,8 8,8 30,0 8,0 23,7-0,50 0, USP 100 m-si 100,5 3,5 42,7 3,0 33,5-0,50 2, USP 135 m-si 140,0 4,4 42,7 4,2 33,5-0,50 0, USP 145 m-si 150,1 4,6 43,6 4,4 34,2-0,50 0, USP 180 m-si 180,1 4,5 56,0 4,0 45,6-0,50 1,

393 382 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B USL USP 200 m-si 199,7 5,0 56,0 4,4 45,6-0,50 1, USP 210 m-si 210,1 4,5 65,3 4,0 53,2-0,50 1, USP 230 m-si 229,8 4,9 65,3 4,3 53,2-0,50 1, USP 37 m-si 37,1 2,5 20,5 2,2 16,7-0,50 0, USP 50 m-si 49,9 3,4 20,5 3,0 16,7-0,50 0, USP 70 m-si 69,9 4,7 21,0 4,1 17,1-0,50 0, USP 75 m-si 75,1 5,0 21,0 4,4 17,1-0,50 0, Van de Loo Disol DSM-10 p-si 10,7 0,7 20,5 0,7 16,5-0,50 2, Disol DSM-10 Leichtbau p-si 10,7 0,7 20,5 0,7 16,5-0,50 2, Disol DSM-100 p-si 98,3 3,0 43,5 2,9 34,5-0,50 1, Disol DSM-20 p-si 20,6 1,4 20,5 1,3 16,5-0,50 1, Disol DSM-20 Leichtbau p-si 20,6 1,4 20,5 1,3 16,5-0,50 1, Disol DSM-5 p-si 5,3 0,4 20,5 0,3 16,5-0,50 5, Disol DSM-5 Leichtbau p-si 5,3 0,4 20,5 0,3 16,5-0,50 5, Disol DSM-50 p-si 49,9 3,0 22,0 2,9 17,5-0,50 0, DSM 100 p-si 98,3 3,0 43,5 2,9 34,5-0,40 1, DSM V p-si 105,0 3,2 44,4 3,0 35,0-0,40 1, Vemo Sol SOL170P p-si 170,5 5,5 43,2 4,9 34,8-0,36 0, SOL175M m-si 175,0 5,0 44,9 4,8 36,9-0,37 0, Viessmann Vitovolt 200 p-si 160,6 4,8 43,3 4,5 36,0-0,47 0, Vitovolt 200 Typ KA2 p-si 175,1 8,1 29,2 7,4 23,6-0,50 0, Vitovolt 200 Typ RA2 p-si 164,9 5,2 43,8 4,6 36,0-0,47 0, Vitovolt 200 Typ RB2 p-si 169,6 5,3 44,0 4,7 36,0-0,47 0, Vitovolt 300 p-si 319,4 4,9 77,2 4,5 70,5-0,32 0, Vitovolt 300 Typ RB3 EFG 259,8 4,9 70,9 4,6 57,1-0,47 1, Vitovolt 300 Typ RC3 EFG 249,5 4,8 70,4 4,4 57,1-0,47 1, Vitovolt 300 Typ RD3 p-si 265,3 5,0 72,4 4,5 58,7-0,47 1, Vikram Solar Eldora 130 (120w) m-si 120,1 8,0 21,9 7,1 16,9-0,50 0, Eldora 130 (125w) m-si 125,6 8,0 21,9 7,3 17,2-0,50 0, Eldora 130 (130w) m-si 130,2 8,1 22,1 7,4 17,6-0,50 0, Eldora 130 (135w) m-si 135,3 8,1 22,1 7,6 17,8-0,50 0, Eldora 200 (190w) m-si 190,8 7,9 33,2 7,2 26,5-0,50 0, Eldora 200 (195w) m-si 196,2 7,9 33,3 7,4 26,7-0,50 0, Eldora 200 (200w) m-si 201,2 8,0 33,4 7,5 27,0-0,50 0, Eldora 200 (205w) m-si 205,2 8,0 33,5 7,6 27,0-0,50 0, Eldora 220 (210w) m-si 213,5 8,0 36,9 7,3 29,3-0,50 0, Eldora 220 (215w) m-si 217,2 8,0 37,0 7,4 29,4-0,50 0, Eldora 220 (220w) m-si 220,9 8,0 37,1 7,5 29,5-0,50 0, Eldora 220 (225w) m-si 225,7 8,1 37,2 7,6 29,7-0,50 0, Eldora 270 (255w) m-si 255,5 8,0 44,5 7,3 35,0-0,50 0,

394 A.2 Solargenerator 383 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Vikram Solar Eldora 270 (260w) m-si 260,1 8,0 44,6 7,4 35,2-0,50 0, Eldora 270 (265w) m-si 264,8 8,1 44,6 7,5 35,3-0,50 0, Eldora 270 (270w) m-si 270,6 8,1 44,7 7,6 35,6-0,50 0, Eldora 270 (275w) m-si 275,2 8,1 44,7 7,7 35,7-0,50 0, Wanfeng PV WFM-160D m-si 160,1 5,3 41,8 4,6 34,5-0,50 0, WFM-160P m-si 160,1 8,2 28,3 6,9 23,2-0,50 0, WFM-165D m-si 165,5 5,2 43,2 4,7 35,6-0,50 0, WFM-170D m-si 170,1 5,4 43,3 4,8 35,8-0,50 0, WFM-170P m-si 170,1 8,4 28,4 7,3 23,3-0,50 0, WFM-175D m-si 175,1 5,5 43,7 4,9 36,1-0,50 0, WFM-175P m-si 175,1 8,5 28,7 7,5 23,5-0,50 0, WFM-180D m-si 179,9 5,5 43,8 5,0 36,2-0,50 0, WFM-180P m-si 180,0 8,6 28,7 7,7 23,5-0,50 0, WFM-185D m-si 185,0 5,5 44,8 5,1 36,2-0,50 0, WFM-185P m-si 185,1 8,7 28,9 7,8 23,7-0,50 0, WFM-190D m-si 189,8 5,5 45,8 5,2 36,3-0,50 0, WFM-200D m-si 200,0 7,8 36,0 7,0 28,7-0,50 0, WFM-200P m-si 200,0 7,3 36,5 6,9 29,2-0,50 0, WFM-210D m-si 209,9 7,9 36,4 7,2 29,2-0,50 0, WFM-210P m-si 209,9 7,6 36,7 7,1 29,4-0,50 0, WFM-220D m-si 220,2 8,0 36,8 7,4 29,8-0,50 0, WFM-220P m-si 220,0 7,9 36,9 7,5 29,4-0,50 0, WFM-230D m-si 229,8 8,2 37,0 7,7 30,0-0,50 0, WFM-230P m-si 230,1 8,2 37,3 7,7 29,8-0,50 0, WFM-240D m-si 239,9 8,4 37,5 7,8 30,6-0,50 0, WFM-250D m-si 250,1 7,8 43,2 7,3 34,4-0,50 0, WFM-250P m-si 250,2 8,5 43,1 7,2 34,6-0,50 0, WFM-260D m-si 260,3 7,9 43,6 7,5 34,8-0,50 0, WFM-260P m-si 259,9 8,6 43,4 7,5 34,7-0,50 0, WFM-270D m-si 270,3 8,1 43,8 7,7 35,2-0,50 0, WFM-270P m-si 270,0 8,6 43,7 7,7 35,2-0,50 0, WFM-280D m-si 280,2 8,3 43,8 8,0 35,2-0,50 0, WFM-280P m-si 279,9 8,8 43,8 7,9 35,3-0,50 0, WFM-55T m-si 55,0 5,0 14,7 4,8 11,6-0,50 0, WFM-60T m-si 60,0 5,3 14,7 5,0 12,1-0,50 0, WFM-65T m-si 65,1 5,4 15,1 5,1 12,7-0,50 0, WFM-70D m-si 70,0 5,0 20,8 4,1 17,2-0,50 0, WFM-80D m-si 80,0 5,4 21,2 4,6 17,5-0,50 0, WFM-90D m-si 90,1 5,5 22,0 5,0 18,2-0,50 0, Wanxiang Solar WXS100P p-si 99,9 7,5 18,3 6,7 14,9-0,50 0, WXS100S m-si 100,1 4,7 29,3 4,3 23,3-0,50 0, WXS105P p-si 105,0 7,8 18,3 7,0 15,0-0,50 0, WXS105S m-si 104,9 4,9 29,3 4,5 23,5-0,50 0, WXS110P p-si 110,1 7,8 19,5 6,9 16,0-0,50 0, WXS110S m-si 110,0 5,1 29,3 4,6 23,8-0,50 0, WXS115P p-si 115,1 8,0 19,7 7,1 16,2-0,50 0, WXS115S m-si 115,0 4,7 32,9 4,4 26,2-0,50 0, WXS120P p-si 119,9 7,5 22,0 6,7 17,8-0,50 0, WXS120S m-si 120,1 4,9 32,9 4,5 26,5-0,50 0, WXS125P p-si 124,9 7,8 22,0 6,9 18,0-0,50 0, WXS125S m-si 125,1 4,7 36,6 4,3 29,1-0,50 0,

395 384 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Wanxiang Solar WXS130P p-si 130,0 8,0 22,1 7,2 18,2-0,50 0, WXS130S m-si 129,9 4,9 36,6 4,4 29,4-0,50 0, WXS135P p-si 135,0 7,3 25,6 6,6 20,6-0,50 0, WXS135S m-si 135,1 5,1 36,6 4,6 29,7-0,50 0, WXS140P p-si 139,9 7,5 25,6 6,7 20,8-0,50 0, WXS145P p-si 144,9 7,8 25,6 6,9 21,0-0,50 0, WXS150S m-si 150,0 5,2 42,5 4,5 33,3-0,50 1, WXS155P p-si 155,0 8,3 25,8 7,3 21,2-0,50 0, WXS155S m-si 155,0 5,3 42,5 4,6 33,7-0,50 1, WXS160P p-si 159,9 7,5 29,3 6,7 23,8-0,50 0, WXS160S m-si 160,0 5,4 42,5 4,7 34,0-0,50 0, WXS165P p-si 165,1 7,8 29,3 6,9 24,0-0,50 0, WXS165S m-si 165,0 5,4 42,8 4,8 34,7-0,50 0, WXS170P p-si 169,9 8,0 29,5 7,0 24,2-0,50 0, WXS170S m-si 170,0 5,4 43,2 4,8 35,4-0,50 0, WXS175P p-si 175,0 8,3 29,5 7,2 24,2-0,50 0, WXS175S m-si 175,0 5,5 43,6 4,9 35,7-0,50 0, WXS180P p-si 180,1 8,3 29,5 7,4 24,2-0,50 0, WXS180S m-si 180,0 5,6 44,3 5,1 35,7-0,50 0, WXS185P p-si 185,1 8,6 29,5 7,6 24,5-0,50 0, WXS185S m-si 184,9 5,6 44,3 5,2 35,9-0,50 0, WXS190P p-si 190,0 8,7 29,5 7,8 24,5-0,50 0, WXS190S m-si 190,1 5,3 48,0 4,8 39,8-0,50 0, WXS200P p-si 199,9 7,5 36,6 6,7 29,7-0,50 0, WXS205P p-si 204,9 7,8 36,6 6,8 30,0-0,50 0, WXS20S m-si 19,8 1,2 22,0 1,1 17,5-0,50 1, WXS210P p-si 210,0 7,8 36,6 7,0 30,0-0,50 0, WXS210S m-si 210,0 5,0 55,3 4,6 45,9-0,50 0, WXS215P p-si 215,1 8,0 36,9 7,1 30,3-0,50 0, WXS220P p-si 220,0 8,3 36,9 7,3 30,3-0,50 0, WXS220S m-si 220,0 5,2 55,6 4,7 46,4-0,50 0, WXS225P p-si 225,1 8,3 36,9 7,4 30,3-0,50 0, WXS230P p-si 230,0 7,3 43,9 6,5 35,3-0,50 0, WXS230S m-si 230,2 5,4 55,8 5,0 46,5-0,50 0, WXS235P p-si 235,0 7,3 43,9 6,7 35,3-0,50 0, WXS240P p-si 239,9 7,5 43,9 6,7 35,6-0,50 0, WXS240S m-si 239,9 5,2 60,0 4,8 50,0-0,50 0, WXS245P p-si 244,8 7,5 43,9 6,9 35,6-0,50 0, WXS250P p-si 249,8 7,8 43,9 6,9 36,0-0,50 0, WXS255P p-si 254,9 8,0 44,3 7,0 36,4-0,50 0, WXS260P p-si 260,0 8,0 44,3 7,2 36,4-0,50 0, WXS265P p-si 265,1 8,3 44,3 7,3 36,4-0,50 0, WXS270P p-si 270,2 8,3 44,3 7,4 36,4-0,50 0, WXS275P p-si 275,0 8,6 44,3 7,5 36,7-0,50 0, WXS280P p-si 280,2 8,6 44,3 7,6 36,7-0,50 0, WXS30S m-si 30,0 1,9 21,2 1,8 16,6-0,50 1, WXS40P p-si 40,1 3,3 16,9 3,0 13,4-0,50 0, WXS40S m-si 40,0 2,5 22,0 2,3 17,6-0,50 0, WXS45P p-si 45,0 3,3 19,4 2,9 15,4-0,50 0, WXS50P p-si 49,9 3,2 21,8 2,9 17,1-0,50 0, WXS50S m-si 50,1 4,7 14,6 4,3 11,6-0,50 0, WXS55P p-si 55,1 3,0 25,2 2,8 20,0-0,50 0, WXS55S m-si 55,0 5,1 14,6 4,6 11,9-0,50 0,

396 A.2 Solargenerator 385 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Wanxiang Solar WXS60P p-si 60,1 3,3 25,4 3,0 20,2-0,50 0, WXS60S m-si 60,0 4,7 17,1 4,4 13,6-0,50 0, WXS65P p-si 65,0 3,4 26,6 3,1 21,1-0,50 0, WXS65S m-si 65,0 5,1 17,1 4,6 14,2-0,50 0, WXS70P p-si 70,0 3,4 29,0 3,0 23,0-0,50 0, WXS70S m-si 69,9 4,9 19,5 4,5 15,7-0,50 0, WXS75P p-si 75,0 6,3 16,9 5,6 13,3-0,50 0, WXS75S m-si 75,0 5,2 21,2 4,5 16,7-0,50 0, WXS80P p-si 80,0 6,5 16,9 6,0 13,4-0,50 0, WXS80S m-si 80,0 5,4 21,2 4,7 17,0-0,50 0, WXS85P p-si 85,0 7,0 17,1 6,3 13,6-0,50 0, WXS85S m-si 85,0 5,4 21,6 4,8 17,7-0,50 0, WXS90P p-si 90,0 7,3 17,1 6,6 13,7-0,50 0, WXS90S m-si 90,0 5,6 22,1 5,1 17,8-0,50 0, WXS95S m-si 95,1 4,9 26,8 4,4 21,6-0,50 0, Webasto Webasto allround 25 W m-si 25,0 1,6 21,0 1,5 16,8-0,50 1, Webasto allround 50W m-si 50,4 3,2 21,0 3,0 16,8-0,30 0, Webasto flexible 12 W m-si 11,9 0,8 21,0 0,7 16,8-0,50 2, Webasto flexible 16 W m-si 16,0 1,1 21,0 1,0 16,8-0,50 1, Webasto flexible 25 W m-si 25,0 1,6 21,0 1,5 16,8-0,50 1, Webasto flexible 50W-R m-si 50,4 3,2 21,0 3,0 16,8-0,30 0, Webasto flexible 50W-S m-si 50,4 3,2 21,0 3,0 16,8-0,30 0, Webel W 1000/100W m-si 100,0 6,9 21,0 6,1 16,4-0,50 0, W 200 m-si 20,1 1,4 21,0 1,2 16,5-0,50 1, W 50C m-si 55,1 3,7 21,0 3,3 16,7-0,50 0, W 900/75W m-si 75,1 5,1 21,0 4,6 16,4-0,50 0, W100 m-si 110,1 7,4 21,0 6,6 16,7-0,50 0, W1000 m-si 115,1 7,9 21,0 6,9 16,7-0,50 0, W1600(160) m-si 160,3 5,5 42,0 4,8 33,4-0,50 0, W1600(165) m-si 165,3 5,6 42,0 5,0 33,4-0,50 0, W1600(170) m-si 170,0 5,7 42,5 5,1 33,4-0,50 0, W1600(175) m-si 175,1 5,7 43,0 5,2 34,0-0,50 0, W2000(150) m-si 150,1 5,1 42,0 4,5 33,2-0,50 0, W2000(155) m-si 155,3 5,1 42,0 4,7 33,4-0,50 0, W2000(160) m-si 160,3 5,3 42,0 4,8 33,4-0,50 0, WS 1000/105W m-si 105,1 7,2 21,0 6,4 16,4-0,50 0, WS 1000/110W m-si 108,1 7,4 21,0 6,6 16,4-0,50 0, WS 1000/115W m-si 115,1 7,7 21,0 6,9 16,7-0,50 0, WS 1000/120W m-si 120,1 7,9 21,0 7,2 16,7-0,50 0, WS 1000/125W m-si 125,0 8,2 21,7 7,6 16,4-0,50 0, WS 105 m-si 105,1 7,2 21,0 6,4 16,4-0,50 0, WS 110 m-si 110,1 7,4 21,0 6,6 16,7-0,50 0, WS 115 m-si 115,1 7,7 21,0 6,9 16,7-0,50 0, WS 120 m-si 120,1 7,9 21,0 7,2 16,7-0,50 0,

397 386 Anhang Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Webel WS 125 m-si 125,0 8,2 21,7 7,6 16,4-0,50 0, WS 80 m-si 80,0 5,4 21,0 4,9 16,4-0,50 0, WS 85 m-si 85,2 5,7 21,0 5,1 16,7-0,50 0, WS 90 m-si 90,0 5,9 21,0 5,4 16,7-0,50 0, WS 900/80W m-si 80,0 5,4 21,0 4,9 16,4-0,50 0, WS 900/85W m-si 85,2 5,7 21,0 5,1 16,7-0,50 0, WS 900/90W m-si 90,0 5,9 21,0 5,4 16,7-0,50 0, WS 900/95W m-si 95,5 6,3 21,0 5,7 16,9-0,50 0, WS 95 m-si 95,5 6,3 21,0 5,7 16,9-0,50 0, Würth Solar WS m-si 5,4 0,4 22,0 0,3 16,5-0,36 7, WS m-si 7,6 0,5 22,0 0,5 16,5-0,36 12, WS m-si 12,0 0,8 22,0 0,7 16,5-0,36 3, WS m-si 18,2 1,2 22,0 1,1 16,5-0,36 2, WS m-si 21,1 0,8 44,0 0,6 33,0-0,36 17, WS m-si 32,0 1,1 44,0 1,0 33,0-0,36 11, WS m-si 45,9 1,6 44,0 1,4 33,0-0,36 8, WS CIS 70,0 2,1 46,0 2,0 35,0-0,36 2, WS 11007/75 CIS 77,0 2,4 44,5 2,2 35,0-0,36 1, WS 11007/80 CIS 79,9 2,5 45,5 2,2 36,0-0,36 2, WS CIS 70,0 2,2 46,0 2,0 35,0-0,36 2, WS m-si 23,1 1,5 22,0 1,4 16,5-0,36 1, WS m-si 35,0 2,2 22,0 2,1 16,5-0,36 1, WS CIS 54,5 3,6 22,0 3,3 16,5-0,36 0, WS CIS 80,9 5,2 22,0 4,9 16,5-0,36 0, WS 31050/80 CIS 80,4 0,7 160,0 0,7 120,0-0,36 26, WSG 0025E080 CIS 80,4 0,7 160,0 0,7 120,0-0,36 27, WSG 0025E080 CIS 80,4 0,7 160,0 0,7 120,0-0,36 27, WSG 0035E075 CIS 72,9 5,0 22,0 4,4 16,5-0,36 0, WSG 0036E075 CIS 75,3 2,4 44,5 2,2 35,0-0,36 2, WSK 001 CIS 5,6 0,4 22,0 0,3 16,5-0,36 7, WSK 0019 CIS 23,1 1,5 22,0 1,4 16,5-0,36 1, WSK 0020 CIS 35,0 2,3 22,0 2,1 16,5-0,36 1, WSK 0021 CIS 54,9 3,6 22,0 3,3 16,5-0,36 0, WSK 0039 CIS 12,0 0,8 22,0 0,7 16,5-0,36 3, Wuxi Shangpin Solar SP125S-D1 m-si 2,1 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0, SP125S-D2 m-si 2,0 4,8 0,6 4,2 0,5-0,50 0, SP125S-H1 m-si 2,5 5,3 0,6 4,9 0,5-0,50 0, SP125S-H2 m-si 2,5 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0, SP125S-H3 m-si 2,4 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0, SP125S-H4 m-si 2,4 5,3 0,6 4,7 0,5-0,50 0, SP125S-M1 m-si 2,4 5,1 0,6 4,7 0,5-0,50 0, SP125S-M2 m-si 2,4 5,1 0,6 4,7 0,5-0,50 0, SP125S-M3 m-si 2,3 5,0 0,6 4,6 0,5-0,50 0, SP125S-M4 m-si 2,3 5,0 0,6 4,6 0,5-0,50 0, SP125S-O1 m-si 2,2 5,0 0,6 4,5 0,5-0,50 0, SP125S-O2 m-si 2,2 4,9 0,6 4,5 0,5-0,50 0, SP125S-O3 m-si 2,2 4,9 0,6 4,5 0,5-0,50 0, SP125S-O4 m-si 2,1 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0, SP125S-S1 m-si 2,6 5,3 0,6 5,0 0,5-0,50 0, SP125S-S2 m-si 2,5 5,3 0,6 4,9 0,5-0,50 0, SP156S-D1 m-si 3,3 7,6 0,6 6,8 0,5-0,50 0,

398 A.2 Solargenerator 387 Tabelle A PV-Modul-Kennwerte Hersteller Typ Zelle P pk I sc U oc I pmax U pmax c T R s R p L B Wuxi Shangpin Solar SP156S-D2 m-si 3,2 7,5 0,6 6,7 0,5-0,50 0, SP156S-H1 m-si 4,0 8,4 0,6 7,8 0,5-0,50 0, SP156S-H2 m-si 4,0 8,4 0,6 7,7 0,5-0,50 0, SP156S-H3 m-si 3,9 8,3 0,6 7,6 0,5-0,50 0, SP156S-H4 m-si 3,9 8,1 0,6 7,5 0,5-0,50 0, SP156S-M1 m-si 3,8 8,1 0,6 7,4 0,5-0,50 0, SP156S-M2 m-si 3,7 8,1 0,6 7,3 0,5-0,50 0, SP156S-M3 m-si 3,7 8,0 0,6 7,3 0,5-0,50 0, SP156S-M4 m-si 3,6 8,0 0,6 7,2 0,5-0,50 0, SP156S-O1 m-si 3,6 7,9 0,6 7,1 0,5-0,50 0, SP156S-O2 m-si 3,5 7,9 0,6 7,0 0,5-0,50 0, SP156S-O3 m-si 3,4 7,8 0,6 7,0 0,5-0,50 0, SP156S-O4 m-si 3,3 7,7 0,6 6,8 0,5-0,50 0, SP156S-S1 m-si 4,2 8,5 0,6 7,9 0,5-0,50 0, SP156S-S2 m-si 4,1 8,5 0,6 7,9 0,5-0,50 0, XGROUP S.p.A. XG60P/205Wp p-si 205,0 7,7 36,5 7,2 28,5-0,50 0, XG60P/210Wp p-si 210,0 7,9 36,6 7,3 28,8-0,50 0, XG60P/215Wp p-si 215,0 7,9 36,7 7,4 29,1-0,50 0, XG60P/220Wp p-si 220,0 8,0 36,7 7,5 29,3-0,50 0, XG60P/225Wp p-si 225,0 8,1 37,0 7,6 29,6-0,50 0, XG60P/230Wp p-si 230,0 8,1 37,1 7,7 29,9-0,50 0, XG60P/235Wp p-si 235,0 8,2 37,2 7,8 30,1-0,50 0, Yingli Solar YL110 p-si 110,3 7,0 22,0 6,3 17,5-0,45 0, YL115 p-si 115,5 7,3 22,0 6,6 17,5-0,45 0, YL120 p-si 120,8 7,6 22,0 6,9 17,5-0,45 0, YL125 p-si 124,3 7,7 22,0 7,1 17,5-0,45 0, YL130 p-si 129,5 8,1 22,0 7,4 17,5-0,45 0, YL140 p-si 92,0 3,0 29,0 4,0 23,0-0,45 2, YL150 p-si 98,9 3,2 29,0 4,3 23,0-0,45 2, YL155 m-si 155,1 4,7 44,0 4,4 35,0-0,50 0, YL160 p-si 161,0 7,7 29,0 7,0 23,0-0,45 0, YL165 p-si 165,6 7,8 29,0 7,2 23,0-0,45 0, YL170 p-si 170,2 8,1 29,0 7,4 23,0-0,45 0, YL175 p-si 174,8 8,2 29,0 7,6 23,0-0,45 0, YL180Wp p-si 179,4 8,4 29,0 7,8 23,0-0,45 0, YL190 m-si 190,1 7,4 36,0 6,7 28,5-0,50 0, YL210Wp p-si 212,4 7,8 36,0 7,2 29,5-0,45 0, YL220Wp p-si 222,0 8,1 36,6 7,4 30,0-0,45 0, YLDJ p-si 165,6 7,9 29,0 7,2 23,0-0,45 0,

399 388 Anhang Legende der Tabellen A bis A Tabelle A.2.2. Kennwerte P pk I sc U oc I pmax U pmax Peakleistung [W] Kurzschlussstrom [A] Leerlaufspannung [V] Strom im Punkt Maximaler Leistung [A] Spannung im Punkt Maximaler Leistung [V] c T Temperaturkoeffizient [%/K] (bezogen auf P pk ) R s Serieninnenwiderstand [] R p Parallelinnenwiderstand [] L Länge des Moduls [mm] B Breite des Moduls [mm] Tabelle A.2.3. Zelltechnologien a-si (1) Amorphes Silizium a-si (2) Amorphes Silizium, tandem a-si (3) Amorphes Silizium, triple junction a-si/c-si Dünnschicht Silizium, mikromorph-tandem band Polykristallines Bandsilizium (Ribbon) CdTe Dünnschicht, Cadmium-Tellurid CIGS Dünnschicht, Kupfer-Indium-Gallium-Schwefel-Selen CIS Dünnschicht, Kupfer-Indium-Diselenid CSG Crystalline Silicon on Glass EFG Polykristallines Bandsilizium, Edge-defined Film-fed Growth HIT Monokristalline Silizium-Schicht zwischen amorphen Schichten, Heterojunction with intrinsic thin layer m-si Monokristallines Silizium p-si Polykristallines Silizium spher Winzige Silizium-Kugeln, eingefügt in dünne, flexible Aluminium-Folien-Substrate, zur Bildung von Solarzellen

400 A.3 Ursachen für Minder-Leistung 389 A.3 Ursachen für Minder-Leistung Tabelle A.3.1. Ursachen für Minder-Leistung und -Ertrag von PV-Generatoren Fehler Erkennbar durch Mögliche Ursache: Abhilfe Anlagenkonfiguration nicht optimal gewählt Messung von Matchverlusten Planungsfehler: Neukonfiguration Fehlerhafte Anpassung von Strings an Wechselrichter Abschattung mit Schlagschatten Abschattung diffus, möglicherweise mit bloßem Auge nicht erkennbar! Korrosion an Steckern oder Klemmen Ablösung der Zelleinbettung Eingespeiste Leistung für Standort und Leistung des Generators zu gering I-U-Kennlinie hat "Beulen", Peakleistung zu gering, optische Kontrolle I-U-Kennlinie ist "eingedrückt", Peakleistung zu gering Serieninnenwiderstand zu hoch wie Abschattung diffus Planungsfehler: Neukonfiguration, Austausch der Wechselrichter Hindernis in direkter Nähe zum Modul, z.b. Vogelkot: Hindernis beseitigen Hindernis in einiger Entfernung (diffuser Lichtanteil hoch): Hindernis beseitigen Material-, Planungs-, Montagefehler: Reinigen, Austausch Material-, Herstellungsfehler: Austausch Blasenbildung in Harz wie Abschattung diffus Materialfehler: Austausch durch Lieferanten Blindwerden des transparenten Deckmaterials (Glas, Kunststoff, Harz) Verfärbung des transparenten Deckmaterials (Kunststoff, Harz) Optische Kontrolle, Peakleistung zu gering (s.a. Abschattung diffus) Optische Kontrolle, Peakleistung zu gering (s.a. Abschattung diffus) Materialfehler: Austausch durch Lieferanten Materialfehler: Austausch durch Lieferanten

401 390 Anhang Tabelle A.3.2. Ursachen für Minder-Leistung und -Ertrag von PV-Generatoren Fehler Erkennbar durch Mögliche Ursache: Abhilfe Eindringen von Feuchtigkeit zwischen das Laminat, führt zu anderen Schäden (Korrosion, Verfärbung) Optische Kontrolle Material-, Herstellungsfehler: Austausch durch Lieferanten Fehler in der Kristallstruktur einzelner Zellen (Hot-Spot-Effekt) Verschmutzung des Moduls durch Staub Moos-oder Algenbewuchs des Moduls, Vogelkot Bruch des Deckglases, führt zu anderen Schäden (Korrosion, Verfärbung) Bruch von Einzelzellen im Modul Mangelhafte elektrische Verbindungen im Modul Bypassdiode defekt (Kurzschluss) Bypassdiode falsch herum montiert wie Abschattung diffus Optische Kontrolle, wie Abschattung diffus wie Abschattung mit Schlagschatten Optische Kontrolle Peakleistung zu gering, eventuell Verformung der I-U-Kennlinie Peakleistung zu gering, Serieninnenwiderstand höher als berechnet Peakleistung des Strings um Modulleistung verringert Peakleistung des Strings um Modulleistung verringert Herstellungsfehler: Preisminderung, Austausch durch Lieferanten Hohe Staubbelastung (In Deutschland meist kein Problem): Module regelmäßig kontrollieren, Reinigung Je nach Region und Lage normal: Reinigung Hagelschlag, Montagefehler, Transportschaden: Austausch durch Lieferanten Materialfehler: Austausch durch Lieferanten Fehler in Lötung, Materialfehler, Korrosion: Austausch durch Lieferanten Überlastung, Materialfehler: Reparatur Montagefehler: Reparatur

402 A.3 Ursachen für Minder-Leistung 391 Tabelle A.3.3. Ursachen für Minder-Leistung und -Ertrag von PV-Generatoren Fehler Erkennbar durch Mögliche Ursache: Abhilfe Keine Bypassdiode montiert oder Diode defekt (hochohmig) Abschattung eines Moduls kann Leistung des Strings dramatisch verringern Planungs-, Montagefehler: Reparatur Verkabelung zu schwach dimensioniert Kabel defekt (z.b. Bruch, Korrosion) Mangelhafter Anschluss von Steckverbindern Korrosion in Schrauboder Steckverbindern Mangelhafte Vorauswahl von Modulen nach Peakleistung (ähnliche Module jeweils in einen String) Mangelhafte Vorauswahl von Einzellen nach Leistung bei Modulherstellung Kurzschluss zwischen Einzelzellen im Modul Herstellungstoleranzen in Zellproduktion Serieninnenwiderstand zu hoch Serieninnenwiderstand zu hoch Serieninnenwiderstand zu hoch Serieninnenwiderstand zu hoch Peakleistung der Anlage zu gering Peakleistung des Modules zu gering Peakleistung der Anlage zu gering, Leerlaufspannung zu klein, Kennlinienverlauf Peakleistung zu gering, Kennlinienverlauf Planungsfehler : Austausch der Verkabelung Montagefehler: Reparatur Montagefehler: Reparatur Montagefehler: Reinigung, Reparatur Planungs-, Montagefehler (Matchverluste): Neuzusammenstellung der Module nach Peakleistungsmessung Herstellungsfehler: Preisminderung, Austausch durch Lieferanten Herstellungsfehler: Austausch durch Lieferanten Herstellungsfehler: Preisminderung, Austausch durch Lieferanten

403 392 Anhang A.4 Mathcad Grundlagen Definition von Variablen mit Zuweisungs-Gleichheitszeichen := a 3 b 7 c a b (A.4.1) Ergebnisanzeige mit Ergebnis-Gleichheitszeichen = a 3 b 7 c 10 (A.4.2) Definition einer Funktion mit einer Variablen P 1 ( U) U 2 12 (A.4.3) Anwenden einer Funktion P 1 ( 24 V) 48 W (A.4.4) Definition einer Funktion mit mehreren Variablen (hier: 2 Variablen): P 2 ( IR ) I 2 R (A.4.5) Anwenden einer Funktion mit zwei Variablen: W P A 4.7 (A.4.6) Definition von Bereichsvariablen: x:3,5;13 x (A.4.7) Erzeugt den Wertebereich x=3,5,7,9,11,13. Erstellen eines X-Y-Diagramms mit der Bereichsvariablen x: 200 fx () x fx () x Abb. A.4.1. Mathcad X-Y-Diagramm

404 A.4 Mathcad Grundlagen 393 Tabelle A.4.1. Funktionstasten Funktion Öffnet Hilfe Öffnet die kontextsensitive Hilfe Kopiert den markierten Bereich in die Zwischenablage Ausschneiden und Ablegen in die Zwischenablage Einfügen Bildschirm neuzeichnen Berechnet das gesamte Arbeitsblatt neu In griechische Variable ändern Textbereich erstellen Tasten [F1] [Umschalt] [F1] [Strg] C [Strg] X [Strg] V [Strg] R [Strg] F9 [Strg] G Tabelle A.4.2. Eingabehilfen Funktion Tasten Erläuterung p [Strg] G = 3, e e e = 2, [Strg] [Umschalt] Z = Re(z) Realteil von z Im(z) Imaginärteil von z arg(z) Winkel der komplexen Zahl z Z Z Betrag von Z Z Z A n A^n Potenzieren x \x Quadratwurzel Konjugiert komplexer Wert von Z [Strg] 0 größer-gleich [Strg] 9 kleiner-gleich [Strg] 3 ungleich := : Zuweisungs-Gleichheitszeichen = Ergebnis-Gleichheitszeichen = [Strg] + Logisches Gleichheitszeichen A.. B A;B Von A bis B (Schrittgröße 1) C,D.. E C,D;E Von C bis E (zweiter Wert D) N r oder N start N.r oder N.start Literaler Index (beschreibend) M k oder M k,l M[k oder M[k,l Aufzählender Index (Ordnungszahlen für Vektor oder Matrix) M <n> [Strg] 6 Spalte n der Matrix M

405 394 Anhang Tabelle A.4.3. Zuordnung Lateinisches - Griechisches Alphabet A : Alpha a : Alpha B : Beta b : Beta C : Chi c : Chi D : Delta d : Delta E : Epsilon e : Epsilon F : Phi f : Phi G : Gamma g : Gamma H : Eta h : Eta I : Iota i : Iota J : Theta j : Phi K : Kappa k : Kappa L : Lambda l : Lambda M : My m : My N : Ny n : Ny O : Omikron o : Omikron P : Pi p : Pi Q : Theta q : Theta R : Rho r : Rho S : Sigma s : Sigma T : Tau t : Tau U : Ypsilon u : Ypsilon V : v : W : Omega w : Omega X : Xi x : Xi Y : Psi y : Psi Z : Zeta z : Zeta

406 A.5 Qualitätskontrolle 395 A.5 Qualitätskontrolle A.5.1 Ermittlung der Kennwerte Messung von Kurzschlussstrom und Leerlaufspannung. Kurzschlussstrom I LeerlaufspannungU (A.5.1) sc Ermittlung des MPP mit Parabelabschnitt in der Umgebung des MPP. Tabelle A.5.1. Messreihe zur Ermittlung des MPP U L I L P L U L1 I L1 P L1 U L2 I L2 P L2 U L3 I L3 P L3 Parabelabschnitt zur Interpolation in der Umgebung des MPP. I L a b UL c UL 2 (A.5.2) oc Gleichungssystem für die Konstanten a, b und c. 2 1 UL 1 U L1 a IL1 2 1 UL2 UL2 b IL2 2 1 UL3 U L3 c I L3 (A.5.3) Leistungsverlauf im Parabelabschnitt. 2 L L ( L L ) P U abu c U (A.5.4) Kennwerte im MPP U p max 3 3c 2 b b a c (A.5.5) I abu cu 2 pmax pmax pmax

407 396 Anhang A.5.2 Peakleistung Peakleistung: Spitzenleistung bei Standard-Prüfbedingungen. P P ( E, T ) (A.5.6) pk max 0 j0 Standard-Prüfbedingungen. DIN EN Standard-Prüfbedingungen STC Standard Test Conditions W Bestrahlungsstärke E 1000 m 0 2 (A.5.7) Sonnenspektrum Air Mass AM 1,5 Zellentemperatur T 25C Aktuelle Spitzenleistung. max j0 P P ( E, T ) E ( E, T ) (A.5.8) pk j rel j E0 Ppk E linearer Erwartungswert E (A.5.9) 0 ( ET, ) Anpassungsfaktor rel j "relativer Wirkungsgrad" Relativer Wirkungsgrad für kristalline Siliziumzellen. (1 c ( T T )) relcsi T j j0 U E R I E U E U E T 0 pv pma0 (1 ln( ) ( 1)) pmax 0 0 pmax 0 0 (A.5.10) (A.5.11) Leistungstemperaturkoeffizient siehe Datenblatt. Alternativ: % Standardwert für kristalline Siliziumzellen: c T 0,44 (A.5.12) K

408 A.5 Qualitätskontrolle 397 Zur Peakleistungsmessung werden gleichzeitig drei Messgrößen benötigt: - Eine aktuelle Strom-Spannungskennlinie, - die effektive Einstrahlung E eff und - die Zellentemperatur T j. Effektive Bestrahlungsstärke: Messung über Kurzschlussstrom einer Referenzzelle. Bei Lichtspektrum AM 1,5 gilt: Außerhalb AM 1,5 gilt: W Eeff E px (A.5.13) 2 m Eeff Isc Kpx (A.5.14) Messung der Phox-Konstante K px bei Spektrum AM1,5. K E AM 1.5 px (A.5.15) IscAM 1.5 Leistungstemperaturkoeffizient siehe Datenblatt. Alternativ: % Standardwert für kristalline Siliziumzellen: c T 0,44 (A.5.16) K MPP-Strom bei STC (für kristalline Silizium-Zellen). I p E0 max 0 I p max (A.5.17) E eff MPP-Spannung bei STC (für kristalline Silizium-Zellen). U p max 0 U p max 1 c ( T T U T T T j0 T j j j0 E ln( E ) 0 eff ) I p max R pv E ( E 0 eff 1) (A.5.18) Peakleistung P pk I p max 0 U p max 0 (A.5.19) Vollständige Kennliniendarstellung. E I I U U U 0 pmax0 sc0 sc oc0 oc E eff U (A.5.20) pmax

409 398 Anhang A.5.3 Serien-Innenwiderstand R s A R s -Messung nach DIN EN Abb. A.5.1. Ermittlung des Serien-Innenwiderstandes R s Empfehlung für I: 0,5 I sc2 I (A.5.21) Ermittlung von zwei Arbeitpunkten aus zwei Kennlinien. U U ( I I) 1 A sc1 U U ( I I) 2 B sc2 (A.5.22) Berechnung des Serien-Innenwiderstandes. R s U I U I 2 1 sc1 sc2 (A.5.23)

410 A.5 Qualitätskontrolle 399 A R s -Messung aus nur einer Solarzellen-Kennlinie 1. Messung einer Kennlinie. Isc 1 Uoc 1 Ip max1 U p max1 (A.5.24) 2. Füllfaktor. FF I pmax1 I U U pmax1 sc1 oc1 (A.5.25) 3. Strom-Verringerungsfaktor. FF if FF 0.7 fi e 9 28FF otherwise (A.5.26) 4. Simulation der Kennlinie 2. I I f I sc1 sc2 i sc1 U U U oc1 oc2 oc1 I I f I pmax1 pmax 2 i pmax1 U U U pmax1 pmax 2 pmax1 (A.5.27) 5. Stromdifferenz. 0,5 I sc2 I (A.5.28) 6. Arbeitspunkte. U U ( I I) 1 A sc1 U U ( I I) 2 B sc2 (A.5.29) 7. Serien-Innenwiderstand. R s U I U I 2 1 sc1 sc2 (A.5.30)

411 400 Anhang A.5.4 Parallel-Innenwiderstand R p 1. Messung einer Kennlinie. I U I U (A.5.31) sc oc p max p max 2. Festlegung eines Laststromes nahe beim Kurzschlussstrom. I L 0,99 I. (A.5.32) sc 3. Ermittlung des Arbeitspunktes U L. U U( I, R, U, I, I ). (A.5.33) L L pv T 0 ph 4. Parallel-Innenwiderstand. R p U L I I sc L. (A.5.34)

412 A.6 Matchverluste 401 A.6 Matchverluste Verluste durch systematische Fehlanpassung aufgrund statistischer Streuung der Kennwerte der PV-Module. Verschaltungsart 1 Verschaltungsart 2 Abb. A.6.1. Verschaltungsarten für PV-Module Zusammenfassung der Kennwerte in einer Matrix des PV-Modul-Arrays. PVA Resultierender Füllfaktor aus dem Mittelwert der Füllfaktoren. FF res ( PVA) FF 0 for i 1 zeilen( PVA) PVA i3 FF FF PVA i1 FF FF zeilen( PVA) PVA i4 PVA i2 (A.6.1) (A.6.2) Hinweis: Startindex ORIGIN=1.

413 402 Anhang Schaltungswirkungsgrad. s P max G n i1 P maxi (A.6.3) Relative Streubreite i der Ströme I m (kurz für I pmax ). Immax Immin i (A.6.4) I m Relative Streubreite u der Spannungen U m (kurz für U pmax ). Ummax Ummin u (A.6.5) U m Statistischen Streuungen der Ströme i und der Spannungen u i ( PVA) I PVA 3 u ( PVA) U PVA 4 n I min I max I m zeilen() I min() I max() I mittelwert() I I max I min i I m n U min U max U m zeilen( U) min( U) max( U) mittelwert( U) U max U min u U m (A.6.6) sr bei Reihenschaltung sp bei Parallelschaltung ( FF, ) 1 ( FF ) sr i i 2 2 sp ( FF, u ) 1 ( FF u ) (A.6.7) Schaltungswirkungsgrad für Verschaltungsart 1 1 (A.6.8) 2 2 s1 (1 ( FF u (1 )) ) (1 ( FF i) ) np Schaltungswirkungsgrad für Verschaltungsart 2 1 (A.6.9) 2 2 s2 (1 ( FF i (1 )) ) (1 ( FF u) ) nr

414 A.6 Matchverluste 403 Prozedur zur Ermittlung der Kennlinien-Parameter "Eingabe der Kennwerte mit Einheiten" ESC I sc U oc I m U m "Normierung der Kennwerte" I sc U oc I sc A U oc V I m I m A (A.6.10) U m U m V "Hilfsgröße Steigung M" U oc I m U m U m M I sc I sc U oc U oc I m I sc "Berechnung der Effektivparameter" I sc U m I sc R pv M 1 I m I m I m U T M R pv I sc U oc I 0 I sc e U T I ph I sc Ergebnis_normiert_auf V_A R pv U T I 0 I ph

415 404 Anhang Kennliniengleichung U(I). U T ln I ph I U ESC IR pv U T I 0 I ph I 0 I 0 IR pv (A.6.11) Kennlinie U(I) mit Bypass-Diode. "Spannung der Bypass-Diode" U ESCd IR pv U T I 0 I ph U D 0.6V return U D if I I ph return 0V if I I ph (A.6.12) I sc I ph I ESC UR pv U T I 0 I ph I 0A if I 0A U U ESC IR pv U T I 0 I ph Umkehrfunktion I(U) der Kennlininengleichung mit Begrenzung auf Leerlaufspannung und Kurzschlussstrom U oc U ESC 0A R pv U T I 0 I ph return I sc if U 0V return 0A if U U oc I sc I 1000 "Startwerte" I x 0A U x U ESC I x R pv U T I 0 I ph while U x U (A.6.13) I y I x U y U x I x I x I U x U ESC I x R pv U T I 0 I ph "Lineare Interpolation" I ESC I x I y I x U U x U y U x

416 A.6 Matchverluste 405 Resultierende Kennlinien. Zusammenfassung der Kennwerte des PV-Modul-Arrays, vgl. (A.6.1). PVA (A.6.14) Hinweis: Startindex ORIGIN=1. Kennlinienparameter des PV-Moduls mit der laufenden Nummer k. PVM( PVA k) ESC PVA A PVA V PVA A PVA V k1 k2 k3 k4 (A.6.15) Kennlinie U(I) des Solarmoduls k U PVM ( PVA k I) := (A.6.16) U ESCd I PVM( PVA k) PVM( PVA k) V 1 2 PVM PVA k ( ) A 3 Umkehrfunktion I(U) der Kennlinie des Solarmoduls k PVM PVA k ( ) A 4 I PVM ( PVA k U) := (A.6.17) I ESC UPVM( PVAk) 1 PVM( PVAk) 2 V PVM( PVAk) 3 A PVM( PVAk) 4 A

417 406 Anhang Resultierende Kennlinie I res (U) bei Parallelschaltung. I res ( PVA U) I p 0A for i 1 zeilen( PVA) I p I p I PVM ( PVA i U) (A.6.18) I p Resultierende Kennlinie U res (I) bei Reihenschaltung. U res ( PVA I) U r 0V for i 1 zeilen( PVA) U r U r U PVM ( PVA i I) (A.6.19) U r Resultierende Leistung P p (U) bei Parallelschaltung. P p ( PVA U) UI res ( PVA U) (A.6.20) Resultierende Leistung P r (I) bei Reihenschaltung. P r ( PVA I) IU res ( PVA I) (A.6.21) Summe der Einzelleistungen der Module im PV-Modul-Array. P max ( PVA) 0W for i 1 zeilen( PVA) PVA APVA V i3 i4 (A.6.22) Schaltungswirkungsgrad des verschalteten Generators. s P maxg P max P maxg P max (A.6.23)

418 A.6 Matchverluste 407 P rmax bei Reihenschaltung: P mr ( PVA) "Ermittlung des höchsten Kurzschlussstroms" I scmax 0A for i 1 zeilen( PVA) I scmax PVA A if I i1 scmax PVA A i1 "Ermittlung der höchsten Leistung mit Schrittweite 0.1%" I I scmax 0.1% I I P rmax P r ( PVA I) while I I scmax (A.6.24) P rmax I I I P m P r ( PVA I) P rmax P m if P m P rmax P pmax bei Parallelschaltung: P mp ( PVA) "Ermittlung der höchsten Leerlaufspannung" U ocmax 0V for i 1 zeilen( PVA) U ocmax PVA V if U i2 ocmax PVA V i2 "Ermittlung der höchsten Leistung mit Schrittweite 0.1%" U U ocmax 0.1% U U P pmax P p ( PVA U) while U U ocmax (A.6.25) P pmax U U U P m P p ( PVA U) P pmax P m if P m P pmax

419 408 Anhang A.7 Anlagenkomponenten A.7.1 Bleibatterie Batteriekennlinie im Ladebetrieb. U ( I ) U I R (A.7.1) b b b0 b ib - I b >0 Batterie wird geladen - I b <0 Batterie wird entladen - R ib Innenwiderstand der Batterie Zellen-Nennspannung U 2V (A.7.2) NZ Nennspannung Batterie mit n Zellen UN n UNZ (A.7.3) Leerlaufspannung in Abhängigkeit vom Ladezustand p (mit 0p1). U ( p) U (0,9 p 0,3) (A.7.4) b0 N Entladeschlussspannung U min 0,9 U (A.7.5) b N Ladeschlussspannung U max 1, 2 U (A.7.6) b N Beispiel: Entladeschlussspannung 12V-Batterie U min 10,8V (A.7.7) b Ladeschlussspannung 12V-Batterie U max 14,4V (A.7.8) b

420 A.7 Anlagenkomponenten 409 A.7.2 Wechselrichter Leistungsbilanz eines Wechselrichters Pe Peb kpa Pa (A.7.9) - P e Eingangsleistung - P a Ausgangsleistung - k Pa leistungsproportionale Verluste - P eb Eigenbedarfsleistung - P N Nennleistung Wirkungsgrad bei Nennleistung P N - 10 Wirkungsgrad bei 10% der Nennleistung Wirkungsgradverlauf in Abhängigkeit vom Teillastfaktor p (mit 0<p1). wr 1 Peb (A.7.10) 1k p P N Gleichungskonstanten für Wirkungsgradverlauf P eb PN 1 1 ( ) 9 (A.7.11) k (A.7.12)

421 410 Anhang Zur Beschreibung der Häufigkeitsverteilung von Wechselrichter- Teillastfällen bei mitteleuropäischen Einstrahlungsverhältnissen wurde ein Euro-Wirkungsgrad des Wechselrichters definiert, der folgende Gewichtungsfaktoren enthält: EUR 0,035 0,0610 0,1320 0,1030 0, , (A.7.13) Die folgende Sammlung der wichtigsten Kennwerte von PV-Wechselrichtern ist als Hilfe für Planung und Qualitätskontrolle von PV-Anlagen gedacht. Die Daten wurden mit der gebotenen Sorgfalt erhoben und auf Plausibilität überprüft. Trotzdem können Fehler bei der Datenerhebung nicht ausgeschlossen werden. Es kann daher keine Gewähr für die Fehlerfreiheit dieser Daten gegeben werden. Für rechtlich verbindliche Planungen oder gutachterliche Bewertungen ist die Verwendung von verbindlichen Original-Datenblättern notwendig. Die PV-Wechselrichter-Datensammlung erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Weder die Aufnahme eines Wechselrichtertyps noch das Fehlen eines Wechselrichtertyps stellt eine Qualitäts-Bewertung dar. Legende der Tabellen A bis A P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Wechselstrom Nennleistung [W] Maximale Peakleistung des PV-Generators [W] Mindest-MPP-Regelspannung [V] Maximale MPP-Regelspannung [V] Maximal zulässige DC-Eingangsspannung [V] Maximal zulässiger DC-Eingangsstrom [A] Maximaler Wirkungsgrad Euro-Wirkungsgrad

422 A.7 Anlagenkomponenten 411 Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Aixcon PS ,5 1, ,5 95,0% 92,9% Aixcon PS ,8 2, ,0 95,0% 93,2% Aixcon PS ,5 2, ,0 95,0% 93,5% Aixcon PT ,5 2, ,0 95,0% 94,2% Aixcon PT ,0 6, ,0 96,2% 94,4% ASP TCG2500/6 2,3 3, ,0 94,0% 91,5% ASP TCG4000/6 3,5 4, ,0 94,0% 92,0% ASP Top Class Spark 1,4 1, ,0 94,0% 92,1% Berel Electronic SP500 /12V Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =12V 0, ,0 93,0% Berel Electronic SP500 /24V Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =24V 0, ,0 93,0% Berel Electronic SP1000/24V Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =24V 1, ,0 93,0% Dorfmüller DMI 150/35 0,1 0, ,0 89,0% 86,6% Dorfmüller DMI 250/35 0,3 0, ,7 92,2% 90,2% Dorfmüller DMI 350/22 0,4 0, ,2 91,6% 89,7% Dorfmüller DMI 350/50 0,4 0, ,0 92,8% 91,2% Dorfmüller DMI 350/60-D 0,4 0, ,0 92,4% 90,8% Dorfmüller DMI 450/35 0,5 0, ,0 93,4% 91,8% Dorfmüller DMI 550/50 0,6 0, ,5 94,0% 91,5% Dorfmüller DMI 550/60-D 0,6 0, ,5 93,6% 91,2% Dorfmüller DMI 700/70 0,8 0, ,2 93,5% 92,0% Dorfmüller DMI 900/70 0,9 1, ,3 93,7% 92,1%

423 412 Anhang Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR EAI SI ,2 5, ,5 94,0% 92,0% Energetica ENP 10 kw 13,0 13, ,0 97,0% 94,0% Energetica ENP 20 kw 22,0 22, ,0 97,0% 94,0% Energetica ENP 25 kw 27,0 27, ,0 97,0% 94,0% Energetica ENP 30 kw 32,0 32, ,0 97,0% 94,0% Exendis Gridfit 250 HV 0,21 0, ,0 92,0% 90,0% Exendis Gridfit 250 LV 0,21 0, ,5 92,4% 90,0% Exendis Gridfit 250 MV 0,21 0, ,2 92,0% 90,0% Fronius IG 15 1,4 1, ,8 94,0% 91,4% Fronius IG 20 1,9 2, ,3 94,5% 91,6% Fronius IG 30 2,6 3, ,0 94,5% 92,7% Fronius IG 40 3,6 4, ,4 94,5% 93,5% Fronius IG ,0 42, ,0 94,3% 93,4% Fronius IG ,0 52, ,0 94,3% 93,4% Fronius IG 60 4,6 6, ,8 94,5% 93,5% Fronius Sunrise MAXI 2,2 3, ,0 93,5% 91,2% Fronius Sunrise MICRO 0,8 1, ,7 92,0% 90,4% Fronius Sunrise MIDI 1,6 2, ,0 93,0% 91,2% Fronius Sunrise MIDI-PLUS 1,6 2, ,3 93,5% 91,0% Fronius Sunrise MINI 1,1 1, ,2 92,5% 90,5% Fronius Sunrise MINI-S 1,1 1, ,9 92,5% 90,3%

424 A.7 Anlagenkomponenten 413 Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR G&H POWER-TRAP SB ,5 1, ,0 93,1% 91,0% G&H POWER-TRAP SB ,0 2, ,0 93,0% 91,2% G&H POWER-TRAP SB ,5 3, ,0 93,0% 91,0% G&H POWER-TRAP SC ,5 1, ,0 93,1% 91,0% G&H POWER-TRAP SC ,0 2, ,0 93,0% 91,2% G&H POWER-TRAP SC ,5 3, ,0 93,0% 91,0% G&H POWER-TRAP SL ,5 1, ,0 93,1% 91,0% G&H POWER-TRAP SL ,0 2, ,0 93,0% 91,2% G&H POWER-TRAP SL ,5 3, ,0 93,0% 91,0% G&H POWER-TRAP SO ,5 1, ,0 93,1% 91,0% G&H POWER-TRAP SO ,0 2, ,0 93,0% 91,2% G&H POWER-TRAP SO ,5 3, ,0 93,0% 91,0% Ingeteam Ingecon Sun 2,5 2,7 4, ,0 94,1% 93,1% Ingeteam Ingecon Sun 2,5 TL 2,7 4, ,0 96,0% 95,5% Ingeteam Ingecon Sun 5 5,4 8, ,0 94,1% 93,2% Ingeteam Ingecon Sun 5 TL 5,4 8, ,0 96,1% 95,6% Kaco PVI 1501i 1,8 2, ,2 95,5% 93,0% Kaco PVI 2500i 2,9 3, ,6 95,9% 93,0% Kaco PVI ,0 2,5 2, ,5 95,2% 92,5% Kaco PVI ,6 3,0 3, ,5 96,0% 92,5% Kaco PVI 3500i 3,8 4, ,4 96,0% 93,7%

425 414 Anhang Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Kaco PVI ,8 5, ,4 95,8% 94,4% Kaco PVI 4000i 4,8 5, ,4 95,8% 94,4% Kaco PVI 4500i 5,1 5, ,6 95,8% 94,5% Kaco PVI ,0 6, ,7 95,8% 94,5% Kaco PVI 5000i 6,0 6, ,7 95,8% 94,5% Magnetek PVI ,6 3, ,0 96,0% 95,0% Magnetek PVI 3600 Outdoor 3,6 3, ,0 96,0% 95,0% Mastervolt Soladin 120 0,1 0, ,0 93,0% 91,0% Mastervolt Sunmaster QS ,1 1, ,0 95,0% 94,5% Mastervolt Sunmaster QS ,7 2, ,5 95,0% 94,0% Mastervolt Sunmaster QS ,8 3, ,0 95,0% 94,0% Mastervolt Sunmaster QS ,5 7, ,0 95,0% 94,0% Pairan Pesos PVI ,3 2, ,0 94,0% 92,0% Pairan Pesos PVI 2300 T 2,3 2, ,0 93,0% 91,5% Pairan Pesos PVI 250 T 0,3 0, ,5 91,0% 89,8% Pairan Pesos PVI ,5 3, ,0 94,0% 92,0% Philips EVO 2000-Master 2,0 3, ,0 95,0% 93,5% Philips EVO 2000-Slave 2,0 3, ,0 95,0% 93,5% Philips EVO 300 0,3 0, ,0 94,0% 93,4% Philips EVO 500 0,5 0, ,0 96,0% 95,0% RES RESUN1 1,5 1, ,8 98,6% 95,5%

426 A.7 Anlagenkomponenten 415 Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR SatCon PowerGate AE PV-B 110,0 114, ,0 96,5% 94,0% SatCon PowerGate AE PV-B 248,0 256, ,0 96,8% 94,0% SatCon PowerGate AE PV-B 55,0 57, ,0 96,3% 94,0% Siemens SINVERTsolar 100 kva 100,0 105, ,0 96,0% 93,5% Siemens SINVERTsolar 150 kva 150,0 147, ,0 96,0% 94,0% Siemens SINVERTsolar 20 kva 20,0 19, ,0 95,0% 92,1% Siemens SINVERTsolar 200 kva 200,0 210, ,0 96,0% 94,0% Siemens SINVERTsolar 30 kva 30,0 32, ,0 95,0% 92,5% Siemens SINVERTsolar 30 kva-r 30,0 32, ,0 94,0% 91,5% Siemens SINVERTsolar 300 kva 300,0 335, ,0 97,0% 95,0% Siemens SINVERTsolar 340 kva 340,0 392, ,0 97,0% 95,0% Siemens SINVERTsolar 40 kva 40,0 41, ,0 95,0% 92,7% Siemens SINVERTsolar 40 kva-r 40,0 41, ,0 94,0% 91,7% Siemens SINVERTsolar 400 kva 400,0 488, ,0 97,0% 95,0% Siemens SINVERTsolar 60 kva 60,0 71, ,0 96,0% 93,0% Siemens SINVERTsolar 80 kva 80,0 84, ,0 96,0% 93,1% Siemens SITOP solar 4600 IP65 5,0 6, ,0 94,5% 93,5% Siemens SITOP solar Master ,7 1, ,5 93,5% 93,0% Siemens SITOP solar Master ,5 3, ,0 94,0% 93,0% Siemens SITOP solar Slave ,7 1, ,5 94,5% 93,5% Siemens SITOP solar Slave ,5 3, ,0 95,0% 94,0%

427 416 Anhang Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Siemens SITOP solar T ,3 1, ,0 93,0% 92,0% Siemens SITOP solar T ,7 1, ,0 93,0% 92,0% Siemens SITOP solar T ,2 2, ,0 93,0% 92,0% Siemens SITOP solar T 2000 H 2,2 2, ,0 93,0% 92,0% SMA Sunny Boy SB ,0 2, ,0 96,0% 95,0% SMA Sunny Boy SB 2100TL 2,1 2, ,0 96,0% 95,2% SMA Sunny Boy SB ,5 3, ,0 94,3% 93,3% SMA Sunny Boy SB 2800i 2,8 3, ,5 94,0% 93,0% SMA Sunny Boy SB ,0 4, ,0 95,0% 93,6% SMA Sunny Boy SB 3000TL 3,0 3, ,0 97,0% 96,3% SMA Sunny Boy SB ,3 3, ,0 95,2% 94,4% SMA Sunny Boy SB 3300TL 3,3 3, ,0 95,6% 94,8% SMA Sunny Boy SB 3300TL HC 3,3 3, ,0 96,0% 94,6% SMA Sunny Boy SB ,8 4, ,0 95,6% 94,7% SMA Sunny Boy SB 4000TL 4,0 4, ,0 97,0% 96,4% SMA Sunny Boy SB 4200TL Multi-String 4,2 4, ,0 95,6% 94,5% SMA Sunny Boy SB 5000 Multi-String 5,1 5, ,5 95,5% 94,5% SMA Sunny Boy SB 5000TL 5,0 5, ,0 97,0% 96,5% SMA Sunny Boy SWR 1100E 1,1 1, ,0 93,0% 91,9% SMA Sunny Boy SWR 1100LV 1,1 1, ,0 92,0% 90,4% SMA Sunny Boy SWR 1700E 1,7 2, ,6 93,5% 92,3%

428 A.7 Anlagenkomponenten 417 Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR SMA Sunny Boy SWR 700/150V 0,5 0, ,0 93,4% 92,0% SMA Sunny Boy SWR 700/200V 0,6 0, ,0 93,4% 92,0% SMA Sunny Boy SWR 700/250V 0,7 1, ,0 93,4% 92,0% SMA Sunny Boy SWR 850 0,9 1, ,0 93,3% 92,0% SMA Sunny Central 1000MV 1000,0 1160, ,0 97,5% 96,5% SMA Sunny Central 125 LV 125,0 150, ,0 94,0% 93,3% SMA Sunny Central 150 kva 150,0 185, ,0 95,0% 93,9% SMA Sunny Central 200 kva 200,0 245, ,0 96,0% 94,9% SMA Sunny Central 250 kva 250,0 310, ,0 96,0% 95,0% SMA Sunny Central 300 kva 300,0 375, ,0 96,0% 95,0% SMA Sunny Central 350 kva 350,0 435, ,0 96,0% 95,2% SMA Sunny Central 400MS 400,0 500, ,0 97,0% 96,0% SMA Sunny Central 500MS 500,0 625, ,0 97,0% 96,0% SMA Sunny Central 60 kva 60,0 75, ,0 94,0% 92,6% SMA Sunny Central 60 kva LV 60,0 75, ,0 93,0% 91,3% SMA Sunny Central 90 kva 90,0 110, ,0 95,0% 93,6% SMA Sunny Central 90 Outdoor 90,0 110, ,0 95,0% 93,6% SMA Sunny Central SC 200HE 200,0 235, ,0 97,3% 96,4% SMA Sunny Central SC 250HE 250,0 295, ,0 97,5% 96,7% SMA Sunny Central SC 350HE 350,0 410, ,0 97,5% 96,4% SMA Sunny Island SI 2012 Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =12V 2,0 8,4 15,6 180,0 93,0%

429 418 Anhang Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR SMA Sunny Island SI 2224 Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =24V 2,2 16,8 31,5 90,0 93,0% SMA Sunny Island SI 3324 Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =24V 3, ,0 94,5% SMA Sunny Island SI 4248 Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =48V 4, ,0 95,0% SMA Sunny Island SI 4248U Inselwechselrichter 120V/60Hz, U bat =48V 4, ,0 95,0% SMA Sunny Island SI 5048 Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =48V 5, ,0 95,0% SMA Sunny Island SI 5048U Inselwechselrichter 120V/60Hz, U bat =48V 5, ,0 95,0% SMA Sunny Mini Central SMC 10000TL 10,0 10, ,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Mini Central SMC 11000TL 11,0 11, ,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Mini Central SMC 6000TL 6,0 6, ,0 98,0% 97,7% SMA Sunny Mini Central SMC 7000HV 7,0 7, ,0 96,1% 95,3% SMA Sunny Mini Central SMC 7000TL 7,0 7, ,0 98,0% 97,7% SMA Sunny Mini Central SMC 8000TL 8,0 8, ,0 98,0% 97,7% SMA Sunny Mini Central SMC 9000TL 9,0 9, ,0 98,0% 97,6% SMA Sunny Tripower STP 10000TL 10,0 10, ,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Tripower STP 12000TL 12,0 12, ,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Tripower STP 15000TL 15,0 15, ,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Tripower STP 17000TL 17,0 17, ,0 98,0% 97,5% Solar-Fabrik convert ,8 2, ,0 97,0% 94,0% Solar-Fabrik convert ,3 2, ,0 96,0% 95,2% Solar-Fabrik convert ,8 4, ,0 96,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 1200 / HV 0,75 0, ,0 93,5% 92,0%

430 A.7 Anlagenkomponenten 419 Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Solarstocc Powerstocc PS 1200 / MV 0,75 0, ,0 93,5% 92,0% Solarstocc Powerstocc PS 2000 / HV 1,5 1, ,0 93,5% 92,0% Solarstocc Powerstocc PS 2000 / MV 1,5 1, ,0 93,5% 92,0% Solarstocc Powerstocc PS 4000 / HV 3,0 3, ,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 4000 / MV 3,0 3, ,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 5000 / HV 4,0 4, ,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 5000 / MV 4,0 4, ,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 6000 / HV 4,5 4, ,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 6000 / MV 4,5 4, ,0 94,0% 93,0% Solon NEG ,8 2, ,0 94,3% 92,3% Sputnik Solar Max ,0 105, ,0 95,0% 93,6% Sputnik Solar Max ,0 125, ,0 95,0% 93,6% Sputnik Solar Max 20 20,0 24, ,0 95,0% 93,5% Sputnik Solar Max 30 25,0 33, ,0 95,0% 93,6% Sputnik Solar Max 40 30,0 40, ,0 95,0% 93,6% Sputnik Solar Max ,0 400, ,0 96,0% 94,8% Sputnik Solar Max 45 35,0 45, ,0 94,0% 93,1% Sputnik Solar Max 60 50,0 60, ,0 95,0% 93,6% Sputnik SolarMax 2000 E 1,8 2, ,0 97,0% 95,4% Sputnik SolarMax 3000 E 2,5 3, ,0 97,0% 95,5% Sputnik SolarMax 4000 E 3,8 4, ,0 96,0% 93,6%

431 420 Anhang Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Sputnik SolarMax 6000 E 5,0 6, ,0 97,0% 96,2% Sun Power SP ,0 119, ,8 95,0% 93,0% Sun Power SP ,0 15, ,0 97,0% 94,0% Sun Power SP ,2 1, ,8 92,0% 90,0% Sun Power SP 1500/E-48 1,8 2, ,0 89,0% 89,0% Sun Power SP ,8 2, ,3 93,9% 92,0% Sun Power SP ,0 2, ,0 94,0% 92,0% Sun Power SP ,0 29, ,7 95,0% 93,0% Sun Power SP ,5 3, ,0 94,0% 92,0% Sun Power SP ,5 3, ,7 94,0% 92,0% Sun Power SP ,8 3, ,9 94,0% 92,0% Sun Power SP 3000/E-48 4,5 4, ,2 90,0% 90,0% Sun Power SP ,4 4, ,0 94,0% 92,0% Sun Power SP ,0 46, ,9 95,0% 93,0% Sun Power SP 5000/E-120 7,5 6, ,4 92,0% 92,0% Sunset Sun3Grid ,8 5, ,4 95,8% 94,5% Sunset Sun3Grid ,0 6, ,7 95,8% 94,5% SunTechnics STW ,5 2, ,8 94,1% 91,4% SunTechnics STW ,0 2, ,3 94,2% 91,6% SunTechnics STW ,7 3, ,0 95,2% 92,7% SunTechnics STW ,1 5, ,4 94,3% 93,6%

432 A.7 Anlagenkomponenten 421 Tabelle A PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR SunTechnics STW ,0 6, ,8 94,2% 93,5% Sunways Sunways NT ,5 1, ,0 92,7% 91,6% Sunways Sunways NT ,2 2, ,0 97,1% 96,5% Sunways Sunways NT ,3 4, ,0 97,0% 96,4% Sunways Sunways NT ,0 6, ,0 97,0% 96,3% Total Energie Gridfit ,2 3, ,5 94,0% 92,0% UfE NEG 4 4,7 5, ,0 96,0% 94,9% Würth WE ,1 1, ,0 94,0% 92,5% Würth WE ,0 5, ,0 95,0% 92,0% Xantrex GT 100 E 100,0 105, ,0 95,5% 94,6% Legende der Tabellen A bis A P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Wechselstrom Nennleistung [W] Maximale Peakleistung des PV-Generators [W] Mindest-MPP-Regelspannung [V] Maximale MPP-Regelspannung [V] Maximal zulässige DC-Eingangsspannung [V] Maximal zulässiger DC-Eingangsstrom [A] Maximaler Wirkungsgrad Euro-Wirkungsgrad

433 422 Anhang A.8 Systemdimensionierung A.8.1 Täglicher Energiebedarf Tabelle A.8.1. Täglicher Energiebedarf der Anwender eines PV-Systems Gegenstand Stück Leistung Betriebszeit Energiebedarf Gerät a a P a t a a P a t a Gerät b b P b t b b P b t b Gerät x x P x t x x P x t x Gerät y y P y t y y P y t y Gerät z z P z t z z P z t z Tages-Energiebedarf W d = A.8.2 Dimensionierung der Batterie Der Autonomiefaktor A F gibt an, wieviele Tage eine Solaranlage bei zunächst vollgeladener Batterie den Energiebedarf des Verbrauchers ohne Nachladung decken kann. Empfohlene Autonomiefaktoren: - A F = 3: SHS und vergleichbare Anwendungen - 3<A F <6: Höherer Anspruch an Verfügbarkeit - A F = 7: Anlagen mit wöchentlichem Verbrauchszyklus (Wochenend-Häuser) - A F >7: Unwirtschaftlicher Betrieb. Wird nicht empfohlen Empfohlene Batterie-Nennspannung SHS und vergleichbar U N =12V (A.8.1) SHS mit höherer Leistung (Kühlschrank) U N =24V (A.8.2) Andere Spannungen in Abhängigkeit von den Anforderungen Batteriekapazität C N A W U F d (A.8.3) N Ladewirkungsgrad bat =0,8 (typisch) (A.8.4)

434 A.8 Systemdimensionierung 423 A.8.3 Dimensionierung des Solargenerators 1. Festlegung der Mindest-Verfügbarkeit Empfehlung für Standardsysteme: asoll 90 % 2. Verfügbarkeit bei Dimensionierung mit Jahresmittelwert GA 1 aga (, ) 1 (A.8.5) 2 GA 3. Wahl der Dimensionierungs-Einstrahlung aga ( ) asoll Gdim GA asoll 1 GA 2 aga ( ) asoll Gdim( asoll ) GA(1 ) 1 2 GA 2 4. Berechnung der optimalen Peakleistung P pkopt E0 Wd G PR dim 0 i i (A.8.6) (A.8.7) mit der mittleren Performance-Ratio für kristalline Silizium-Zellen PR0 csi 0,84 (A.8.8) 5. Realisierung der Peakleistung mit k PV-Modulen (P pkmod ) P k P G G pkopt pk pk mod eff dim (A.8.9) Ppk P 6. Überprüfung der Verfügbarkeit der realisierten Anlage 1 Geff GA ag ( eff ) L( ) 2 G 2 G eff GA GA Geff GA ( 1) ( ) 2G G eff eff eff (A.8.10)

435 424 Anhang A.8.4 Mittlere Verfügbarkeit Mittelwert der täglichen Globalstrahlung über n Tage: 1 n Gi n i 1 G (A.8.11) Standardabweichung: n 1 ( 2 2 Gi n G ) 1 i1 (A.8.12) n Substitution: G G x (A.8.13) Normalverteilung in normierter Form: Verteilungsfunktionen: 2 x ( ) 2 1 f( x) e (A.8.14) 2 und z 0 2 x ( ) 2 1 ( z) e dx 2 (A.8.15) z 0 2 x ( ) 2 x L( z) e dx (A.8.16) 2 Aus Symmetriegründen gilt und ( z) ( z) (A.8.17) L( z) L( z) (A.8.18)

436 A.8 Systemdimensionierung 425 Tabelle A.8.2. z ( z) f( x) dx 0 z ,0 0,0000 0,0040 0,0080 0,0120 0,0160 0,0199 0,0239 0,0279 0,0319 0,0359 0,1 0,0398 0,0438 0,0478 0,0517 0,0557 0,0596 0,0636 0,0675 0,0714 0,0753 0,2 0,0793 0,0832 0,0871 0,0910 0,0948 0,0987 0,1026 0,1064 0,1103 0,1141 0,3 0,1179 0,1217 0,1255 0,1293 0,1331 0,1368 0,1406 0,1443 0,1480 0,1517 0,4 0,1554 0,1591 0,1628 0,1664 0,1700 0,1736 0,1772 0,1808 0,1844 0,1879 0,5 0,1915 0,1950 0,1985 0,2019 0,2054 0,2088 0,2123 0,2157 0,2190 0,2224 0,6 0,2257 0,2291 0,2324 0,2357 0,2389 0,2422 0,2454 0,2486 0,2517 0,2549 0,7 0,2580 0,2611 0,2642 0,2673 0,2704 0,2734 0,2764 0,2794 0,2823 0,2852 0,8 0,2881 0,2910 0,2939 0,2967 0,2995 0,3023 0,3051 0,3078 0,3106 0,3133 0,9 0,3159 0,3186 0,3212 0,3238 0,3264 0,3289 0,3315 0,3340 0,3365 0,3389 1,0 0,3413 0,3438 0,3461 0,3485 0,3508 0,3531 0,3554 0,3577 0,3599 0,3621 1,1 0,3643 0,3665 0,3686 0,3708 0,3729 0,3749 0,3770 0,3790 0,3810 0,3830 1,2 0,3849 0,3869 0,3888 0,3907 0,3925 0,3944 0,3962 0,3980 0,3997 0,4015 1,3 0,4032 0,4049 0,4066 0,4082 0,4099 0,4115 0,4131 0,4147 0,4162 0,4177 1,4 0,4192 0,4207 0,4222 0,4236 0,4251 0,4265 0,4279 0,4292 0,4306 0,4319 1,5 0,4332 0,4345 0,4357 0,4370 0,4382 0,4394 0,4406 0,4418 0,4429 0,4441 1,6 0,4452 0,4463 0,4474 0,4484 0,4495 0,4505 0,4515 0,4525 0,4535 0,4545 1,7 0,4554 0,4564 0,4573 0,4582 0,4591 0,4599 0,4608 0,4616 0,4625 0,4633 1,8 0,4641 0,4649 0,4656 0,4664 0,4671 0,4678 0,4686 0,4693 0,4699 0,4706 1,9 0,4713 0,4719 0,4726 0,4732 0,4738 0,4744 0,4750 0,4756 0,4761 0,4767 2,0 0,4772 0,4778 0,4783 0,4788 0,4793 0,4798 0,4803 0,4808 0,4812 0,4817 2,1 0,4821 0,4826 0,4830 0,4834 0,4838 0,4842 0,4846 0,4850 0,4854 0,4857 2,2 0,4861 0,4864 0,4868 0,4871 0,4875 0,4878 0,4881 0,4884 0,4887 0,4890 2,3 0,4893 0,4896 0,4898 0,4901 0,4904 0,4906 0,4909 0,4911 0,4913 0,4916 2,4 0,4918 0,4920 0,4922 0,4925 0,4927 0,4929 0,4931 0,4932 0,4934 0,4936 2,5 0,4938 0,4940 0,4941 0,4943 0,4945 0,4946 0,4948 0,4949 0,4951 0,4952 2,6 0,4953 0,4955 0,4956 0,4957 0,4959 0,4960 0,4961 0,4962 0,4963 0,4964 2,7 0,4965 0,4966 0,4967 0,4968 0,4969 0,4970 0,4971 0,4972 0,4973 0,4974 2,8 0,4974 0,4975 0,4976 0,4977 0,4977 0,4978 0,4979 0,4979 0,4980 0,4981 2,9 0,4981 0,4982 0,4982 0,4983 0,4984 0,4984 0,4985 0,4985 0,4986 0,4986 3,0 0,4987 0,4987 0,4987 0,4988 0,4988 0,4989 0,4989 0,4989 0,4990 0,4990 3,1 0,4990 0,4991 0,4991 0,4991 0,4992 0,4992 0,4992 0,4992 0,4993 0,4993 3,2 0,4993 0,4993 0,4994 0,4994 0,4994 0,4994 0,4994 0,4995 0,4995 0,4995 3,3 0,4995 0,4995 0,4995 0,4996 0,4996 0,4996 0,4996 0,4996 0,4996 0,4997 3,4 0,4997 0,4997 0,4997 0,4997 0,4997 0,4997 0,4997 0,4997 0,4997 0,4998 3,5 0,4998 0,4998 0,4998 0,4998 0,4998 0,4998 0,4998 0,4998 0,4998 0,4998 3,6 0,4998 0,4998 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 3,7 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 3,8 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 0,4999 3,9 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 4,0 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 4,1 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 4,2 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 4,3 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 4,4 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 4,5 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 0,5000 Beispiel: (2,37)=0,4911

437 426 Anhang Tabelle A.8.3. z Lz ( ) x f( xdx ) 0 z ,0 0,0000 0,0000 0,0001 0,0002 0,0003 0,0005 0,0007 0,0010 0,0013 0,0016 0,1 0,0020 0,0024 0,0029 0,0034 0,0039 0,0045 0,0051 0,0057 0,0064 0,0071 0,2 0,0079 0,0087 0,0095 0,0104 0,0113 0,0123 0,0133 0,0143 0,0153 0,0164 0,3 0,0176 0,0187 0,0199 0,0211 0,0224 0,0237 0,0250 0,0264 0,0278 0,0292 0,4 0,0307 0,0322 0,0337 0,0352 0,0368 0,0384 0,0401 0,0417 0,0434 0,0451 0,5 0,0469 0,0487 0,0504 0,0523 0,0541 0,0560 0,0579 0,0598 0,0618 0,0637 0,6 0,0657 0,0677 0,0698 0,0718 0,0739 0,0760 0,0781 0,0802 0,0823 0,0845 0,7 0,0867 0,0889 0,0911 0,0933 0,0956 0,0978 0,1001 0,1023 0,1046 0,1069 0,8 0,1093 0,1116 0,1139 0,1162 0,1186 0,1210 0,1233 0,1257 0,1281 0,1305 0,9 0,1329 0,1353 0,1377 0,1401 0,1425 0,1449 0,1473 0,1497 0,1521 0,1546 1,0 0,1570 0,1594 0,1618 0,1642 0,1666 0,1691 0,1715 0,1739 0,1763 0,1787 1,1 0,1811 0,1835 0,1859 0,1883 0,1906 0,1930 0,1954 0,1977 0,2001 0,2024 1,2 0,2048 0,2071 0,2094 0,2117 0,2140 0,2163 0,2186 0,2208 0,2231 0,2253 1,3 0,2276 0,2298 0,2320 0,2342 0,2364 0,2386 0,2407 0,2429 0,2450 0,2471 1,4 0,2492 0,2513 0,2534 0,2554 0,2575 0,2595 0,2615 0,2635 0,2655 0,2675 1,5 0,2694 0,2714 0,2733 0,2752 0,2771 0,2789 0,2808 0,2826 0,2844 0,2862 1,6 0,2880 0,2898 0,2915 0,2933 0,2950 0,2967 0,2984 0,3000 0,3017 0,3033 1,7 0,3049 0,3065 0,3081 0,3096 0,3111 0,3127 0,3142 0,3156 0,3171 0,3186 1,8 0,3200 0,3214 0,3228 0,3242 0,3255 0,3269 0,3282 0,3295 0,3308 0,3321 1,9 0,3333 0,3346 0,3358 0,3370 0,3382 0,3393 0,3405 0,3416 0,3428 0,3439 2,0 0,3450 0,3460 0,3471 0,3481 0,3491 0,3502 0,3511 0,3521 0,3531 0,3540 2,1 0,3550 0,3559 0,3568 0,3577 0,3585 0,3594 0,3602 0,3611 0,3619 0,3627 2,2 0,3635 0,3642 0,3650 0,3657 0,3665 0,3672 0,3679 0,3686 0,3693 0,3700 2,3 0,3706 0,3713 0,3719 0,3725 0,3731 0,3737 0,3743 0,3749 0,3755 0,3760 2,4 0,3765 0,3771 0,3776 0,3781 0,3786 0,3791 0,3796 0,3801 0,3805 0,3810 2,5 0,3814 0,3818 0,3823 0,3827 0,3831 0,3835 0,3839 0,3843 0,3846 0,3850 2,6 0,3854 0,3857 0,3861 0,3864 0,3867 0,3870 0,3873 0,3876 0,3879 0,3882 2,7 0,3885 0,3888 0,3891 0,3893 0,3896 0,3898 0,3901 0,3903 0,3906 0,3908 2,8 0,3910 0,3912 0,3915 0,3917 0,3919 0,3921 0,3923 0,3925 0,3926 0,3928 2,9 0,3930 0,3932 0,3933 0,3935 0,3936 0,3938 0,3939 0,3941 0,3942 0,3944 3,0 0,3945 0,3946 0,3948 0,3949 0,3950 0,3951 0,3952 0,3954 0,3955 0,3956 3,1 0,3957 0,3958 0,3959 0,3960 0,3961 0,3961 0,3962 0,3963 0,3964 0,3965 3,2 0,3966 0,3966 0,3967 0,3968 0,3968 0,3969 0,3970 0,3970 0,3971 0,3972 3,3 0,3972 0,3973 0,3973 0,3974 0,3974 0,3975 0,3975 0,3976 0,3976 0,3977 3,4 0,3977 0,3978 0,3978 0,3978 0,3979 0,3979 0,3979 0,3980 0,3980 0,3980 3,5 0,3981 0,3981 0,3981 0,3982 0,3982 0,3982 0,3982 0,3983 0,3983 0,3983 3,6 0,3983 0,3984 0,3984 0,3984 0,3984 0,3984 0,3985 0,3985 0,3985 0,3985 3,7 0,3985 0,3985 0,3985 0,3986 0,3986 0,3986 0,3986 0,3986 0,3986 0,3986 3,8 0,3987 0,3987 0,3987 0,3987 0,3987 0,3987 0,3987 0,3987 0,3987 0,3987 3,9 0,3987 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 4,0 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 0,3988 4,1 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 4,2 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 4,3 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 4,4 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 4,5 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 0,3989 Beispiel: L(=0,42)=0,0337

438 A.9 Energieversorgung mit PV-Anlagen 427 A.9 Energieversorgung mit PV-Anlagen A.9.1 Energieertrag Tages-Energieertrag P (A.9.1) pk Wd GA FA PR E0 Jahres-Energieertrag W A 365 W (A.9.2) d Performance Ratio der Anlage PR PR0 i (A.9.3) i Mittlere Performance Ratio für kristalline Silizium-Zellen PR0 csi 0,84 (A.9.4) A.9.2 Kosten pro Kilowattstunde Die Kilowattstunden-Kosten einer PV-Anlage ergeben sich aus der Kostenannuität AN der Anlage, bezogen auf den Jahres-Energieertrag W A. K AN ges kwh (A.9.5) WA

439 428 Anhang A.9.3 Kosten-Annuitäten-Methode Die Kosten-Annuität folgt aus Investition, Nutzungsdauer und laufende Kosten. AN IN WF( q, t) (A.9.6) mit dem Wiedergewinnungsfaktor 1 WF t q ( q1) WF( q, t) t q 1 (A.9.7) und dem Zinsfaktor q q1 z (A.9.8) Die Inflation bei Ersatzbeschaffungen und laufenden Kosten kann im Kalkulations-Zinssatz berücksichtigt werden. Kalkulationszinssatz: z Zinsfaktor q =1+z (A.9.9) Inflationsrate: i Zinsfaktor q i =1+i (A.9.10) Realzinsfaktor Realzinssatz q r q (A.9.11) q i z i r (A.9.12) 1 i Anmerkung: In der Literatur wird auch eine Näherung rz-i für i<<1 angegeben. Dies führt zu großen Fehlern bei hohen Inflationsraten! Empfehlung: immer (A.9.12) verwenden. 1 Engl. Recovery Factor RF

440 A.9 Energieversorgung mit PV-Anlagen 429 Tabelle A.9.1. Kostenzusammenstellung der Anlagenkomponenten Gegenstand IN Betriebsdauer WF (z,t) AN Gerät 1 IN 1 T 1 Jahre WF 1 IN 1 WF 1 Gerät 2 IN 2 T 2 Jahre WF 2 IN 2 WF 2 Gerät 3 IN 3 T 3 Jahre WF 3 IN 3 WF 3 Gerät Gerät n IN n T n Jahre WF n IN n WF n Installation IN inst T inst Jahre WF inst IN inst WF inst Summe IN i AN i Laufende Kosten (Wartung, Instandhaltung) LK Gesamt-Kostenannuität AN ges = AN i +LK Tabelle A.9.2. Wiedergewinnungsfaktor WF(z,T) t 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 1 1,010 1,020 1,030 1,040 1,050 1,060 1,070 1,080 1,090 1, ,508 0,515 0,523 0,530 0,538 0,545 0,553 0,561 0,568 0, ,340 0,347 0,354 0,360 0,367 0,374 0,381 0,388 0,395 0, ,256 0,263 0,269 0,275 0,282 0,289 0,295 0,302 0,309 0, ,206 0,212 0,218 0,225 0,231 0,237 0,244 0,250 0,257 0, ,173 0,179 0,185 0,191 0,197 0,203 0,210 0,216 0,223 0, ,149 0,155 0,161 0,167 0,173 0,179 0,186 0,192 0,199 0, ,131 0,137 0,142 0,149 0,155 0,161 0,167 0,174 0,181 0, ,117 0,123 0,128 0,134 0,141 0,147 0,153 0,160 0,167 0, ,106 0,111 0,117 0,123 0,130 0,136 0,142 0,149 0,156 0, ,096 0,102 0,108 0,114 0,120 0,127 0,133 0,140 0,147 0, ,089 0,095 0,100 0,107 0,113 0,119 0,126 0,133 0,140 0, ,082 0,088 0,094 0,100 0,106 0,113 0,120 0,127 0,134 0, ,077 0,083 0,089 0,095 0,101 0,108 0,114 0,121 0,128 0, ,072 0,078 0,084 0,090 0,096 0,103 0,110 0,117 0,124 0, ,068 0,074 0,080 0,086 0,092 0,099 0,106 0,113 0,120 0, ,064 0,070 0,076 0,082 0,089 0,095 0,102 0,110 0,117 0, ,061 0,067 0,073 0,079 0,086 0,092 0,099 0,107 0,114 0, ,058 0,064 0,070 0,076 0,083 0,090 0,097 0,104 0,112 0, ,055 0,061 0,067 0,074 0,080 0,087 0,094 0,102 0,110 0, ,053 0,059 0,065 0,071 0,078 0,085 0,092 0,100 0,108 0, ,051 0,057 0,063 0,069 0,076 0,083 0,090 0,098 0,106 0, ,049 0,055 0,061 0,067 0,074 0,081 0,089 0,096 0,104 0, ,047 0,053 0,059 0,066 0,072 0,080 0,087 0,095 0,103 0, ,045 0,051 0,057 0,064 0,071 0,078 0,086 0,094 0,102 0, ,044 0,050 0,056 0,063 0,070 0,077 0,085 0,093 0,101 0, ,042 0,048 0,055 0,061 0,068 0,076 0,083 0,091 0,100 0, ,041 0,047 0,053 0,060 0,067 0,075 0,082 0,090 0,099 0, ,040 0,046 0,052 0,059 0,066 0,074 0,081 0,090 0,098 0, ,039 0,045 0,051 0,058 0,065 0,073 0,081 0,089 0,097 0,106

441 430 Anhang A.10 CO 2 -Emission Referenzwerte für die spezifische CO 2 -Emission im Jahr 1998 [202]. Diese Werte sind aufgrund des sich laufend verändernden Energie- Nutzungsverhaltens der Weltbevölkerung auch laufenden Veränderungen unterworfen. Spezifische CO 2 -Emission aller Kraftwerke (1998) em 0 0,60 kg CO kwh 2 (A.10.1) Spezifische CO 2 -Emission fossiler Kraftwerke (1998) em fossil kg CO kwh 2 0,92 (A.10.2) Deutsche CO 2 -Emission im Jahr 2002 CO Emission t CO (A.10.3)

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448 Simulations-Software und Einstrahlungsdaten 437 Simulations-Software und Einstrahlungsdaten [400] INSEL: Solar-Simulationssystem. Internet: [401] Meteonorm: Strahlungsdaten-Generator. Internet: [402] PV*SOL: PV-Systeme Dimensionierung und Simulation. Internet: [403] SolEm: Netzgekoppelte PV-Systeme. Dimensionierung und Simulation. Internet: [404] SUNDI: Verschattungsanalysen. Internet: [405]Deutscher Wetterdienst (DWD): Klima+Umwelt/Klimadaten/Solarenergie. Internet: [406] Satel-Light: The European Database of Daylight and Solar Radiation. Internet: [407] World Radiation Data Centre (WRDC): Russian Federal Service for Hydrometeorology and Environmental Monitoring. Internet: [408] World Radiation WMO Data Centre: Voeikov Main Geophysical Observatory, World Radiation Data Centre. Internet: [409] Surface meteorology and Solar Energy: National Aeronautics and Space Administration (NASA). Internet: [410] Renewable Resource Data Center (RReDC): National Renewable Energy Laboratory, USA. Internet: [411] Environment Canada:. Internet:

449 Sachverzeichnis A Abzinsungsfaktor 156 AM-Zahl 19 Aufzinsungsfaktor 156 Autonomiefaktor 114, 120 Azimutwinkel 7,8 B Barwertfaktor 159 Batterie-Nennspannung 96 Bestrahlungsstärke 6 Bleiakkumulator 94 Break-even-Energiebedarf 168 Bypass-Diode 71 D Datum 7, 9 Deklination 7, 9 Dimensionierung - Solargenerator Batterie 114 Dorfstromversorgungsanlage 131 Dunkel-Kennlinie 34, 54 E Effektive Bestrahlungsstärke 68 Effektiv-Kennlinie 37 Effektiv-Parameter 42, 72 Einfallswinkel 6 Einfamilienhaus 146 Einspeisevergütung 171 Energieertrag 155 Entladetiefe 99, 114 Euro-Wirkungsgrad 105 Extraterrestrisches Spektrum 19, 205 F Füllfaktor 50 Funkstörung 110 G Geografische Breite 7, 15 Geografische Lage 7 Geografische Länge 7, 13 Gesetzliche Zeit 11 Globalstrahlung 23 Glühlampe 110 H Hot-Spot-Effekt 71 I Inflation 160 innerer Photoeffekt 33 Inselsystem 111, 162

450 440 Sachverzeichnis J Jahres-Energieertrag 155 Jahres-Kosten 156 Jahresstatistik 24, 223 K Kennlinienmessgerät 64 Kennlinienmessung 57 Kepler 11 Kilowattstunden-Kosten 156 Kostenannuität 156, 160 Kühlschrank 110, 135 Kurzschlussstrom 39 L Laderegler 101 Ladeschlussspannung 101 Lastprofil 93 Leerlaufspannung 39 Leistungstemperaturkoeffizient 67 Leuchtstofflampe 128, Lichtausbeute 110 Licht-Quanten 2 M Medizinkühlschrank 135 Messzyklus 61, 64 Missmatching 77 Mitteleuropäische Sommerzeit 10 Mitteleuropäische Zeit 10 Monatsmittelwerte 24, 223 MPP-Ermittlung 59 MPP-Spannung 39 MPP-Strom 39 MPP-Tracking 102 N Neigungswinkel 7 O Ölkrise 3 P Parallel-Innenwiderstand 56 Parallelregler 101 Peakleistung 67 Peakleistungs-Messgerät 65 Performance Ratio 112, 113 Photon 2, 33 Photostrom 34 pn-übergang 33 Pyranometer 68 R Referenzzelle 68 Relaisfunkstation 149 relativen Wirkungsgrad 67 S Satel-Light 28 Schaltungswirkungsgrad 79 Schattenlänge 17 Selen 2 Serien-Innenwiderstand 46, 50 Serienregler 101 Silizium-Solarzelle 3 Solar-Home-System, SHS 126 Solarkonstante 5 Solarzelle 33 Sonne 5 Sonnenaufgang 12 Sonnenscheindauer 12

451 Sachverzeichnis 441 Sonnenuhr 13, 213 Sonnenuntergang 12 Speichersystem 93 Sputnik 3 Standardabweichung 23 Staubbelag 89 Steigung M 43 Strahlungsfluss 6 Stundenwinkel 7, 10 T Tagesnummer 9 Taglänge 12 Tiefentladen 101 Tiefentladeschutz 101 Trinkwasserpumpe 108 U Überladen 101 Überladeschutz 101 Uhrzeit 7 Universal Time 10 V Vanguard 3 Verfügbarkeit 115 Verpolschutz 103 Verpolung 110 Vier-Leiter-Messung 69 W Wahre Ortszeit 10 Wechselrichter 104 Wiedergewinnungsfaktor 159 Wochenendhaus 139 Wohnhaus 146 Z Zeitgleichung 12 Zenitwinkel 7 Zwei-Dioden-Modell 37 Zyklenfestigkeit 99