Photovoltaik Engineering

Photovoltaik Engineering

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

Professor Dr.-Ing. Andreas Wagner Fachhochschule Dortmund Fachbereich Informations- und Elektrotechnik Sonnenstraße 96 44139 Dortmund Deutschland wagner@fh-dortmund.de ISBN 978-3-642-05412-9 e-isbn 978-3-642-05413-6 DOI 10.1007/978-3-642-05413-6 Springer Heidelberg Dordrecht London New York Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de 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 (www.springer.com)

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

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 100.000-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

Inhaltsverzeichnis Vorwort... V Inhaltsverzeichnis... VII Symbolverzeichnis... XI 1 Einführung... 1 1.1 Eine kurze Geschichte der Photovoltaik... 1 1.2 Photovoltaische Anwendungstechnik... 3 2 Solares Strahlungsangebot... 5 2.1 Spektrum des Sonnenlichtes... 5 2.2 Astronomische Gegebenheiten... 6 2.3 Einstrahlung auf die Horizontale... 22 2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche... 25 3 Solargenerator... 33 3.1 Ersatzschaltbild und Kennlinie der Solarzelle... 33 3.1.1 Ideale Solarzelle... 33 3.1.2 Ersatzschaltbilder mit konzentrierten Elementen... 35 3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie... 38 3.2.1 Kennlinien-Gleichung... 38 3.2.2 Berechnung der Gleichungsparameter... 41 3.2.3 Approximationsfunktion für die Steigung M... 43 3.2.4 Berechnungsbeispiel zur effektiven Solarzellen-Kennlinie... 44 3.3 Verlustwiderstände... 46 3.3.1 Serien-Innenwiderstand R s... 46 3.3.2 R s -Messung unter freiem Himmel... 48

VIII Inhaltsverzeichnis 3.3.3 R s -Messung aus nur einer Solarzellen-Kennlinie... 49 3.3.4 Einfluss der Bestrahlungsstärke auf den R s... 54 3.3.5 Parallel-Innenwiderstand R p... 56 3.4 Messung der Kennlinie... 57 3.4.1 Ausgewählte Prinzipschaltbilder zur Kennlinienmessung... 57 3.4.2 Realisierung eines Kennlinien-Messgerätes... 62 3.5 Qualitätskontrolle vor Ort... 66 3.5.1 Peakleistungsmessung... 66 3.5.2 Innenwiderstandsmessung... 70 3.6 Matchverluste... 71 3.6.1 Verlustbegrenzung durch Bypass-Diode... 71 3.6.2 Internes Mismatching... 77 3.7 Verluste durch Staub-Belag... 89 4 Komponenten von PV-Systemen... 93 4.1 Inselsysteme und Netzeinspeisesysteme... 93 4.2 Batterie... 94 4.3 Laderegler... 101 4.4 Wechselrichter... 104 4.5 Verbraucher... 110 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen... 111 5.1 Dimensionierung des Solargenerators... 111 5.2 Dimensionierung der Batterie... 114 5.3 Definition der Systemverfügbarkeit... 115 5.4 Verfügbarkeit als Zielgröße der Dimensionierung... 118 5.5 Einfluss der Batteriegröße auf die Verfügbarkeit... 120 5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen... 125 5.6.1 Solare Heimsysteme... 126 5.6.2 Dorfstromversorgungsanlagen... 131 5.6.3 Medizin-Kühlschrank... 135 5.6.4 Wochenendhaus... 139 5.6.5 Einfamilien-Wohnhaus... 146 5.6.6 Relaisfunkstation... 149 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen... 155 6.1 Jahres-Energieertrag von PV-Systemen... 155 6.2 Kosten pro Kilowattstunde... 156 6.2.1 Aufzinsungsfaktor und Abzinsungsfaktor... 156

Inhaltsverzeichnis IX 6.2.2 Barwertfaktor und Wiedergewinnungsfaktor... 158 6.3 Kosten-Annuitäten-Methode... 160 6.4 Ländliche Elektrifizierung mit Solar-Home-Systemen... 161 6.5 PV-Inselsystem vs. Netzerweiterung... 162 6.6 Einfamilien-Wohnhaus... 169 6.7 Netzeinspeiseanlage... 171 7 Energie-Ertragsgutachten... 175 7.1 Selbstverpflichtung der Ertragsgutachter... 175 7.1.1 Wetterdaten... 176 7.1.2 Systemkomponenten... 176 7.1.3 Standort, Vor-Ort-Termin, Verschattung... 177 7.1.4 Berechnungsverfahren... 177 7.1.5 Darstellung der Ergebnisse... 178 7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen... 179 7.2.1 Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Brucknerstraße... 179 7.2.2 Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Uhlenburg... 189 7.2.3 Kreuzkirche Sümmern, Kirschblütenweg... 192 7.2.4 Zusammenfassung... 201 Anhang... 203 A.1 Solares Strahlungsangebot... 204 A.1.1 Spektrum des Sonnenlichtes... 204 A.1.2 Astronomische Gegebenheiten... 210 A.1.3 Deklination Januar bis Juni... 218 A.1.4 Deklination Juli bis Dezember... 219 A.1.5 Zeitgleichung Januar bis Juni... 220 A.1.6 Zeitgleichung Juli bis Dezember... 221 A.1.7 Einstrahlung auf die Horizontale... 222 A.1.8 Einstrahlung auf geneigte Fläche... 266 A.1.9 Jährliche Schwankung der Globalstrahlung... 268 A.2 Solargenerator... 272 A.2.1 Effektive Solarzellen-Kennlinie... 272 A.2.2 PV-Modul-Datensammlung... 274 A.3 Ursachen für Minder-Leistung... 389 A.4 Mathcad Grundlagen... 392 A.5 Qualitätskontrolle... 395 A.5.1 Ermittlung der Kennwerte... 395 A.5.2 Peakleistung... 396 A.5.3 Serien-Innenwiderstand R s... 398

X Inhaltsverzeichnis A.5.4 Parallel-Innenwiderstand R p... 400 A.6 Matchverluste... 401 A.7 Anlagenkomponenten... 408 A.7.1 Bleibatterie... 408 A.7.2 Wechselrichter... 409 A.8 Systemdimensionierung... 422 A.8.1 Täglicher Energiebedarf... 422 A.8.2 Dimensionierung der Batterie... 422 A.8.3 Dimensionierung des Solargenerators... 423 A.8.4 Mittlere Verfügbarkeit... 424 A.9 Energieversorgung mit PV-Anlagen... 427 A.9.1 Energieertrag... 427 A.9.2 Kosten pro Kilowattstunde... 427 A.9.3 Kosten-Annuitäten-Methode... 428 A.10 CO 2 -Emission... 430 Literatur... 431 Literaturverzeichnis... 431 Weiterführende Literatur... 436 Zeitschriften... 436 Simulations-Software... 437 Sachverzeichnis... 439

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 ]

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]

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]

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

Symbolverzeichnis XV z Z Z T i u 10 100 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 ]

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.

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. 1.1.1. Die Erfinder der Silizium-Solarzelle Gerald Pearson, Darryl Chapin, Calvin Fuller

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 4.10.1957. Daraufhin brachten die USA ebenfalls einen Satelliten in eine Erdumlaufbahn. Am 17.3.1958 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

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. 1500 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.

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. 2200 Strahlungsintensität [W/m² m] 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 AM0 AM 1.5 5762K 400 200 0 0 1 2 3 Wellenlänge[m] Abb. 2.1.1. 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 2.1.1 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.

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.2.2.1. Einfallswinkel des Sonnenlichtes

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)

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. 2.2.2. 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. 2.2.3. 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

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. 2.2.4. 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

10 2 Solares Strahlungsangebot Das folgende Diagramm zeigt den Verlauf der Deklination während eines Jahres. Deklination [Grad] 25 20 15 10 5 0 5 10 15 20 25 0 45 90 135 180 225 270 315 360 Tagesnummer Abb. 2.2.5. 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

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. 2.2.6. 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.

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) 365 365 20 Zeitgleichung [min] 10 0 10 20 0 45 90 135 180 225 270 315 360 Tagesnummer Abb. 2.2.7. Zeitgleichung Aus dem Diagramm der Zeitgleichung ist ersichtlich, dass an 4 Tagen im Jahr (14.4., 14.6., 1.9 und 24.12.) 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. 2.2.8. Modell einer Sonnenuhr Zur experimentellen Überprüfung der hier vorgestellten Beziehungen eignet sich ein Sonnenuhrenmodell.

2.2 Astronomische Gegebenheiten 13 Fallbeispiel 2.2.1 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.

14 2 Solares Strahlungsangebot Fallbeispiel 2.2.2 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)

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.

16 2 Solares Strahlungsangebot Fallbeispiel 2.2.3 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.

2.2 Astronomische Gegebenheiten 17 Fallbeispiel 2.2.4 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. 2.2.9. Abschattungssituation einer PV-Pumpanlage Es soll die Schattenlänge L s mit der Entfernung L zum PV-Generator verglichen werden.

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 22.12. (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.

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. 2.2.10. 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 60 904-3 [78]) tritt an klaren Tagen näherungsweise zu bestimmten Uhrzeiten auf. Bei Bedarf können zu diesen Zeiten Messungen unter freiem Himmel durchgeführt werden.

20 2 Solares Strahlungsangebot Fallbeispiel 2.2.5 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.

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.

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

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)

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 2.3.1 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 2.3.1. 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 1044 1044 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.

2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche 25 2.4 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. 2.4.1. 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.

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.

2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche 27 Über das Internet-Portal www.satel-light.com 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. 28000 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 www.fallingrain.com/world bietet hier eine sehr umfangreiche weltweite Datenbank der geografischen Koordinaten selbst kleiner Orte und Dörfer.

28 2 Solares Strahlungsangebot Fallbeispiel 2.4.1 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. www.satel-light.com aufrufen und die Anmeldung durchführen. Abb. 2.4.2. Satel-Light Startmenü Menüpunkt SITE wählen zur Standortauswahl. Das folgende Menü wird geöffnet.

2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche 29 Abb. 2.4.3. 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. 2.4.4. Standortauswahl mit geografischen Koordinaten

30 2 Solares Strahlungsangebot Abb. 2.4.5. Bestätigung der Standort-Eigenschaften Geografischen Angaben ohne Änderungen mit NEXT quittieren. Abb. 2.4.6. Auswahl Zeitraum der Daten Die Zeitvorschläge ohne Änderungen übernehmen. 6 of 7 überspringen. Abb. 2.4.7. Anforderung der Globalstrahlungsdaten auf die Horizontale Mit SUBMIT Anfrage abschicken. Die Daten werden als Link an die e-mail-adresse gesandt.

2.4 Einstrahlung auf die geneigte Fläche 31 Nach Erhalt des Links die entsprechende Site aufrufen. Abb. 2.4.8. 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. 2.4.9. Geänderte Angaben für Globalstrahlung auf geneigte Fläche Mit SUBMIT Anfrage abschicken. Die Daten werden als Link an die e-mail-adresse gesandt.

32 2 Solares Strahlungsangebot Nach Erhalt des zweiten Links die entsprechende Site aufrufen. Abb. 2.4.10. 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.

3 Solargenerator 3.1 Ersatzschaltbild und Kennlinie der Solarzelle 3.1.1 Ideale Solarzelle Die Solarzelle ist ein Halbleiter-Bauelement zur direkten Wandlung des Sonnenlichtes in elektrische Energie. Abb. 3.1.1. 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.

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. 3.1.2. Ersatzschaltbild der idealen Solarzelle Abb. 3.1.2. zeigt den idealen Kennlinienverlauf (dunkel und beleuchtet). Abb. 3.1.3. Ersatzschaltbild der idealen Solarzelle Die Kennliniengleichung 3.1.2 beschreibt den Verlauf der Kennlinie ohne Durchbrucheffekte. Diese sind in der weiterführenden Literatur beschrieben [201].

3.1 Ersatzschaltbild und Kennlinie der Solarzelle 35 3.1.2 Ersatzschaltbilder mit konzentrierten Elementen Das Ersatzschaltbild nach Abb. 3.1.1 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%)

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 3.1.1. Solarzellen-Ersatzschaltbilder mit konzentrierten Elementen Ersatzschaltbild Erläuterung geringe Approximationsqualität U U 0 T I I I ( e 1) (3.1.4) ph Abb. 3.1.4. 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. 3.1.5. 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. 3.1.6. 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. 3.1.7. 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

3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 37 Keines der in Tabelle 3.1.1. 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. 3.1.5 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 60 891 wird in Kapitel 3.3 beschrieben. Abb. 3.1.8. 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 ).

38 3 Solargenerator 3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 3.2.1 Kennlinien-Gleichung Für die Berechnung von Anpassungsproblemen wird im Weiteren das Ersatzschaltbild für die effektive Solarzellen-Kennlinie herangezogen. Abb. 3.2.1. 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)

3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 39 Eine experimentell ermittelte Strom-Spannungs-Kennlinie einer Solarzelle habe das folgende Aussehen: Die Kennwerte Abb. 3.2.2. 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 (3.2.6.1) di Gleichungssystem 2: abhängiger Kennwert M U( I I ) U (3.2.6.2) pmax pmax

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 (3.2.6.1) mit (3.2.3) folgt U ( M R )( I I ) 0 (3.2.10.1) T pv ph 0 Aus (3.2.6.2) mit (3.2.1) folgt Upmax Ipmax Rpv UT 0 ph p max I ( e 1) I I 0 (3.2.10.2) 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.

3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 41 3.2.2 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 (3.2.6.2) 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 (3.2.10.1) 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)

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 (3.2.17.2) 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.

3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 43 3.2.3 Approximationsfunktion für die Steigung M Die Steigung M im Leerlaufpunkt ist definiert durch (3.2.6.1) du ( I 0) M (3.2.27) di Mit der Kennliniengleichung folgt mit (3.2.10.1) 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 1 2 3 4 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.

44 3 Solargenerator 3.2.4 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 3,25310 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.

3.2 Effektive Solarzellen-Kennlinie 45 Tabelle 3.2.1. 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. 3.2.3. 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

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. 3.3.1 Serien-Innenwiderstand R s Die Norm DIN EN 60 891 [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

3.3 Verlustwiderstände 47 Abb. 3.3.1. 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.

48 3 Solargenerator 3.3.2 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. 3.3.2. 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.

3.3 Verlustwiderstände 49 3.3.3 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 60 891 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 3.3.3 gezeigt gewählt wird [97]: Abb. 3.3.3. Veränderungsfaktor in Abhängigkeit vom Füllfaktor Mit diesem Strom-Verringerungsfaktor lässt sich die zweite Kennlinie zur R s -Ermittlung simulieren.

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 0.7 9 28FF 2.210 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)

3.3 Verlustwiderstände 51 Fallbeispiel 3.3.1 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 3.3.1. 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

52 3 Solargenerator Lösung zu a): Kennliniendiagramm Grafische Darstellung der Messergebnisse. Abb. 3.3.4. 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

3.3 Verlustwiderstände 53 Gleichungsparameter der Kennlinie 2 GP R U pv2 T 2 2 6 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

54 3 Solargenerator 3.3.4 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. 3.3.5. Kennlinien aus der Messreihe zur R s -Abhängigkeit

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. 3.3.6. 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.

56 3 Solargenerator 3.3.5 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 3.3.2. Mit den Messwerten (3.3.11) aus Fallbeispiel 3.3.1. folgt der Parallel-Innenwiderstand Rp L 2,7 k. (3.3.29)

3.4 Messung der Kennlinie 57 3.4 Messung der Kennlinie 3.4.1 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. 3.4.1. Messschaltung mit Steuerung des Solarzellenstroms

58 3 Solargenerator In der Messschaltung nach Abb. 3.4.1 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. 3.4.1 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. 3.4.2. Messschaltung mit Steuerung der Solarzellenspannung Die Spannung U an der Solarzelle folgt in der Messschaltung nach Abb. 3.4.2 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 3.4.1 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

3.4 Messung der Kennlinie 59 nach Abb.3.4.2 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 3.4.1. 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

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. 3.4.3. MPP-Ermittlung durch Parabel-Approximation Die Übereinstimmung des Parabelverlaufes mit dem Kennlinienabschnitt zwischen 15V und 17V zeigt die Genauigkeit des ermittelten MPP.

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. 3.4.4 zeigt das Prinzipschaltbild der Messanordnung. Abb. 3.4.4. Messschaltung mit Kondensator als variablem Widerstand Die Messung einer Kennlinie wird folgendermaßen durchgeführt: Tabelle 3.4.2. Messzyklus einer Kennlinienmessung S 1 S 2 S 3 Bemerkung 0 0 0 Ruhezustand Alle Schalter geöffnet 0 1 0 S 2 schließen Restentladung Kondensator C 1 1 0 S 1 schließen Kurzschluss PV-Generator kein gefährlicher Zustand! 1 0 0 S 2 öffnen Start des Messvorgangs 0 0 0 S 1 öffnen Ende des Messvorgangs 0 0 1 S 3 schließen Kondensator C entladen 0 0 0 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 3.4.2 gegeben.

62 3 Solargenerator 3.4.2 Realisierung eines Kennlinien-Messgerätes 3.4.2.1 Dynamik des Messvorgangs In Kapitel 3.4.1 ist das Prinzipschaltbild zur Messung der Solargeneratorkennlinie mittels eines Kondensators als variablen Lastwiderstand gegeben (Abb. 3.4.4). 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.

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 1 1 0 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.

64 3 Solargenerator 3.4.2.2 Blockschaltbild eines Kennlinien-Messgerätes Abb. 3.4.5. 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 3.4.2 angegebenen Funktionsfolge. Ein Prototyp des Kennlinienmessgerätes wurde 1993 im Rahmen eines Forschungsprojektes der Arbeitsgemeinschaft Solar Nordrhein Westfalen entwickelt [24].

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. 3.4.6. 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. 3.4.7. 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.

66 3 Solargenerator 3.5 Qualitätskontrolle vor Ort 3.5.1 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 60904 3 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 60904-3 Standard-Prüfbedingungen STC Standard Test Conditions W Bestrahlungsstärke E0 1000 2 m (3.5.1) Sonnenspektrum Air Mass AM 1,5 Zellentemperatur T 25C j0

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.

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.

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 60904-1 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

70 3 Solargenerator 3.5.2 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

3.6 Matchverluste 71 3.6 Matchverluste 3.6.1 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 3.6.1 In Tabelle 3.6.1. Sind die Ergebnisse der Kennlinienmessung zweier Einzelmodule angegeben, die zu Versuchszwecken in Reihe geschaltet werden. Tabelle 3.6.1. 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.

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 5.411 6.45 I sc I sc U oc U oc I m 3.417 4.422 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

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, 20510 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. 3.6.1. Kennlinien der unverschalteten PV-Module

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. 3.6.2. 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.

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. 3.6.3. Resultierende Kennlinie Reihenschaltung mit Bypass-Diode

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. 3.6.4. Resultierende Leistung Reihenschaltung mit Bypass-Diode Aus Abb. 3.6.4. 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.

3.6 Matchverluste 77 3.6.2 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. 3.6.5 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. 3.6.5. 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-

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 3.6.1 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.

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. 3.6.6. 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.

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 3.6.2 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.

3.6 Matchverluste 81 Fallbeispiel 3.6.3 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 3.6.2. 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. 3.6.7. Kennlinien der unverschalteten PV-Module

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 3.6.2. in einer Matrix des PV-Modul-Arrays zusammengefasst: 2.78 2.50 20.0 19.5 2.50 2.25 14.40 14.00 PVA 2.22 19.0 2.00 13.68 (3.6.22) 1.94 18.5 1.75 13.32 1.67 18.0 1.50 12.96 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

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

84 3 Solargenerator Die folgende Abbildung zeigt die resultierende Kennlinie der 5 in Reihe geschalteten Module: Abb. 3.6.8. Resultierende Kennlinie bei Reihenschaltung mit Bypass-Diode Für die Berechnung der resultierenden Kennlinie bei Parallelschaltung werden für vorgegebene Spannungen die resultierenden Ströme addiert. Abb. 3.6.9. Resultierende Kennlinie bei Parallelschaltung mit Rückstrom-Diode

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

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. 3.6.10. Leistungsverlauf bei Reihen- und Parallelschaltung

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

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.

3.7 Verluste durch Staub-Belag 89 3.7 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.

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. 3.7.1 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. 3.7.1. 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]

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. 3.7.2. 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.

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. 4.1.1. 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.

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. 4.1.2. 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)

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. 4.2.1. 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.

96 4 Komponenten von PV-Systemen Daraus lässt sich folgende qualitative Strom-Spannungs- Kennlinienschar für einen Bleiakkumulator im stationären Zustand ableiten [44], [45]: Abb. 4.2.2. 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).

4.2 Batterie 97 Fallbeispiel 4.2.1 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. 4.2.3. Arbeitspunkt bei Batterie-Direktanschluss

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-

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=300...1200 [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.

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.

4.3 Laderegler 101 4.3 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. 4.3.1. 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. 4.3.2. 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).

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.

4.3 Laderegler 103 Fallbeispiel 4.3.1 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. 4.3.3. 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.

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. 4.4.1 zeigt die typischen Wirkungsgradverläufe zweier unterschiedlicher Wechselrichter in Abhängigkeit von der Ausgangsleistung:

4.4 Wechselrichter 105 Abb. 4.4.1. 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) 10 100 10 1 k 1 9 9 100 10 (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 5 10 20 30 50 100 Durch den Euro-Wirkungsgrad ist ein Vergleich von Wechselrichtern über den gesamten typischerweise auftretenden Arbeitsbereich möglich.

106 4 Komponenten von PV-Systemen Fallbeispiel 4.4.1 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 4.4.2 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. 4.4.2. Vorschaltgerät für Leuchtstofflampen

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 4.4.1. 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

108 4 Komponenten von PV-Systemen Fallbeispiel 4.4.2 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. 4.4.3. 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 4.4.4 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.

Abb. 4.4.4. Wechselrichter für Trinkwasserpumpen 4.4 Wechselrichter 109

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.

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.

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. 5.1.1. 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)

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. 5.1.2. 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 5.1.2 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.

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.

5.3 Definition der Systemverfügbarkeit 115 5.3 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.

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)

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 2 2 2 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. 5.3.1. 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).

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

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

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 5.3.1 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)

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:

122 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Abb. 5.5.1. Mittlere Verfügbarkeit in Abhängigkeit vom Autonomiefaktor A F Mit dem Autonomiefaktor A F =1 liefert der Algorithmus nach Abb. 5.5.1 die gleichen mittleren Verfügbarkeiten wie in Beziehung (5.3.12) angegeben.

5.5 Einfluss der Batteriegröße auf die Verfügbarkeit 123 Die folgende Abb. 5.5.2 zeigt die mit dem Algorithmus nach Abb.5.5.1 berechneten mittleren Verfügbarkeiten für die Klimaregionen Philippinen und Senegal unter Anwendung der Strahlungsstatistiken, die auch bei Abb.5.3.1 verwandt wurden. Der Autonomiefaktor für die Speicherbatterie wurde im Bereich A F =1...7 variiert. Abb.5.5.2. 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.

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. 5.5.3. 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. 5.5.4 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.

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 125 Abb. 5.5.4. Mittlere Verfügbarkeit bei Überdimensionierung Abb. 5.5.4 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.

126 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen 5.6.1 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.

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 127 Fallbeispiel 5.6.1 Ein ländlicher Haushalt auf den Philippinen soll photovoltaisch mit elektrischer Energie versorgt werden. Abb. 5.6.1. Solar Home System auf den Philippinen Auf den Philippinen herrschen folgende klimatische Bedingungen: Jahresmittel der täglichen Einstrahlung GA = 4,59 kwh/m 2 (5.6.3.1) Standardabweichung = 1,47 kwh/m 2 (5.6.3.2) Die Realisierung der Anlage soll mit den folgenden Anlagen- Komponenten durchgeführt werden. Tabelle 5.6.1. 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

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 5.6.2 beschreibt den Grundbedarf an elektrischen Anwendungs-Geräten eines ländlichen Haushalts auf den Philippen: Tabelle 5.6.2. 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 (5.6.4.1) U N oder C 109 Ah (5.6.4.2) 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 (5.6.5.1) 2 GA aga (, ) 87% (5.6.5.2) 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.

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 (5.6.6.1) G kwh ( a ) 4,25 (5.6.6.2) 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)

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 (5.6.10.1) Ppk eff kwh 4, 49 (5.6.10.2) 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.

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 131 5.6.2 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 5.6.1 auch für Dorfstromversorgungsanlagen zu übernehmen und zusätzlich für einen Teil der Verbraucher eine höhere mittlere Verfügbarkeit sicherzustellen. Fallbeispiel 5.6.2 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 (5.6.16.1) Standardabweichung = 1,16 kwh/m 2 (5.6.16.2) 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.

132 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Abb. 5.6.2. 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 5.6.3. 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%

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. 5.6.3. 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.

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)

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 135 5.6.3 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 5.6.1 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 5.6.3 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 (5.6.26.1) Standardabweichung = 1,16 kwh/m 2 (5.6.26.2) Die Dimensionierung der Anlage soll mit den folgenden Anlagen- Komponenten nach der in Kapitel 5.6.1 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

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 5.6.4. 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 5.6.5 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 5.6.5. 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.

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 137 Der Solargenerator wird mit der Einstrahlung oder G GA Gdim (5.6.28.1) 2 2,84 kwh (5.6.28.2) 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, (5.6.31.1) 2 m Die realisierte mittlere Verfügbarkeit beträgt jetzt: ag ( eff ) 99,9%. (5.6.31.2) 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.

138 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Die folgenden Abbildungen zeigen die realisierte PV-Anlage der Krankenstation mit Batterie-Raum. Abb. 5.6.4. PV-Generator für Krankenstation mit Medizin-Kühlschrank Die 16 PV-Module sind in 8 parallele Strings à 2 Module verschaltet. Abb. 5.6.5. Batterieraum für Krankenstation mit Medizin-Kühlschrank Die 12V-Batterien sind in parallele Gruppen zu je zwei in Reihe geschalteten Batterien verschaltet.

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 139 5.6.4 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 7...10 (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.

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 5.6.4 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 5.6.6. 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

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 141 Berechnungsschema für partielle Mittelwerte (Beispiel: Berlin) Tabelle 5.6.7. 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 1044 1044 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 5.6.8. 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

142 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen Der elektrische Energiebedarf ergibt sich aus folgender Tabelle: Tabelle 5.6.9. 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

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 143 Lösung zu a). Aus der Strahlungsstatistik für Berlin (Tab. 5.6.6) 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)

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 5.6.8. 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 (5.6.52.1) A folgen die Funktionswerte (z) und L(z) aus den Tabellen im Anhang A.8.4. und Tabelle A.8.2: (z) = 0,3289 (5.6.52.2) Tabelle A.8.3: L(z) = 0,1449 (5.6.52.3)

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.

146 5 Dimensionierung von PV-Inselanlagen 5.6.5 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 5.6.10. 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 5.6.11. 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%

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 147 Tabelle 5.6.12. 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)

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 5.6.13. Ergebnisse der Dimensionierung Die Ergebnisse der Dimensionierung sind in Tabelle 5.6.13 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.

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 149 5.6.6 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. 5.6.6. 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.

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):

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 5.6.14. 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 5.6.15. 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

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 5.6.14. 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.

5.6 Dimensionierung ausgewählter Anwendungen 153 Abb. 5.6.7. Installation von 8 PV-Modulen in der Feuerschale Die 8 PV-Module wurden aus Platzgründen auf Gestelle mit 45 Neigung Richtung Süden installiert. Abb. 5.6.8. 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.

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. 2.2.3). 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

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. 6.2.1 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) 1 2 3 4 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)

6.2 Kosten pro Kilowattstunde 157 Fallbeispiel 6.2.1 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 B0 1000 Auszahlung nach 5 Jahren B 1403 5 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 0 1 2 t2 t1 t 1 1 1 1 1 1 2 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 6.2.2 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) 5 5 0 5 1000 1,07 1000 0,713 713 Werden heute 713 bei einer Bank mit 7% Jahreszins festgelegt, so stehen nach 5 Jahren die benötigten 1000 zur Verfügung.

158 6 Energieversorgung mit PV-Anlagen 6.2.2 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 0 1 2 3 T 1 KT Rate R R R R R 1 2 3 ( 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) 1 2 3 4 ( 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 1 2 3 4 ( T1) T q q 1q q q q q t 1 2 3 ( 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.

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.

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

6.4 Ländliche Elektrifizierung mit Solar-Home-Systemen 161 6.4 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 6.4.1. Kostenzusammenstellung für ein Solar-Home-System Gegenstand IN Betriebsdauer WF (8%) AN 80W-Modul 400 10 Jahre 0,149 59,61 Gestell 40 10 Jahre 0,149 5,96 Batterie 45 2,5 Jahre 0,457 20,57 Laderegler 60 7 Jahre 0,192 11,52 Kleinteile 50 10 Jahre 0,149 7,45 Installation 100 10 Jahre 0,149 14,90 Summe 695 120,01 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: 20. 12 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.

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 6.5.1 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.

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.

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 6.5.1 gibt eine Kostenzusammenstellung für die PV-Inselanlage. Tabelle 6.5.1. Kostenzusammenstellung für eine PV-Inselanlage Gegenstand IN Betriebsdauer WF (4%) AN Grundstück 25000 20 Jahre 0,074 1839,54 Baukosten PV-Generator 62720 20 Jahre 0,074 4615,05 Tragegestell 6272 20 Jahre 0,074 461,50 Batterie 22800 7 Jahre 0,167 3798,70 300V/400Ah Wechselrichter 15000 10 Jahre 0,123 1849,36 10 kw Summe 131792 12564,15 Laufende Kosten (Wartung, Instandhaltung) 3000,00 Gesamt-Kostenannuität AN ges = 15564,15

6.5 PV-Inselsystem vs. Netzerweiterung 165 Mit der in Tabelle 6.5.1. 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 6.5.1. 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 = 100 - Durchschnittlicher Tagesbedarf pro Haushalt W dh = 0,4 kwh

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. 6.5.1. Kosten pro kwh in Abhängigkeit von der Entfernung vom Netz

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. 6.5.2. Kosten pro kwh in Abhängigkeit vom Energiebedarf

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.

6.6 Einfamilien-Wohnhaus 169 6.6 Einfamilien-Wohnhaus Die PV-Anlage für ein abgelegenes Wohnhaus in Norditalien, die in Kapitel 5.6.5 dimensioniert wird, soll von einer Betreibergesellschaft an Hausbesitzer vermietet werden. Die Kosten-Kalkulation soll für die Betreibergesellschaft durchgeführt werden. Es gelten folgende Annahmen: Tabelle 6.6.1. Kostenzusammenstellung für ein Einfamilien-Wohnhaus Gegenstand IN Betriebsdauer WF (8%) AN PV-Module 640W 2880 20 Jahre 0,102 293,33 Gestell 320 20 Jahre 0,102 32,59 Batterie 48V/100Ah 620 8 Jahre 0,174 107,89 Laderegler 600 10 Jahre 0,149 89,42 Wechselrichter 1200 10 Jahre 0,149 178,84 1 kw Installationsmaterial 250 20 Jahre 0,102 25,46 Installation 640 20 Jahre 0,102 65,19 Summe 6510 792,72 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 6.6.1. dargestellt. Bei den laufenden Jahreskosten für Wartung und Instandhaltung wurden die anteiligen Lohnkosten für einen Wartungstechniker berücksichtigte (geschätzte Jahreslohnkosten 30000 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 5.6.5 folgendermaßen ermittelt: Wd 1,170 kwh (6.6.1)

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 6.6.1. 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%.

6.7 Netzeinspeiseanlage 171 6.7 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 6.7.1. Anlagen-Alternativen für eine Netzeinspeiseanlage Gegenstand Gemeinsam Variante 1 Variante 2 EUR PV-Generator 10392 2,04 kw PV-Gestell 1090 Solarkabel 70 Wechselrichter 1 1220 92 % Wechselrichter 2 500 82 % Kleinteile 30 Montage 1200 Summe 14002 13282 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

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 1 2071kWh (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 2 1846kWh (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)

6.7 Netzeinspeiseanlage 173 Die Anlagen-Investitionen für die beiden Varianten 1 und 2 wurden in Tabelle 6.7.1 ermittelt. Daraus folgen die beiden Kostenannuitäten: IN 14002 EUR AN 1030, 29 EUR ges1 ges1 IN 13282 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.

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.

176 7 Energie-Ertragsgutachten 7.1.1 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. 7.1.2 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 50380 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.

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. 7.1.3 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. 7.1.4 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.

178 7 Energie-Ertragsgutachten 7.1.5 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.

7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 179 7.2 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. 7.2.1 Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Brucknerstraße Abb. 7.2.1. 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

180 7 Energie-Ertragsgutachten Ermittlung der Einstrahlungsdaten aus der Satel-Light-Datenbank. Für Sümmern Brucknerstraße ergeben sich folgende Werte: Tabelle 7.2.1. Einstrahlungsdaten für PV-Anlage Sümmern Brucknerstraße Tagessummen der Globalstrahlung Monatsmittel Standort Sümmern Grad Minuten Geogr. Breite 51,4167 N 51 25 Geogr. Länge 7,7167 E 7 43 1996-2000 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 996 856 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

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 6 5 4 Strom [A] 3 2 1 0 0 5 10 15 20 Spannung [V] Abb.7.2.2. PV-Modulkennlinie BP 585F

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 2500-450 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)

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.

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. 2.5 2 Strom [A] 1.5 1 0.5 0 0 50 100 150 200 250 Spannung [V] Abb. 7.2.3. 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.

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. 2.5 2 Strom [A] 1.5 1 0.5 0 0 50 100 150 200 250 Spannung [V] Abb. 7.2.4. 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.

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

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 2004. 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 7.2.2. Jahressummen der Globalstrahlung in Dortmund Satel-Light 1996-2000 DWD 2000 DWD 2001 DWD 2002 DWD 2003 DWD 2004 996 kwh/m 2 987 1008 968 1165 1019-0,9% 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 7.2.3. Jahreserträge in Sümmern, Brucknerstraße 1996-2000 2000 2001 2002 2003 2004-0,9% 1,2% -2,9% 16,9% 2,3% 1,192 MWh 1,181 1,206 1,158 1,394 1,219 Tatsächliche Erträge ab 2002 1,084 1,424 1,206

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.

7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 189 7.2.2 Wohnhaus Iserlohn Sümmern, Uhlenburg Abb. 7.2.5. 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 7.2.1 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

190 7 Energie-Ertragsgutachten Ermittlung der Einstrahlungsdaten aus der Satel-Light-Datenbank. Für Sümmern Uhlenburg ergeben sich folgende Werte: Tabelle 7.2.4. Einstrahlungsdaten für PV-Anlage Sümmern Uhlenburg Tagessummen der Globalstrahlung Monatsmittel Standort Sümmern Grad Minuten Geogr. Breite 51,4167 N 51 25 Geogr. Länge 7,7167 E 7 43 1996-2000 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 996 1091 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

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 7.2.5. Jahreserträge in Sümmern, Uhlenburg 1996-2000 2000 2001 2002 2003 2004-0,9% 1,2% -2,9% 16,9% 2,3% 1,519 MWh 1,505 1,537 1,476 1,776 1,554 Tatsächliche Erträge ab 2002 1,382 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.

192 7 Energie-Ertragsgutachten 7.2.3 Kreuzkirche Sümmern, Kirschblütenweg Im Jahr 2002 wurde auf dem Ost- und dem Westdach der Kreuzkirche in Iserlohn Sümmern eine Photovoltaik-Anlage installiert. Abb. 7.2.6. 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.

7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 193 Abb. 7.2.7. 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.

194 7 Energie-Ertragsgutachten Ermittlung der Einstrahlungsdaten aus der Satel-Light-Datenbank. Für Sümmern Kirschblütenweg ergeben sich folgende Werte: Tabelle 7.2.6. Einstrahlungsdaten für PV-Anlage Sümmern Kirschblütenweg Tagessummen der Globalstrahlung Monatsmittel Standort Sümmern Grad Minuten Geogr. Breite 51,4167 N 51 25 Geogr. Länge 7,7167 E 7 43 1996-2000 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 996 932 696 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

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

196 7 Energie-Ertragsgutachten 6 5 4 Strom [A] 3 2 1 0 0 10 20 30 40 Spannung [V] Abb.7.2.8. 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.

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.

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. 8 6.4 Strom [A] 4.8 3.2 1.6 0 0 64 128 192 256 320 Spannung [V] Abb. 7.2.9. 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.

7.2 Vergleichendes Gutachten von drei PV-Anlagen 199 4 3.5 3 Strom [A] 2.5 2 1.5 1 0.5 0 0 64 128 192 256 320 Spannung [V] Abb. 7.2.10. 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.

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

201 Somit folgen die Jahresertragsprognosen in diesen 5 Jahren: Tabelle 7.2.7. Jahreserträge in Sümmern, Kreuzkirche 1996-2000 2000 2001 2002 2003 2004-0,9% 1,2% -2,9% 16,9% 2,3% 3,2 MWh 3,17 3,24 3,11 3,74 3,27 Tatsächliche Erträge ab 2003 3,002 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. 7.2.4 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.

Anhang A.1 Solares Strahlungsangebot... 204 A.1.1 Spektrum des Sonnenlichtes... 204 A.1.2 Astronomische Gegebenheiten... 210 A.1.3 Deklination Januar bis Juni... 218 A.1.4 Deklination Juli bis Dezember... 219 A.1.5 Zeitgleichung Januar bis Juni... 220 A.1.6 Zeitgleichung Juli bis Dezember... 221 A.1.7 Einstrahlung auf die Horizontale... 222 A.1.8 Einstrahlung auf geneigte Fläche... 266 A.1.9 Jährliche Schwankung der Globalstrahlung... 268 A.2 Solargenerator... 272 A.2.1 Effektive Solarzellen-Kennlinie... 272 A.2.2 PV-Modul-Datensammlung... 274 A.3 Ursachen für Minder-Leistung... 389 A.4 Mathcad Grundlagen... 392 A.5 Qualitätskontrolle... 395 A.5.1 Ermittlung der Kennwerte... 395 A.5.2 Peakleistung... 396 A.5.3 Serien-Innenwiderstand R s... 398 A.5.4 Parallel-Innenwiderstand R p... 400 A.6 Matchverluste... 401 A.7 Anlagenkomponenten... 408 A.7.1 Bleibatterie... 408 A.7.2 Wechselrichter... 409 A.8 Systemdimensionierung... 422 A.8.1 Täglicher Energiebedarf... 422 A.8.2 Dimensionierung der Batterie... 422 A.8.3 Dimensionierung des Solargenerators... 423 A.8.4 Mittlere Verfügbarkeit... 424 A.9 Energieversorgung mit PV-Anlagen... 427 A.9.1 Energieertrag... 427 A.9.2 Kosten pro Kilowattstunde... 427 A.9.3 Kosten-Annuitäten-Methode... 428 A.10 CO 2 -Emission... 430

204 Anhang A.1 Solares Strahlungsangebot A.1.1 Spektrum des Sonnenlichtes 2200 Strahlungsintensität [W/m² m] 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 AM0 AM 1.5 5762K 400 200 0 0 1 2 3 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)

A.1 Solares Strahlungsangebot 205 Tabelle A.1.1.1. 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 0,26 130 0,27 0,27 232 0,41 0,28 222 0,56 0,29 482 0,81 0,30 514 1,21 0,31 689 1,66 0,32 830 2,22 0,33 1059 2,93 0,34 1074 3,72 0,35 1093 4,52 0,36 1068 5,32 0,37 1181 6,15 0,38 1120 7,00 0,39 1098 7,82 0,40 1429 8,73 0,41 1751 9,92 0,42 1747 11,22 0,43 1639 12,47 0,44 1810 13,73 0,45 2006 15,14 0,46 2066 16,65 0,47 2033 18,17 0,48 2074 19,68 0,49 1950 21,15 0,50 1942 22,60 0,51 1882 24,01 0,52 1833 25,38 0,53 1842 26,74

206 Anhang Tabelle A.1.1.2. Extraterrestrisches Sonnenspektrum AM0 Wellenlänge m Spektrale Bestrahlungsstärke W m -2 m -1 Kumulative integrierte Bestrahlungsstärke % 0,54 1783 28,08 0,55 1725 29,38 0,56 1695 30,65 0,57 1712 31,91 0,58 1715 33,18 0,59 1700 34,44 0,60 1666 35,68 0,62 1602 38,10 0,64 1544 40,42 0,66 1486 42,66 0,68 1427 44,81 0,70 1369 46,88 0,72 1314 48,86 0,75 1235 51,69 0,80 1109 56,02 0,90 891 63,37 1,00 748 69,49 1,20 485 78,40 1,40 337 84,33 1,60 245 88,61 1,80 159 91,59 2,00 103 93,49 2,20 79 94,83 2,40 62 95,86 2,60 48 96,67 2,80 39 97,31 3,00 31 97,38 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 99,72 7 1 99,82 8 0,59 99,88 10 0,24 99,94 15 4,80E-02 99,98 20 1,50E-02 99,99 50 3,90E-04 100

A.1 Solares Strahlungsangebot 207 Tabelle A.1.2.1. 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 0,315 107,8 0,57 0,32 181,0 1,29 0,325 246,8 2,36 0,33 395,3 3,97 0,335 390,1 5,93 0,34 435,3 7,99 0,345 438,9 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 0,40 1031,1 46,17 0,41 1158,2 57,02 0,42 1184,0 68,74 0,43 1071,9 80,01 0,44 1302,0 91,88 0,45 1526,0 106,02 0,46 1599,6 121,65 0,47 1581,0 137,55 0,48 1628,3 153,60 0,49 1539,2 169,44 0,50 1548,7 184,88 0,51 1586,5 200,55 0,52 1484,9 215,91 0,53 1572,4 231,20 0,54 1550,7 246,81 0,55 1561,5 262,38 0,57 1501,5 293,01 0,59 1395,5 321,98 0,61 1485,3 350,78 0,63 1434,1 379,98 0,65 1419,9 408,52 0,67 1392,3 436,64 0,69 1130,0 461,86 0,71 1316,7 486,33 0,718 1010,3 495,46 0,7244 1043,2 502,21

208 Anhang Tabelle A.1.2.2. Terrestrisches Sonnenspektrum AM1,5 Wellenlänge m Spektrale Bestrahlungsstärke W m -2 m -1 Kumulative integrierte Bestrahlungsstärke W m -2 0,74 1211,2 519,79 0,7525 1193,9 534,82 0,7575 1175,5 540,75 0,7625 643,1 545,29 0,7675 1030,7 549,48 0,78 1131,1 562,99 0,80 1081,6 585,12 0,816 849,2 600,56 0,8237 785 606,85 0,8315 916,4 613,49 0,84 959,9 621,46 0,86 978,9 640,85 0,88 933,2 659,97 0,905 748,5 680,99 0,915 667,5 688,07 0,925 690,3 694,86 0,93 403,6 697,60 0,937 258,3 699,91 0,948 313,6 703,06 0,965 526,8 710,20 0,98 646,4 719,00 0,9935 746,8 728,41 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 1,137 132,2 805,32 1,161 339,0 810,98 1,18 460,0 818,57 1,20 423,6 827,40 1,235 480,5 843,22 1,29 413,1 867,80 1,32 250,2 877,75 1,35 32,5 881,99 1,395 1,6 882,75 1,4425 55,7 884,11 1,4625 105,1 885,72 1,477 105,5 887,25 1,497 182,1 890,12 1,52 262,6 895,24

A.1 Solares Strahlungsangebot 209 Tabelle A.1.2.3. Terrestrisches Sonnenspektrum AM1,5 Wellenlänge m Spektrale Bestrahlungsstärke W m -2 m -1 Kumulative integrierte Bestrahlungsstärke W m -2 1,539 274,2 900,34 1,558 275 905,56 1,578 244,6 910,75 1,592 247,4 914,19 1,61 228,7 918,48 1,63 244,5 923,21 1,646 234,8 927,05 1,678 220,5 934,33 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 7,5 998,79 1000

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)

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) 365 365 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)

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.

A.1 Solares Strahlungsangebot 213 Abb. A.1.2.1. Sommersonnenuhr Hauptteil 1

214 Anhang Abb. A.1.2.2. Sommersonnenuhr Seitenteil 2 Abb. A.1.2.3. Sommersonnenuhr Seitenteil 3

A.1 Solares Strahlungsangebot 215 Abb. A.1.2.4. Sommersonnenuhr Schattenwerfer Teil 4 Abb. A.1.2.5. Faltanweisung für Schattenwerfer

216 Anhang Abb. A.1.2.6. Uhrenziffernblatt Abb. A.1.2.7. Befestigungsstreifen für Schattenwerfer

A.1 Solares Strahlungsangebot 217 Abb. A.1.2.8. 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.1.2.5 falten. 11.Uhrenziffernblatt Abb. A.1.2.6 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.

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 22,00 2-22,95-16,93-7,37 4,77 15,25 22,13 3-22,87-16,65-6,98 5,15 15,55 22,27 4-22,77-16,35-6,60 5,53 15,83 22,38 5-22,67-16,05-6,22 5,92 16,13 22,50 6-22,55-15,75-5,83 6,28 16,42 22,62 7-22,43-15,43-5,45 6,67 16,70 22,72 8-22,30-15,12-5,05 7,05 16,97 22,82 9-22,17-14,80-4,67 7,42 17,23 22,90 10-22,02-14,48-4,27 7,78 17,50 22,98 11-21,87-14,17-3,88 8,15 17,77 23,05 12-21,72-13,83-3,48 8,52 18,03 23,13 13-21,55-13,50-3,10 8,88 18,28 23,18 14-21,38-13,17-2,70 9,25 18,52 23,25 15-21,20-12,82-2,30 9,62 18,77 23,30 16-21,02-12,48-1,92 9,97 19,00 23,33 17-20,83-12,13-1,52 10,32 19,23 23,37 18-20,63-11,78-1,12 10,67 19,45 23,40 19-20,42-11,43-0,73 11,02 19,67 23,42 20-20,22-11,07-0,33 11,37 19,88 23,43 21-20,00-10,72 0,07 11,72 20,10 23,45 22-19,77-10,35 0,47 12,05 20,30 23,45 23-19,55-9,98 0,85 12,38 20,50 23,43 24-19,30-9,62 1,25 12,72 20,68 23,42 25-19,07-9,25 1,63 13,05 20,87 23,40 26-18,82-8,88 2,03 13,37 21,05 23,38 27-18,57-8,50 2,43 13,70 21,22 23,35 28-18,30-8,13 2,82 14,02 21,38 23,30 29-18,05 3,22 14,33 21,55 23,25 30-17,77 3,60 14,63 21,70 23,20 31-17,50 3,98 21,85 Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (=Kalenderjahr+0,2422d)

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 8,45-3,02-14,30-21,73 2 23,08 17,88 8,08-3,40-14,62-21,90 3 23,00 17,62 7,72-3,80-14,93-22,05 4 22,92 17,37 7,35-4,18-15,25-22,18 5 22,83 17,10 6,98-4,57-15,55-22,32 6 22,73 16,83 6,60-4,95-15,85-22,45 7 22,63 16,55 6,23-5,33-16,15-22,57 8 22,53 16,27 5,87-5,72-16,45-22,68 9 22,42 15,98 5,48-6,10-16,73-22,78 10 22,30 15,70 5,10-6,48-17,02-22,88 11 22,17 15,40 4,73-6,85-17,30-22,97 12 22,03 15,10 4,35-7,23-17,58-23,05 13 21,90 14,80 3,97-7,62-17,85-23,12 14 21,75 14,50 3,58-7,98-18,12-23,18 15 21,60 14,20 3,20-8,35-18,38-23,25 16 21,43 13,88 2,82-8,73-18,63-23,30 17 21,28 13,57 2,43-9,10-18,88-23,35 18 21,10 13,25 2,05-9,47-19,13-23,38 19 20,93 12,92 1,65-9,82-19,37-23,40 20 20,75 12,60 1,27-10,18-19,60-23,43 21 20,57 12,27 0,88-10,55-19,82-23,43 22 20,37 11,93 0,48-10,90-20,05-23,45 23 20,17 11,60 0,10-11,25-20,25-23,43 24 19,97 11,25-0,28-11,60-20,47-23,43 25 19,75 10,92-0,68-11,95-20,67-23,42 26 19,53 10,57-1,07-12,30-20,87-23,38 27 19,32 10,22-1,47-12,63-21,05-23,35 28 19,08 9,87-1,85-12,98-21,23-23,30 29 18,87 9,52-2,23-13,32-21,42-23,25 30 18,62 9,17-2,63-13,65-21,58-23,20 31 18,38 8,80-13,97-23,13 Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (=Kalenderjahr+0,2422d)

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 1,00 10-7,38-14,30-10,50-1,48 3,65 0,82 11-7,80-14,32-10,23-1,22 3,68 0,62 12-8,18-14,32-9,97-0,95 3,72 0,42 13-8,57-14,30-9,70-0,68 3,73 0,22 14-8,95-14,27-9,43-0,42 3,75 0,00 15-9,30-14,23-9,15-0,17 3,75-0,20 16-9,65-14,18-8,87 0,07 3,75-0,42 17-10,00-14,12-8,58 0,32 3,73-0,63 18-10,32-14,03-8,28 0,55 3,70-0,85 19-10,63-13,95-7,98 0,77 3,67-1,07 20-10,93-13,85-7,70 0,98 3,62-1,28 21-11,23-13,75-7,40 1,20 3,57-1,50 22-11,52-13,63-7,10 1,42 3,50-1,72 23-11,78-13,50-6,80 1,60 3,43-1,93 24-12,03-13,35-6,48 1,80 3,35-2,15 25-12,27-13,20-6,18 1,98 3,25-2,37 26-12,50-13,05-5,88 2,15 3,15-2,57 27-12,72-12,88-5,58 2,32 3,05-2,78 28-12,92-12,70-5,28 2,47 2,93-3,00 29-13,10-4,97 2,62 2,80-3,20 30-13,28-4,67 2,77 2,67-3,40 31-13,43-4,37 2,53 Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (=Kalenderjahr+0,2422d)

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 7,88 10-5,15-5,37 2,83 12,83 16,10 7,43 11-5,30-5,22 3,18 13,10 16,02 6,98 12-5,43-5,05 3,53 13,35 15,90 6,53 13-5,55-4,88 3,90 13,60 15,77 6,07 14-5,67-4,72 4,25 13,85 15,63 5,58 15-5,78-4,52 4,60 14,07 15,48 5,12 16-5,88-4,32 4,95 14,30 15,32 4,63 17-5,98-4,12 5,32 14,52 15,12 4,15 18-6,07-3,90 5,67 14,72 14,93 3,65 19-6,13-3,68 6,03 14,90 14,72 3,17 20-6,20-3,45 6,38 15,08 14,48 2,67 21-6,27-3,22 6,73 15,25 14,25 2,17 22-6,32-2,97 7,08 15,42 14,00 1,67 23-6,35-2,72 7,43 15,57 13,73 1,17 24-6,38-2,47 7,78 15,70 13,45 0,67 25-6,40-2,20 8,13 15,83 13,15 0,17 26-6,42-1,92 8,47 15,93 12,85-0,33 27-6,42-1,65 8,82 16,03 12,53-0,83 28-6,40-1,37 9,15 16,13 12,20-1,32 29-6,38-1,07 9,48 16,20 11,87-1,82 30-6,37-0,77 9,82 16,27 11,50-2,30 31-6,32-0,47 16,32-2,78 Diese Werte wiederholen sich nach Ablauf eines tropischen Jahres (=Kalenderjahr+0,2422d)

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 1 2 2 ( 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)

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.1.9.5 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 1044 1044 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.1.9.1 bis A.1.9.40 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.

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 3166-1. 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.1.9.1 bis A.1.9.40 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.1.9.1 bis A.1.9.40 sind alphabetisch nach Ländercodes geordnet. Die Zuordnung der Ländernamen zu den Ländercodes ist in Tabelle A.1.8 angegeben.

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

226 Anhang Tabelle A.1.9.1. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 227 Tabelle A.1.9.2. 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

228 Anhang Tabelle A.1.9.3. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 229 Tabelle A.1.9.4. 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

230 Anhang Tabelle A.1.9.5. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 231 Tabelle A.1.9.6. 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

232 Anhang Tabelle A.1.9.7. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 233 Tabelle A.1.9.8. 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

234 Anhang Tabelle A.1.9.9. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 235 Tabelle A.1.9.10. 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

236 Anhang Tabelle A.1.9.11. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 237 Tabelle A.1.9.12. 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

238 Anhang Tabelle A.1.9.13. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 239 Tabelle A.1.9.14. 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

240 Anhang Tabelle A.1.9.15. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 241 Tabelle A.1.9.16. 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

242 Anhang Tabelle A.1.9.17. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 243 Tabelle A.1.9.18. 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

244 Anhang Tabelle A.1.9.19. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 245 Tabelle A.1.9.20. 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

246 Anhang Tabelle A.1.9.21. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 247 Tabelle A.1.9.22. 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

248 Anhang Tabelle A.1.9.23. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 249 Tabelle A.1.9.24. 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

250 Anhang Tabelle A.1.9.25. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 251 Tabelle A.1.9.26. 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

252 Anhang Tabelle A.1.9.27. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 253 Tabelle A.1.9.28. 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

254 Anhang Tabelle A.1.9.29. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 255 Tabelle A.1.9.30. 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

256 Anhang Tabelle A.1.9.31. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 257 Tabelle A.1.9.32. 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

258 Anhang Tabelle A.1.9.33. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 259 Tabelle A.1.9.34. 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

260 Anhang Tabelle A.1.9.35. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 261 Tabelle A.1.9.36. 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

262 Anhang Tabelle A.1.9.37. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 263 Tabelle A.1.9.38. 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

264 Anhang Tabelle A.1.9.39. 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

A.1 Solares Strahlungsangebot 265 Tabelle A.1.9.40. 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.1.9.1 bis A.1.9.40 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.1.9.1 bis A.1.9.40 sind alphabetisch nach Ländercodes geordnet. Die Zuordnung der Ländernamen zu den Ländercodes ist in Tabelle A.1.8 angegeben.

266 Anhang A.1.8 Einstrahlung auf geneigte Fläche Tabelle A.1.10.1. Flächenfaktoren Süd-Ost, Mitteleuropa (51 N, 7 O) s / a 0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 165 180 0 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 10 90 91 92 93 94 95 100 102 104 105 107 108 108 20 79 80 82 85 89 94 97 102 106 109 112 113 113 30 69 70 72 76 82 88 95 100 106 110 113 114 115 40 59 60 63 68 75 84 90 97 104 109 112 117 118 50 49 51 55 61 69 77 85 93 101 106 112 115 116 60 42 44 48 55 64 72 80 87 95 102 107 110 111 70 38 39 44 50 57 65 74 81 89 95 100 103 104 80 36 37 41 46 52 60 67 75 81 87 92 94 95 90 33 34 37 43 48 54 61 67 74 78 83 84 85 Tabelle A.1.10.2. Flächenfaktoren Süd-West, Mitteleuropa (51 N, 7 O) s / a 180 195 210 225 240 255 270 285 300 315 330 345 360 0 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 10 108 108 107 105 104 102 100 95 94 93 92 91 90 20 113 113 112 109 106 102 97 94 89 85 82 80 79 30 115 114 113 110 106 100 95 88 82 76 72 70 69 40 118 117 112 109 104 97 90 84 75 68 63 60 59 50 116 115 112 106 101 93 85 77 69 61 55 51 49 60 111 110 107 102 95 87 80 72 64 55 48 44 42 70 104 103 100 95 89 81 74 65 57 50 44 39 38 80 95 94 92 87 81 75 67 60 52 46 41 37 36 90 85 84 83 78 74 67 61 54 48 43 37 34 33 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.

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: 100 100 100 100 100 100 90 91 92 92 91 90 79 80 82 82 80 79 F A (A.1.34) 38 39 44 44 39 38 36 37 41 41 37 36 33 34 37 37 34 33 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)

268 Anhang A.1.9 Jährliche Schwankung der Globalstrahlung Tabelle A.1.11.1. Jahressummen der Globalstrahlung (DWD 2000-2008) Ort 1996-2000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Aachen 50,77 6,10 1009 1006 1054 1001 1200 1053 1078 1040 1040 1037 Augsburg 48,37 10,88 1121 1159 1167 1178 1274 1150 1163 1197 1225 1172 Bad Lippspringe 51,78 8,82 973 958 987 928 1129 969 1024 1054 962 898 Berlin 52,52 13,40 1044 982 1006 1004 1174 1031 1101 1120 1081 1077 Bocholt 51,83 6,60 1021 1008 1066 1033 1164 1036 1066 1054 1032 1038 Bochum 51,48 7,22 990 980 1003 981 1161 1010 1043 1047 1007 997 Bonn 50,73 7,10 998 1031 1068 1005 1192 1044 1074 1080 1022 1036 Braunlage 51,73 10,62 952 961 961 938 1085 913 1017 1066 988 948 Braunschweig 52,27 10,53 998 1023 1012 972 1152 1016 1062 1068 1034 1046 Bremen 53,08 8,80 992 972 990 973 1108 1009 1007 1022 976 1005 Chemnitz 50,83 12,92 988 1060 1008 1024 1183 1048 1129 1120 1106 1081 Coburg 50,25 10,97 1023 1110 1057 1067 1199 1034 1100 1131 1110 1071 Cottbus 51,77 14,33 1048 1039 1023 1049 1192 1087 1158 1163 1137 1082 Dortmund 51,52 7,45 996 987 1008 968 1165 1019 1048 1051 998 990 Dresden 51,05 13,75 995 1059 1007 1039 1196 1084 1146 1159 1127 1092 Düsseldorf 51,22 6,77 994 1020 1058 1026 1201 1025 1071 1073 1026 1031 Eisenach 50,85 10,32 993 1019 1016 983 1156 1022 1047 1086 1046 1008 Erfurt 50,98 11,03 1025 1071 1048 1001 1186 1066 1098 1089 1100 1055 Essen 51,45 7,02 991 989 1023 999 1166 1010 1051 1045 1008 1002 Flensburg 54,78 9,43 1002 925 949 983 1087 1003 1065 1037 1053 1068

A.1 Solares Strahlungsangebot 269 Tabelle A.1.11.2. Jahressummen der Globalstrahlung (DWD 2000-2008) Ort 1996-2000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Frankfurt a.m. 50,12 8,68 1047 1070 1082 1053 1226 1090 1098 1141 1101 1064 Freiburg 48,00 7,85 1174 1182 1184 1114 1262 1129 1153 1160 1119 990 Gießen 50,58 8,65 1031 1021 1050 994 1159 1035 997 1125 1073 1057 Göttingen 51,53 9,93 1000 981 1018 972 1156 1012 1003 1107 992 975 Hamburg 53,55 10,02 958 935 968 913 1111 996 1026 984 956 1015 Hannover 52,37 9,72 983 998 1001 966 1124 1012 1032 1045 1005 997 Harzgerode 51,63 11,15 1009 1038 1026 981 1136 1004 1082 1103 1050 1007 Heidelberg 49,42 8,70 1068 1098 1117 1076 1271 1111 1141 1161 1130 1076 Hof 50,32 11,92 1006 1060 1018 1012 1183 1020 1095 1104 1089 1059 Kaiserslautern 49,45 7,75 1077 1087 1103 1072 1270 1131 1148 1132 1130 1070 Karlsruhe 49,00 8,39 1104 1155 1165 1125 1323 1157 1188 1152 1162 1100 Kassel 51,32 9,50 984 975 1000 969 1139 993 1022 1093 1013 969 Kiel 54,33 10,13 1011 932 962 972 1105 1014 1069 1020 1023 1057 Koblenz 50,35 7,60 1000 1048 1079 1030 1214 1081 1085 1096 1066 1041 Köln 50,93 6,95 992 1031 1069 1012 1205 1057 1079 1080 1019 1035 Konstanz 47,67 9,18 1128 1146 1166 1170 1275 1148 1178 1190 1200 1157 Leipzig 51,30 12,33 1034 1097 1044 1025 1201 1072 1137 1143 1115 1078 List auf Sylt 55,02 8,43 1038 987 1004 1028 1112 1041 1082 1072 1085 1131 Lübeck 53,87 10,70 980 947 984 956 1125 1007 1067 1026 999 1059 Lüdenscheid 51,22 7,62 953 932 976 923 1134 959 1029 1049 940 955 Magdeburg 52,17 11,67 1038 1061 1044 999 1171 1049 1106 1107 1068 1084

270 Anhang Tabelle A.1.11.3. Jahressummen der Globalstrahlung (DWD 2000-2008) Ort 1996-2000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Mainz 50,00 8,27 1066 1093 1101 1082 1248 1118 1134 1151 1116 1079 Mannheim 49,49 8,46 1079 1077 1105 1061 1266 1136 1142 1148 1121 1072 München 48,15 11,58 1127 1162 1162 1183 1275 1153 1191 1228 1255 1186 Münster 51,97 7,63 1013 1000 1035 981 1161 1019 1058 1063 1011 1002 Nürnberg 49,45 11,08 1052 1059 1089 1084 1253 1114 1120 1137 1134 1100 Oldenburg 53,17 8,20 993 969 999 985 1114 1018 1019 1014 1008 1010 Osnabrück 52,27 8,05 989 975 1007 961 1131 996 1030 1049 994 964 Regensburg 49,02 12,10 1092 1111 1118 1113 1258 1133 1148 1185 1175 1128 Rostock 54,08 12,13 1028 997 1009 1002 1154 1045 1084 1086 1035 1091 Saarbrücken 49,23 7,00 1090 1109 1112 1098 1270 1121 1153 1131 1142 1081 Schleswig 54,52 9,55 1015 924 962 978 1100 1007 1073 1035 1054 1067 Siegen 50,87 8,03 958 956 990 938 1137 975 1034 1067 974 977 Stralsund 54,30 13,10 1041 1000 1011 975 1143 1046 1099 1101 1050 1112 Stuttgart 48,77 9,18 1098 1194 1188 1163 1329 1156 1193 1145 1188 1119 Trier 49,75 6,63 1040 1046 1080 1036 1209 1078 1104 1066 1107 1056 Ulm 48,40 10,00 1113 1156 1166 1172 1269 1129 1143 1160 1203 1141 Weihenstephan 48,40 11,73 1121 1168 1163 1176 1285 1166 1188 1233 1251 1184 Weimar 50,98 11,32 1018 1059 1036 1000 1180 1061 1106 1100 1095 1052 Weißenburg 51,73 13,35 1034 1101 1104 1095 1237 1131 1117 1139 1117 1112 Wilhelmshaven 53,52 8,13 980 971 1000 996 1102 1029 1026 1019 1019 1030 Würzburg 49,79 9,94 1073 1133 1106 1095 1275 1132 1121 1141 1154 1115

A.1 Solares Strahlungsangebot 271 Legende der Tabellen A.1.11.1 bis A.1.11.3 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 1 1 2 2 "Winkeleingabe mit Einheit Grad und Dezimal-Bruchteilen" r Erde 6371.110km 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)

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)

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 0 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 0 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 0 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 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 Spannung (innerer Photoeffekt). Abb. A.2.6 Variation I ph

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 0,74 557 1079 462 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

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] 2 1 0 0 5 10 15 20 25 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

276 Anhang Tabelle A.2.1.1. 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 0,33 182 1652 832 Fassad.modul 140 p-si 140,4 4,8 38,1 4,4 31,9-0,50 0,57 504 1200 950 MegaSlate-20V p-si 137,4 7,3 24,7 6,8 20,2-0,50 0,27 248 975 1316 MegaSlate-30V p-si 138,0 4,9 36,0 4,6 30,0-0,50 0,51 555 975 1316 a2peak P220-60/205 p-si 204,8 7,6 36,2 7,0 29,2-0,46 0,43 322 1667 1000 P220-60/210 p-si 210,6 7,7 36,5 7,1 29,6-0,46 0,41 334 1667 1000 P220-60/215 p-si 215,4 7,8 36,6 7,2 29,9-0,46 0,39 334 1667 1000 P220-60/220 p-si 219,9 7,9 36,9 7,3 30,2-0,46 0,38 334 1667 1000 P220-60/225 p-si 224,8 7,9 37,0 7,4 30,5-0,46 0,36 347 1667 1000 P220-60/230 p-si 230,7 8,0 37,3 7,5 30,8-0,46 0,35 346 1667 1000 P220-60/235 p-si 235,1 8,0 37,5 7,6 31,1-0,46 0,33 360 1667 1000 Advent Advent 160 p-si 160,1 5,4 42,7 4,9 33,0-0,48 0,95 510 1620 810 Advent 165 p-si 165,0 5,5 42,8 5,0 33,2-0,50 0,92 483 1620 810 Advent 170 p-si 170,0 5,7 42,9 5,1 33,4-0,50 0,88 465 1620 810 Advent 175 p-si 174,9 5,8 43,0 5,2 33,5-0,50 0,84 484 1620 810 Advent 180 p-si 180,1 5,9 43,1 5,4 33,6-0,50 0,81 481 1620 810 AEG PQ 10/40 p-si 42,0 2,6 22,2 2,4 17,8-0,44 0,79 622 1079 462 PQ 40/50 p-si 50,0 3,0 22,8 2,8 18,1-0,46 0,74 557 1079 462 AET SunGlobe A 165 P p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0,78 672 1237 1082 SunGlobe E 165P p-si 165,2 7,5 30,2 6,9 23,8-0,49 0,41 294 1669 832 SunGlobe E 175P p-si 175,2 7,8 30,7 7,2 24,3-0,49 0,39 284 1669 832 Aimex Ganymed M220 m-si 219,7 9,0 36,2 7,8 28,1-0,50 0,71 185 1680 990 Ganymed M225 m-si 225,0 9,0 36,4 8,0 28,3-0,50 0,60 209 1680 990 Ganymed M230 m-si 230,3 9,0 36,6 8,1 28,5-0,50 0,48 241 1680 990 Ganymed M235 m-si 235,3 9,1 36,7 8,2 28,7-0,50 0,45 249 1680 990 Ganymed M240 m-si 239,9 9,1 36,8 8,3 28,9-0,50 0,43 271 1680 990 Ganymed P190 p-si 190,4 7,6 35,9 6,9 27,6-0,50 0,59 304 1680 990 Ganymed P195 p-si 195,2 7,9 35,4 7,0 27,8-0,50 0,52 248 1680 990 Ganymed P200 p-si 200,5 8,2 35,9 7,2 28,0-0,50 0,69 210 1680 990 Ganymed P205 p-si 205,3 8,1 36,0 7,3 28,2-0,50 0,50 280 1680 990 Ganymed P210 p-si 210,2 8,2 36,4 7,4 28,4-0,50 0,50 293 1680 990 Ganymed P215 p-si 214,5 8,2 35,9 7,5 28,6-0,50 0,43 301 1680 990 Ganymed P220 p-si 220,4 8,3 36,4 7,6 29,0-0,50 0,43 301 1680 990 Ganymed P225 p-si 224,8 8,5 36,9 7,7 29,2-0,50 0,45 288 1680 990 SESE M170A/B m-si 170,2 8,3 28,8 7,6 22,4-0,50 0,38 241 1334 994 SESE M175A/B m-si 175,1 8,5 28,9 7,7 22,8-0,50 0,36 213 1334 994 SESE M180A/B m-si 180,0 8,5 29,0 7,8 23,2-0,50 0,33 215 1334 994 SESE M185A/B m-si 185,0 8,6 29,1 7,8 23,6-0,50 0,31 207 1334 994 SESE M190A/B m-si 190,3 8,7 29,2 7,9 24,0-0,50 0,28 211 1334 994 SESE M195A/B m-si 195,4 8,8 29,4 8,0 24,4-0,50 0,26 214 1334 994 SESE M200A/B m-si 199,9 8,9 29,6 8,1 24,8-0,50 0,25 196 1334 994 SESE P150A/B p-si 149,8 7,5 28,6 6,9 21,8-0,50 0,47 268 1334 994 SESE P155A/B p-si 154,7 7,6 29,3 7,0 22,0-0,50 0,49 295 1334 994 SESE P160A/B p-si 159,6 7,6 29,4 7,2 22,2-0,50 0,45 325 1334 994 SESE P165A/B p-si 164,6 7,7 29,5 7,4 22,4-0,50 0,43 332 1334 994 SESE P170A/B p-si 169,7 7,8 29,8 7,5 22,6-0,50 0,42 342 1334 994 SESE P175A/B p-si 174,9 7,9 29,9 7,7 22,8-0,50 0,41 348 1334 994

A.2 Solargenerator 277 Tabelle A.2.1.2. 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 0,63 299 445 985 H-7410 m-si 73,9 3,7 27,2 3,4 21,8-0,50 0,69 515 435 1185 H-8620 m-si 86,1 5,3 21,9 4,9 17,6-0,50 0,38 286 530 1185 AIT AIT-PL-5M-165 m-si 165,0 5,1 43,5 4,7 35,1-0,42 0,76 591 1580 790 AIT-PL-5M-170 m-si 170,1 5,2 43,6 4,8 35,8-0,42 0,70 533 1580 790 AIT-PL-5M-175 m-si 175,2 5,3 43,7 4,9 35,9-0,42 0,67 556 1580 790 AIT-PL-5M-180 m-si 180,0 5,5 43,8 5,0 36,0-0,42 0,66 511 1580 790 AIT-PL-6-215 m-si 215,0 8,0 36,5 7,4 28,9-0,42 0,44 341 1640 990 AIT-PL-6-220 m-si 220,8 8,1 36,6 7,6 29,2-0,42 0,42 342 1640 990 AIT-PL-6-225 m-si 225,1 8,2 36,8 7,6 29,5-0,42 0,41 333 1640 990 AIT-PL-6-230 m-si 230,2 8,4 36,9 7,8 29,7-0,42 0,39 321 1640 990 AIT-PL-6-235 m-si 235,0 8,5 37,0 7,9 29,9-0,42 0,38 319 1640 990 AIT-PL-6-240 m-si 240,0 8,5 37,1 8,0 30,0-0,42 0,37 342 1640 990 AIT-PL-6-245 m-si 245,0 8,6 37,2 8,1 30,3-0,42 0,35 352 1640 990 AIT-TYPE-35W/K p-si 40,0 2,5 22,5 2,3 17,6-0,47 0,99 588 600 657 AIT-TYPE-45W/D p-si 45,0 2,9 21,8 2,6 17,7-0,47 0,75 400 765 599 AIT-TYPE-50W/L p-si 50,1 3,1 22,6 2,8 17,8-0,47 0,80 443 756 657 AIT-TYPE-65W/A p-si 65,0 4,2 21,8 3,7 17,6-0,47 0,54 264 860 746 AIT-TYPE-65W/G p-si 65,2 4,3 22,7 3,8 17,2-0,47 0,88 332 1068 597 AIT-TYPE-65W/H p-si 65,0 4,2 22,0 3,7 17,6-0,47 0,58 251 850 738 AIT-TYPE-65W/I p-si 65,0 4,3 22,0 3,6 18,1-0,47 0,66 124 841 746 AIT-TYPE-70W/J p-si 70,0 4,3 22,7 3,9 17,8-0,47 0,56 359 1068 649 AIT-TYPE-85W/C p-si 85,0 5,4 22,0 5,0 16,9-0,47 0,46 305 1089 719 AIT-TYPE-90W/F p-si 90,0 5,7 22,0 5,0 18,2-0,47 0,37 156 1077 738 AIT-TYPE-90W/M p-si 90,1 5,7 22,5 5,1 17,8-0,47 0,44 229 1067 765 Akhter Group Akhter 135 p-si 136,9 8,1 22,5 7,5 18,2-0,32 0,24 201 1455 665 Akhter 200 p-si 204,8 8,1 33,8 7,5 27,3-0,32 0,37 303 1455 965 Akhter 245 p-si 252,2 8,1 41,3 7,6 33,4-0,32 0,44 369 1765 965 aleo solar aleo 150 L p-si 159,8 4,9 43,6 4,5 35,5-0,50 0,77 595 1600 800 aleo 150 L-6 p-si 159,1 7,2 30,5 6,8 23,4-0,43 0,46 350 1600 800 aleo 150 Labz p-si 159,8 4,9 43,6 4,5 35,5-0,50 0,77 595 1600 800 aleo 150 M p-si 155,8 4,9 43,5 4,4 35,4-0,50 0,81 547 1600 800 aleo 150 M-6 p-si 153,8 7,1 30,4 6,6 23,3-0,43 0,48 343 1600 800 aleo 150 S p-si 150,5 4,7 43,4 4,3 35,4-0,50 0,83 545 1600 800 aleo 150 S-6 p-si 148,5 6,9 30,3 6,4 23,2-0,43 0,50 334 1600 800 aleo 150 Super S p-si 134,6 4,5 43,0 3,9 34,5-0,50 1,20 368 1600 800 aleo 150 XL p-si 165,5 5,1 43,7 4,7 35,6-0,50 0,74 590 1600 800 aleo 150 XL-6 p-si 164,5 7,4 30,6 7,0 23,5-0,43 0,45 356 1600 800 aleo 150 XS p-si 144,7 4,6 43,3 4,1 35,3-0,50 0,90 484 1600 800 aleo 150 XXL p-si 169,6 5,1 43,8 4,8 35,7-0,50 0,71 630 1600 800 aleo 150 XXL-6 p-si 169,9 7,5 30,7 7,2 23,6-0,43 0,43 361 1600 800 aleo 150 XXS p-si 140,0 4,6 43,1 4,0 35,0-0,43 0,98 421 1600 800 aleo 150-6 L p-si 159,1 7,2 30,5 6,8 23,4-0,43 0,46 350 1600 800 aleo 150-6 M p-si 153,8 7,1 30,4 6,6 23,3-0,43 0,48 343 1600 800 aleo 150-6 S p-si 148,5 6,9 30,3 6,4 23,2-0,43 0,50 334 1600 800 aleo 150-6 XL p-si 164,5 7,4 30,6 7,0 23,5-0,43 0,45 356 1600 800 aleo 150-6 XXL p-si 169,9 7,5 30,7 7,2 23,6-0,43 0,43 361 1600 800 aleo 200-6 L p-si 205,1 7,6 36,8 7,0 29,3-0,43 0,47 340 1600 963 aleo 200-6 M p-si 199,3 7,5 36,7 6,9 29,1-0,43 0,50 326 1600 963 aleo 200-6 S p-si 195,1 7,4 36,6 6,8 28,9-0,43 0,51 346 1600 963

278 Anhang Tabelle A.2.1.3. 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 200-6 XL p-si 210,5 7,7 37,0 7,2 29,4-0,43 0,45 373 1600 963 aleo 200-6 XS p-si 190,3 7,2 36,5 6,7 28,4-0,43 0,53 386 1600 963 aleo 200-6 XXL p-si 215,3 7,8 37,2 7,3 29,7-0,43 0,44 353 1600 963 aleo S_03 150 m-si 153,6 4,9 43,3 4,4 34,9-0,43 0,87 502 1600 800 aleo S_03 155 m-si 157,5 5,0 43,4 4,5 35,0-0,43 0,85 502 1600 800 aleo S_03 160 m-si 163,8 5,1 43,5 4,6 35,6-0,43 0,76 489 1600 800 aleo S_03 165 m-si 168,3 5,2 43,6 4,7 35,8-0,43 0,72 487 1600 800 aleo S_03 170 m-si 168,7 5,3 43,7 4,7 35,9-0,43 0,77 393 1600 800 aleo S_03 175 m-si 176,4 5,5 43,8 4,9 36,0-0,43 0,73 400 1600 800 aleo S_03 180 m-si 180,5 5,6 43,9 5,0 36,1-0,43 0,71 402 1600 800 aleo S_16 165 p-si 165,6 7,5 30,5 6,9 24,0-0,43 0,42 287 1660 830 aleo S_16 170 p-si 170,1 7,6 30,6 7,0 24,3-0,43 0,39 283 1660 830 aleo S_16 175 p-si 175,4 7,7 30,7 7,1 24,7-0,43 0,36 278 1660 830 aleo S_16 180 p-si 180,0 7,8 30,8 7,2 25,0-0,43 0,34 275 1660 830 aleo S_16 185 p-si 185,4 7,9 31,0 7,3 25,4-0,43 0,32 272 1660 830 aleo S_16 190 p-si 190,2 7,9 31,0 7,4 25,7-0,43 0,28 294 1660 830 aleo S_17 175 m-si 176,1 8,2 30,1 7,4 23,8-0,43 0,39 225 1660 830 aleo S_17 180 m-si 180,0 8,2 30,3 7,5 24,0-0,43 0,37 249 1660 830 aleo S_17 185 m-si 186,2 8,3 30,6 7,6 24,5-0,43 0,35 247 1660 830 aleo S_17 190 m-si 191,0 8,4 30,6 7,7 24,8-0,43 0,32 242 1660 830 aleo S_17 165 m-si 165,9 8,1 29,3 7,2 23,2-0,43 0,41 194 1660 830 aleo S_17 170 m-si 170,4 8,1 30,0 7,3 23,5-0,43 0,42 216 1660 830 aleo S_17 175 m-si 174,9 8,2 30,1 7,4 23,8-0,43 0,39 225 1660 830 aleo S_18 210 p-si 209,9 8,0 36,2 7,4 28,4-0,43 0,47 329 1660 990 aleo S_18 215 p-si 215,1 8,1 36,3 7,5 28,6-0,43 0,45 331 1660 990 aleo S_18 220 p-si 220,0 8,2 36,4 7,6 28,8-0,43 0,43 330 1660 990 aleo S_18 225 p-si 225,0 8,3 36,5 7,8 29,0-0,43 0,42 330 1660 990 aleo S_18 230 p-si 230,1 8,4 36,6 7,9 29,2-0,43 0,40 329 1660 990 Alfasolar 105 P p-si 105,1 6,6 21,2 6,1 17,3-0,40 0,27 219 1293 660 105 P12/24 p-si 105,0 6,5 21,4 5,9 17,8-0,50 0,26 179 1315 660 112 P p-si 112,1 6,8 22,4 6,3 17,7-0,40 0,32 245 1293 660 120 M m-si 119,9 7,4 21,7 6,7 17,9-0,45 0,24 176 1293 660 120 M12/24 m-si 119,9 7,4 21,7 6,7 17,9-0,45 0,24 176 1315 660 120 P-6 p-si 120,1 8,2 22,0 7,0 17,1-0,43 0,59 95 1482 670 120 P-6 (125) p-si 125,2 8,3 22,0 7,3 17,2-0,43 0,37 136 1482 670 120 P-6 (130) p-si 130,4 8,3 22,0 7,6 17,2-0,43 0,29 180 1482 670 120 P-6 (135) p-si 135,3 8,4 22,0 7,8 17,3-0,43 0,26 206 1482 670 150 P p-si 150,0 5,0 42,2 4,6 32,8-0,50 0,92 623 1580 800 160 P p-si 159,8 5,0 42,8 4,5 35,6-0,50 0,69 475 1580 800 160 P12 p-si 160,010,0 21,4 9,0 17,8-0,50 0,17 119 1580 800 160 P24 p-si 160,0 5,0 42,8 4,5 35,6-0,50 0,69 476 1580 800 170 P p-si 168,610,8 22,4 9,8 17,2-0,50 0,25 139 1580 800 170 P/175 p-si 175,110,8 22,4 10,1 17,3-0,40 0,22 165 1580 800 180 M m-si 179,911,5 22,6 10,4 17,3-0,37 0,26 129 1580 800 180 P p-si 179,4 5,6 43,9 5,2 34,5-0,44 0,79 585 1580 800 180 PQ 6L p-si 180,4 7,5 33,6 6,9 26,0-0,43 0,49 336 1475 986 180 PQ 6L (185W) p-si 184,7 8,3 32,4 7,5 24,5-0,43 0,42 246 1475 986 180 PQ 6L (190W) p-si 189,7 8,3 32,6 7,6 24,9-0,43 0,47 274 1475 986 180 PQ 6L (195W) p-si 195,0 8,4 32,9 7,7 25,2-0,43 0,45 290 1475 986 180 PQ 6L (200W) p-si 200,2 8,5 33,1 7,9 25,4-0,43 0,44 286 1475 986 180 PQ 6L (205W) p-si 205,3 8,6 33,3 8,0 25,7-0,43 0,42 303 1475 986 210 MQ 6L m-si 210,1 8,0 33,5 7,6 27,5-0,43 0,32 340 1475 986

A.2 Solargenerator 279 Tabelle A.2.1.4. 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 0,41 436 1580 950 250 P p-si 250,015,2 22,0 14,4 17,4-0,50 0,14 120 1580 1184 275 P 6 p-si 275,1 7,8 49,5 7,2 38,0-0,43 0,71 483 1570 1255 275 P L p-si 275,1 7,8 49,5 7,2 38,0-0,43 0,71 483 1570 1255 55 S m-si 55,1 3,7 21,7 3,2 17,5-0,45 0,74 211 1000 457 TSM-180D m-si 180,3 5,4 44,7 4,9 36,8-0,37 0,68 540 1581 209 Algatec Solar ASM-m. 1A-5/165 m-si 168,5 5,3 44,2 4,8 35,1-0,48 0,84 563 1595 815 ASM-m.1A-5/170 m-si 172,5 5,3 44,2 4,9 35,2-0,48 0,79 623 1595 815 ASM-m.1A-5/175 m-si 175,7 5,3 44,3 5,0 35,5-0,48 0,75 648 1595 815 ASM-p. 1-6/200 p-si 202,3 7,7 34,9 7,2 28,3-0,43 0,38 343 1650 1010 ASM-p. 1-6/205 p-si 209,2 7,8 36,3 7,3 28,9-0,43 0,44 360 1650 1010 ASM-p. 1-6/210 p-si 211,7 7,8 36,4 7,3 29,0-0,43 0,43 358 1650 1010 ASM-p. 1-6/215 p-si 216,8 8,0 36,4 7,5 29,1-0,43 0,42 340 1650 1010 ASM-p. 1-6/220 p-si 221,9 8,2 36,5 7,6 29,2-0,43 0,41 337 1650 1010 ASM-p. 1-6/225 p-si 225,7 8,3 36,6 7,7 29,5-0,43 0,39 320 1650 1010 ASM-p. 3-6/200 p-si 198,8 7,9 35,7 7,2 27,8-0,46 0,51 305 1650 1010 ASM-p. 3-6/205 p-si 205,9 7,9 35,8 7,4 28,0-0,46 0,46 356 1650 1010 ASM-p. 3-6/210 p-si 210,2 7,9 35,8 7,4 28,4-0,46 0,43 352 1650 1010 ASM-p. 3-6/215 p-si 214,5 8,0 35,9 7,5 28,6-0,46 0,41 362 1650 1010 ASM-p. 3-6/220 p-si 218,9 8,0 36,2 7,6 28,8-0,46 0,41 376 1650 1010 ASM-p. 3-6/225 p-si 226,0 8,2 36,5 7,8 28,9-0,46 0,41 377 1650 1010 ASM-p. 3-6/230 p-si 230,0 8,3 36,7 7,9 29,3-0,46 0,40 359 1650 1010 ASM-p. CS3-6/210 p-si 212,3 8,0 36,1 7,5 28,5-0,46 0,44 341 1650 1010 ASM-p. CS3-6/215 p-si 215,9 8,1 36,3 7,6 28,6-0,46 0,44 341 1650 1010 ASM-p. CS3-6/220 p-si 219,6 8,2 36,4 7,7 28,7-0,46 0,44 339 1650 1010 Alimex Io P 155 p-si 155,0 7,6 28,6 7,1 22,0-0,43 0,43 286 1318 994 Kalysto P 165 p-si 165,0 7,3 30,5 6,5 25,3-0,43 0,35 216 1660 830 Kalysto P 180 p-si 180,0 7,5 31,0 6,9 26,1-0,43 0,28 257 1660 830 Alwitra EvalonV-Solar 136 a-si(3) 136,3 5,1 46,2 4,1 33,0-0,21 5,52 248 3360 1050 EvalonV-Solar 204 a-si(3) 204,4 5,1 69,3 4,1 49,5-0,21 8,28 372 3360 1550 EvalonV-Solar 272 a-si(3) 272,6 5,1 95,4 4,1 66,0-0,21 12,23 627 6000 1050 EvalonV-Solar 408 a-si(3) 408,9 5,1 138,6 4,1 99,0-0,21 16,57 743 6000 1550 Evalon-Solar 128 a-si(3) 128,0 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6,54 321 2850 790 Evalon-Solar 192 a-si(3) 192,1 4,8 71,4 3,9 49,5-0,21 9,81 482 2850 1185 Evalon-Solar 256 a-si(3) 256,1 4,8 95,2 3,9 66,0-0,21 13,08 643 5490 790 Evalon-Solar 3.36 a-si(3) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,15 171 2850 395 Evalon-Solar 384 a-si(3) 384,1 4,8 142,8 3,9 99,0-0,21 19,62 964 5490 1185 Evalon-Solar 6.0 a-si(3) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6,31 341 5490 395 Ammini ASM-06004A m-si 4,0 0,63 11,5 0,57 7,1-0,50 5,73 1566 295 185 ASM-12004A m-si 4,0 0,31 21,0 0,28 14,3-0,50 17,66 5181 240 215 ASM-12008A m-si 8,0 0,56 21,0 0,50 16,0-0,50 5,83 2269 370 235 ASM-12010A m-si 10,0 0,70 21,0 0,63 15,9-0,50 4,60 1948 465 235 ASM-12012A m-si 12,0 0,84 21,0 0,76 15,8-0,50 3,80 1691 545 245 ASM-12015A /m. m-si 15,0 1,0 21,0 0,9 16,7-0,50 2,22 1252 500 350 ASM-12020A m-si 20,0 1,4 21,0 1,3 15,9-0,50 2,30 974 705 350 ASM-12040A m-si 40,0 2,7 21,0 2,4 16,5-0,50 0,87 474 1015 450 ASM-12050A m-si 50,0 3,3 21,0 3,0 16,8-0,50 0,64 372 1015 450 ASM-12075A /m. m-si 75,0 5,0 21,0 4,5 16,7-0,50 0,44 250 1220 540 ASM-12015A /p. p-si 15,0 1,0 21,0 0,9 16,7-0,50 2,22 1252 645 290

280 Anhang Tabelle A.2.1.5. 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 2,39 1116 645 290 ASM-12035A p-si 35,0 2,4 21,0 2,2 16,2-0,50 1,10 549 850 410 ASM-12037A p-si 37,0 2,5 21,0 2,3 16,4-0,50 0,95 514 1015 450 ASM-12065A p-si 65,0 4,5 21,0 4,1 16,1-0,50 0,65 297 1220 540 ASM-12070A p-si 70,0 4,7 21,0 4,2 16,6-0,50 0,49 270 1220 540 ASM-12075A /p. p-si 75,0 5,0 21,0 4,5 16,7-0,50 0,44 250 1220 540 Antec Solar ATF 36 CdTe 36,0 1,0 79,0 0,7 50,0-0,18 68,16 913 1200 600 ATF 43 CdTe 42,9 1,1 81,0 0,8 53,0-0,18 67,26 1694 1200 600 ATF 50 CdTe 49,8 1,1 85,0 0,9 56,0-0,18 56,53 3093 1200 600 Arntjen Solar Sun Earth 150 m-si 150,1 5,1 43,2 4,4 34,2-0,40 1,42 314 1580 808 Sun Earth 160 m-si 160,2 5,2 43,4 4,6 34,6-0,40 0,89 457 1580 808 Sun Earth 165 m-si 165,0 5,3 43,6 4,8 34,6-0,40 0,85 525 1580 808 Sun Earth 170 m-si 170,1 5,3 44,0 4,9 35,0-0,40 0,82 550 1580 808 AS Solar AS Celaeno M 195W m-si 196,3 7,4 35,5 6,9 28,5-0,49 0,43 360 1691 1002 AS Celaeno M 200W m-si 201,3 7,7 36,6 7,0 28,6-0,49 0,51 336 1691 1002 AS Celaeno M 205W m-si 206,3 7,8 36,2 7,2 28,9-0,49 0,45 315 1691 1002 AS Celaeno M 210W m-si 209,6 7,9 36,4 7,2 29,0-0,49 0,45 306 1691 1002 AS Celaeno M 215W m-si 214,0 8,0 36,5 7,4 29,0-0,49 0,44 342 1691 1002 AS Seginius M 220W m-si 219,9 8,4 36,4 7,5 29,2-0,43 0,45 236 1660 990 AS Seginius M 225W m-si 225,0 8,4 36,5 7,7 29,3-0,43 0,42 276 1660 990 AS Seginius M 230W m-si 229,9 8,5 36,6 7,8 29,4-0,43 0,39 310 1660 990 AS Seginius M 235W m-si 236,0 8,5 36,7 8,0 29,5-0,43 0,38 350 1660 990 AS Seginius M 240W m-si 239,8 8,5 36,8 8,1 29,6-0,43 0,37 370 1160 990 AS Antares P 210W p-si 210,2 7,9 36,2 7,2 29,2-0,50 0,42 306 1680 990 AS Antares P 215W p-si 215,4 8,0 36,3 7,4 29,3-0,50 0,41 308 1680 990 AS Antares P 220W p-si 220,1 8,1 36,5 7,5 29,4-0,50 0,41 323 1680 990 AS Antares P 225W p-si 225,3 8,2 36,7 7,6 29,7-0,50 0,39 321 1680 990 AS Antares P 230W p-si 230,2 8,3 36,9 7,7 29,9-0,50 0,38 320 1680 990 AS Seginius P 215W p-si 215,0 7,9 36,9 7,4 29,0-0,46 0,46 370 1160 990 AS Seginius P 220W p-si 220,0 8,0 37,1 7,6 29,1-0,46 0,46 374 1160 990 AS Seginius P 225W p-si 225,0 8,2 37,3 7,7 29,3-0,46 0,45 369 1160 990 AS Seginius P 230W p-si 230,0 8,3 37,5 7,8 29,5-0,46 0,45 369 1160 990 AS Seginius P 235W p-si 235,0 8,4 37,7 7,9 29,6-0,46 0,44 363 1660 990 Asola 150 W-40/156p p-si 150,0 7,9 24,6 7,5 20,0-0,43 0,25 260 1652 669 230 WI60-156p p-si 230,2 8,6 36,6 8,0 29,0-0,43 0,41 319 1660 990 270 WI72-156m m-si 270,6 8,2 43,1 7,6 35,6-0,51 0,40 369 1979 990 270 WI72-156p p-si 270,1 8,1 43,9 7,3 37,0-0,45 0,40 290 1979 990 asola 155W 40-156m m-si 156,0 8,3 24,4 7,8 20,0-0,49 0,23 232 669 1652 asola 175 W 48-156p p-si 173,9 7,8 29,2 7,2 24,3-0,46 0,28 237 1979 670 ASS Automotive Solar Systems ASS 120 W-60/125m m-si 120,0 4,5 36,0 4,3 28,2-0,43 0,79 652 1343 799 ASS 150 W-40/156p p-si 150,0 7,9 24,6 7,5 20,0-0,43 0,25 260 1652 669 ASS 150 W-44/150m m-si 150,0 7,2 27,1 6,8 22,0-0,43 0,31 297 1745 643 ASS 150 W-44/150p p-si 150,0 7,2 27,1 6,8 22,0-0,43 0,31 297 1745 643 ASS 160 W-40/156m m-si 155,0 8,2 24,7 7,8 20,0-0,43 0,25 241 1652 669 ASS 165 W/48-156p p-si 159,4 7,7 29,0 6,9 23,1-0,43 0,40 215 1316 992 ASS 220 W/60-156p p-si 219,8 8,2 36,6 7,5 29,3-0,43 0,43 297 1660 990 ASS 240 W/60-156m m-si 239,6 8,6 36,6 7,8 30,8-0,43 0,31 241 1680 990

A.2 Solargenerator 281 Tabelle A.2.1.6. 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 0,40 99 1447 661 AP-110 m-si 110,2 7,5 20,7 6,6 16,7-0,44 0,29 127 1477 661 AP-1106 m-si 110,2 7,5 20,7 6,6 16,7-0,44 0,29 127 1476 660 AP-120 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,44 0,25 190 1447 661 AP-1206 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,44 0,25 190 1476 660 AP-140 m-si 140,2 9,2 21,0 8,2 17,1-0,44 0,22 118 1872 778 AP-150 m-si 150,5 9,8 21,0 8,8 17,1-0,44 0,20 119 1872 778 AP-30 m-si 30,1 2,1 21,6 1,8 16,7-0,44 1,74 534 710 527 AP-45 m-si 45,1 3,0 21,5 2,7 16,7-0,44 0,84 444 858 661 AP-50 m-si 50,1 3,3 21,5 3,0 16,7-0,44 0,74 433 858 661 AP-5106 m-si 55,1 3,8 20,7 3,3 16,7-0,44 0,62 211 778 660 AP-6105 m-si 65,2 4,7 20,5 4,0 16,3-0,44 0,82 134 1200 526 AP-6106 m-si 59,5 3,9 21,2 3,5 17,0-0,44 0,55 310 778 660 AP-65 m-si 65,2 4,7 20,5 4,0 16,3-0,44 0,82 134 1201 527 AP-7105 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,44 0,39 291 1200 526 AP-75 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,44 0,39 291 1201 527 AP-8225 m-si 80,0 6,1 19,8 5,0 16,0-0,44 0,80 55 1476 660 AP-9225 m-si 90,2 6,3 20,1 5,5 16,4-0,44 0,33 128 1476 660 APi-030 m-si 30,2 2,0 21,4 1,8 16,8-0,44 1,19 651 710 527 APi-045 m-si 45,0 3,0 21,8 2,6 17,3-0,44 1,06 292 858 661 APi-050 m-si 50,2 3,3 22,0 2,9 17,3-0,44 0,90 325 858 661 APi-055-G GeckoT. m-si 55,4 7,5 10,4 6,6 8,4-0,44 0,15 63 1494 446 APi-065 m-si 65,2 4,4 20,5 4,0 16,3-0,44 0,47 299 1201 527 APi-070 m-si 70,1 4,6 21,2 4,2 16,7-0,44 0,48 310 1201 527 APi-100 m-si 99,8 7,1 20,6 6,2 16,1-0,44 0,46 135 1476 660 APi-110 m-si 110,2 7,4 21,2 6,6 16,7-0,44 0,32 161 1477 661 APi-165 m-si 165,0 7,4 32,0 6,6 25,0-0,44 0,52 247 1477 975 APx-045 m-si 45,5 3,5 20,7 2,9 15,7-0,44 2,33 155 994 661 APx-050 m-si 50,5 3,6 21,0 3,1 16,3-0,44 1,20 235 994 661 APx-065 m-si 65,1 5,2 20,7 4,2 15,5-0,44 2,11 76 1445 661 APx-070 m-si 70,0 5,3 20,9 4,4 15,9-0,44 1,49 104 1445 661 APx-075 m-si 75,0 5,4 21,1 4,6 16,3-0,44 0,97 139 1445 661 APx-130 m-si 130,110,6 19,5 9,1 14,3-0,44 0,58 88 1961 876 APx-140 m-si 139,710,9 19,7 9,5 14,7-0,44 0,44 94 1961 878 APx-50 m-si 50,4 3,6 21,5 3,0 16,8-0,44 1,80 143 994 661 APx-65 m-si 65,2 4,7 20,5 4,0 16,3-0,44 0,82 134 1445 661 APx-75 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,44 0,39 291 1445 661 APx-90 m-si 90,0 5,8 21,9 5,2 17,3-0,44 0,41 220 1633 660 Atersa A-005 m-si 5,8 0,4 20,1 0,4 16,5-0,50 4,94 2005 365 194 A-010 m-si 9,9 0,7 20,7 0,6 16,3-0,50 3,38 1794 481 273 A-020 m-si 20,3 1,3 21,7 1,2 16,8-0,50 1,84 1158 726 345 A-030 m-si 30,0 2,1 20,4 1,8 16,6-0,50 1,03 438 637 527 A-035 m-si 35,3 2,4 20,6 2,1 16,8-0,50 0,81 459 637 527 A-055 m-si 55,0 3,9 19,2 3,6 15,5-0,50 0,45 347 946 503 A-060 m-si 60,0 3,9 21,0 3,6 16,9-0,50 0,50 381 1026 503 A-065 m-si 65,2 4,6 20,5 4,0 16,3-0,50 0,60 186 1200 526 A-066P p-si 65,9 4,1 22,3 3,7 17,8-0,50 0,53 363 778 659 A-075 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0,39 291 1200 527 A-085 m-si 84,8 5,2 21,2 4,9 17,3-0,50 0,32 320 1200 526 A-10 m-si 10,0 0,6 21,0 0,6 17,0-0,50 2,79 2808 404 259 A-10 P p-si 10,1 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3,12 2026 638 278 A-100 M m-si 100,0 7,4 21,3 6,1 16,5-0,50 1,13 54 1476 659

282 Anhang Tabelle A.2.1.7. 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 0,31 141 1476 660 A-110 M m-si 110,4 7,5 21,4 6,7 16,6-0,50 0,40 157 1476 659 A-110 P5 p-si 110,0 7,0 20,5 6,8 16,2-0,50 0,27 266 1476 660 A-115 M m-si 114,6 7,6 21,5 6,8 16,9-0,50 0,32 164 1476 659 A-120 m-si 120,0 7,7 20,0 7,1 16,9-0,50 0,17 171 1477 660 a-120 M m-si 120,0 7,7 21,5 7,1 16,9-0,50 0,29 200 1476 659 A-120 PS m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0,25 190 1476 660 A-127P p-si 127,3 8,0 22,1 7,3 17,5-0,50 0,28 188 1476 659 A-130 m-si 129,7 8,1 21,3 7,5 17,2-0,50 0,23 194 1477 660 A-130 M m-si 130,0 4,6 41,4 4,0 32,5-0,50 1,25 448 1618 814 A-140 M m-si 140,3 4,7 42,9 4,2 33,4-0,50 1,12 533 1618 814 A-140 P p-si 139,4 4,6 42,9 4,2 33,6-0,50 1,03 612 1618 814 A-150 M m-si 149,6 4,8 43,0 4,4 34,0-0,50 0,91 615 1618 814 A-150P p-si 149,6 4,8 43,0 4,4 34,0-0,50 0,91 615 1618 814 A-160P p-si 160,2 4,8 44,2 4,5 36,0-0,50 0,76 708 1618 814 A-170 m-si 170,1 5,1 44,0 4,8 35,8-0,50 0,71 633 1618 814 A-20 m-si 20,1 1,3 21,0 1,2 17,0-0,50 1,52 928 497 415 A-20 P p-si 20,0 1,2 21,0 1,2 16,8-0,50 1,50 1650 638 278 A-214P p-si 214,0 7,8 37,0 7,3 29,5-0,50 0,45 354 1645 990 A-222P p-si 222,0 8,0 37,2 7,4 29,8-0,50 0,42 355 1645 990 A-30 M m-si 30,5 2,5 18,2 2,2 14,2-0,50 1,31 315 637 527 A-38 m-si 37,8 2,4 21,3 2,2 17,2-0,50 0,79 632 638 527 A-45 m-si 45,0 3,2 18,0 3,0 15,0-0,50 0,39 421 858 660 A-5 m-si 4,9 0,31 21,0 0,29 17,0-0,50 5,75 5135 259 231 A-5 P p-si 5,0 0,33 21,0 0,30 16,8-0,50 6,25 4052 306 218 A-50 m-si 50,1 3,5 20,0 3,1 16,0-0,50 0,59 317 778 660 A-50 M m-si 50,0 3,7 21,3 3,0 16,5-0,50 2,26 109 778 659 A-55 m-si 55,1 3,7 20,5 3,4 16,2-0,50 0,56 386 778 660 A-55M m-si 55,3 3,8 21,4 3,3 16,6-0,50 0,79 318 778 659 A-60 m-si 60,0 3,9 21,0 3,6 16,9-0,50 0,50 381 776 660 A-60 M m-si 60,0 3,9 21,0 3,6 16,9-0,50 0,50 381 778 659 A-65 M m-si 65,2 4,6 20,5 4,0 16,3-0,50 0,60 186 1200 527 A-75 M m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0,39 291 1200 527 A-75 P5 p-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0,39 291 1200 527 APX-45 m-si 45,0 3,2 18,0 3,0 15,0-0,50 0,39 421 858 660 APX-90 m-si 90,0 5,8 21,9 5,2 17,3-0,50 0,41 220 1633 660 Atlantis Energy Systems Inc. Sunslates TM 13 m-si 13,3 5,2 3,9 4,6 2,9-0,46 0,15 46 720 400 Sunslates TM mono m-si 11,8 4,6 3,6 4,1 2,9-0,46 0,08 38 720 400 Sunslates TM poly p-si 11,8 4,6 3,6 4,1 2,9-0,46 0,08 38 720 400 Axitec AC-115P p-si 115,1 7,1 21,7 6,9 16,8-0,40 0,31 274 1425 645 AC-120P p-si 120,7 7,4 21,9 7,1 17,0-0,40 0,30 259 1425 645 AC-125P p-si 124,6 7,7 22,0 7,2 17,4-0,40 0,28 214 1425 645 AC-127P p-si 127,0 4,9 33,2 4,6 27,8-0,40 0,46 490 1477 660 AC-130M m-si 130,5 8,1 21,3 7,5 17,4-0,40 0,22 185 1425 645 AC-131P p-si 131,1 4,9 33,4 4,6 28,5-0,40 0,39 505 1477 660 AC-135M/156-40S m-si 135,2 8,5 24,5 7,3 18,5-0,40 0,81 115 1653 670 AC-135P/125-60S p-si 135,1 5,1 36,4 4,6 29,2-0,50 0,71 434 1343 800 AC-135P/15S p-si 135,2 6,9 26,9 6,2 21,8-0,40 0,37 220 1745 643 AC-140M/156-40S m-si 140,2 8,6 24,6 7,5 18,7-0,40 0,60 140 1653 670 AC-140P/125-60S p-si 140,3 5,2 36,7 4,8 29,4-0,50 0,67 478 1343 800 AC-140P/13S p-si 140,0 7,7 24,5 7,0 20,0-0,40 0,28 196 1652 669

A.2 Solargenerator 283 Tabelle A.2.1.8. 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 0,34 250 1745 643 AC-140P/20S p-si 140,1 5,2 36,6 4,7 29,8-0,40 0,64 415 1344 799 AC-145M/156-40S m-si 145,1 8,7 24,6 7,7 18,9-0,40 0,44 163 1653 670 AC-145P/125-60S p-si 145,2 5,3 36,9 4,9 29,6-0,50 0,63 516 1343 800 AC-145P/13S p-si 146,0 7,8 24,6 7,3 20,0-0,40 0,26 239 1652 669 AC-145P/20S p-si 147,0 5,3 36,8 4,9 30,0-0,40 0,58 486 1344 799 AC-150M/156-40S m-si 150,1 8,7 24,7 7,9 19,0-0,40 0,34 185 1653 670 AC-150P p-si 150,0 7,2 27,1 6,8 22,0-0,43 0,31 297 1745 643 AC-150P/125-60S p-si 150,0 5,3 37,2 5,0 29,9-0,50 0,61 544 1343 800 AC-150P/13S p-si 150,0 7,9 24,9 7,5 20,0-0,40 0,27 260 1652 669 AC-150P/156-40S p-si 150,0 7,9 24,6 7,5 20,0-0,40 0,25 260 1652 669 AC-155M/156-40S m-si 155,2 8,8 24,7 8,1 19,2-0,40 0,31 204 1653 670 AC-155P/125-60S p-si 155,1 5,4 37,4 5,2 30,1-0,50 0,58 575 1343 800 AC-160P p-si 160,0 9,5 21,3 9,3 17,3-0,40 0,18 206 1576 795 AC-162P/125-72S p-si 162,3 4,9 43,4 4,5 35,7-0,40 0,70 591 1577 797 AC-165P/156-48S p-si 165,2 5,9 29,0 7,2 22,9-0,50 1,02 2 1318 994 AC-167P/125-72S p-si 167,0 5,0 43,5 4,7 35,9-0,40 0,66 605 1577 797 AC-167P/12S p-si 167,4 9,8 21,8 9,2 18,2-0,40 0,15 167 1576 795 AC-167P/24S p-si 167,4 4,9 43,6 4,6 36,4-0,40 0,61 671 1576 795 AC-170P/156-48S p-si 170,0 6,0 29,1 7,4 23,0-0,50 1,03 2 1318 994 AC-172P p-si 171,910,0 22,5 9,3 18,4-0,40 0,18 170 1576 795 AC-172P/125-72S p-si 172,1 5,2 43,6 4,8 36,0-0,40 0,64 599 1577 797 AC-172P/24S p-si 173,0 5,0 45,0 4,7 36,8-0,40 0,71 695 1576 795 AC-175P p-si 175,510,1 22,5 9,5 18,4-0,40 0,17 172 1576 795 AC-175P/125-72S p-si 175,0 5,2 43,7 4,9 36,1-0,40 0,63 606 1577 797 AC-175P/156-48S p-si 175,2 6,2 29,1 7,6 23,2-0,50 0,99 2 1318 994 AC-175P/24S p-si 176,2 5,1 45,1 4,8 36,7-0,40 0,72 691 1576 795 AC-178P p-si 179,810,7 22,0 10,1 17,8-0,40 0,17 164 1576 795 AC-178P/125-72S p-si 178,0 5,3 43,8 4,9 36,2-0,40 0,63 586 1577 797 AC-178P/156-50S p-si 178,7 7,9 30,1 7,1 25,1-0,40 0,29 223 1635 825 AC-178P/24S p-si 180,0 5,4 44,0 5,0 36,0-0,40 0,66 574 1576 795 AC-180P/156-48S p-si 180,1 6,3 29,3 7,7 23,4-0,50 0,97 2 1318 994 AC-180P/156-50S p-si 180,7 7,9 30,2 7,2 25,1-0,40 0,29 237 1635 825 AC-182P/125-72S p-si 182,0 5,4 43,9 5,0 36,3-0,40 0,62 565 1577 797 AC-183P/156-50S p-si 183,2 7,9 30,3 7,3 25,1-0,40 0,29 254 1635 825 AC-185P p-si 185,8 9,8 24,2 9,2 20,2-0,40 0,17 186 1335 1052 AC-185P/156-48S p-si 185,3 6,5 29,4 7,9 23,5-0,50 0,96 2 1318 994 AC-185P/156-50S p-si 185,2 8,0 30,4 7,4 25,2-0,40 0,29 252 1635 825 AC-188P/156-50S p-si 188,2 8,1 30,5 7,5 25,2-0,40 0,29 265 1635 825 AC-190P p-si 190,510,0 25,0 9,3 20,4-0,40 0,20 189 1335 1052 AC-190P/156-54S m-si 190,3 7,7 33,1 7,2 26,3-0,40 0,40 337 1481 992 AC-190P/18S p-si 190,9 7,7 33,0 7,4 25,8-0,40 0,42 377 1500 1000 AC-194P/156-60S p-si 194,0 7,3 36,2 6,9 28,2-0,40 0,50 418 1663 997 AC-195P p-si 195,610,1 25,0 9,5 20,5-0,40 0,19 191 1335 1052 AC-195P/156-54S m-si 195,5 7,8 33,2 7,3 26,7-0,40 0,38 331 1481 992 AC-195P/18S p-si 196,5 7,7 33,2 7,5 26,2-0,40 0,40 398 1500 1000 AC-200P p-si 204,6 7,2 37,0 6,8 30,0-0,40 0,42 406 1570 940 AC-200P/156-54S m-si 201,0 7,9 33,5 7,4 27,1-0,40 0,36 337 1481 992 AC-200P/156-60S p-si 200,2 7,4 36,3 7,1 28,4-0,40 0,48 410 1663 997 AC-205P/156-54S m-si 205,4 7,9 34,0 7,5 27,4-0,40 0,37 351 1481 992 AC-206P/156-60S p-si 206,2 7,5 36,4 7,2 28,8-0,40 0,45 401 1663 997 AC-210P/156-54S m-si 210,4 8,0 34,2 7,6 27,7-0,40 0,35 360 1481 992 AC-212P/156-60S p-si 212,3 7,8 36,4 7,4 28,8-0,40 0,44 390 1663 997

284 Anhang Tabelle A.2.1.9. 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 0,43 384 1663 997 AC-222P/125-96S p-si 222,1 5,2 58,5 4,7 47,0-0,40 1,09 717 1618 1067 AC-222P/32S p-si 220,9 5,2 58,5 4,7 47,0-0,40 1,10 680 1621 1070 AC-224P/156-60S p-si 224,3 8,1 36,8 7,7 29,2-0,40 0,42 377 1663 997 AC-227P/125-96S p-si 227,0 5,3 58,6 4,8 47,0-0,40 1,04 771 1618 1067 AC-227P/32S p-si 225,6 5,3 58,6 4,8 47,0-0,40 1,08 681 1621 1070 AC-232P/125-96S p-si 232,2 5,3 58,7 4,9 47,2-0,40 0,99 807 1618 1067 AC-232P/32S p-si 230,8 5,3 58,9 4,9 47,1-0,40 1,04 795 1621 1070 AC-237P/125-96S p-si 237,0 5,3 58,8 5,0 47,4-0,40 0,95 852 1618 1067 AC-242P/125-96S p-si 242,3 5,4 58,9 5,1 47,6-0,40 0,92 882 1618 1067 AC-260P p-si 260,014,3 24,4 13,0 20,0-0,40 0,15 102 1570 1244 AC-42CIS/7,5 LV S CIS 42,3 3,0 23,0 2,5 16,9-0,35 3,31 261 1256 656 AC-45CIS/7,5 HV S CIS 45,0 1,5 47,6 1,3 36,0-0,35 12,71 828 1256 656 AC-47CIS/7,5 LV S CIS 47,2 3,1 24,0 2,6 18,5-0,35 2,99 163 1256 656 AC-50CIS/7,5 HV S CIS 50,1 1,6 51,0 1,3 38,5-0,35 15,55 630 1256 656 AC-52CIS/7,5 LV S CIS 52,0 3,3 26,0 2,6 20,0-0,35 4,32 84 1256 656 AC-55CIS/7,5 HV S CIS 55,4 1,7 53,0 1,4 41,0-0,35 15,96 361 1256 656 AC-86P p-si 86,0 4,9 21,9 4,6 18,7-0,40 0,25 331 1200 546 Azur Solar AZUR M 175 m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,49 0,86 437 1575 826 AZUR M 185 m-si 185,0 5,8 44,9 5,1 36,2-0,49 0,80 400 1575 826 Azur M 185 U m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,49 0,37 216 1318 994 Azur P 162 U p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,49 0,36 205 1318 994 Azur P 165 p-si 165,0 5,5 43,5 4,8 34,6-0,50 1,00 351 1585 800 AZUR P 170 p-si 170,1 7,7 30,5 7,0 24,3-0,43 0,39 267 1593 793 Azur P 170 U p-si 170,1 8,3 28,9 7,5 22,8-0,49 0,38 205 1318 994 AZUR P 220/6+ p-si 219,6 7,9 37,8 7,2 30,5-0,44 0,44 307 1660 990 Bangkok Solar BS40 a-si(2) 40,3 1,2 62,2 0,9 44,8-0,18 38,50 738 1245 635 Beijig Hope Solar HBM(10)5327m/12 m-si 10,0 0,7 21,4 0,6 17,0-0,49 3,37 2095 530 270 HBM(110)14866p/12 p-si 110,0 7,2 21,1 6,5 17,0-0,49 0,29 158 1484 669 HBM(120)14866p/12 p-si 120,0 7,7 21,4 7,0 17,1-0,49 0,27 185 1484 669 HBM(130)14866p/12 p-si 130,0 8,0 21,6 7,6 17,1-0,49 0,25 223 1484 669 HBM(15)4835p/12 p-si 15,0 1,0 21,2 0,9 17,1-0,49 2,12 1226 485 350 HBM(15)5327m/12 m-si 15,0 1,0 21,5 0,9 17,1-0,49 2,26 1402 530 270 HBM(15)5842m/12 m-si 15,0 1,0 21,2 0,9 17,0-0,49 2,19 1240 580 420 HBM(15)6435p/12 p-si 15,0 1,0 21,3 0,9 17,1-0,49 2,25 1118 647 350 HBM(155)15880m24 m-si 155,1 4,8 44,0 4,5 34,4-0,49 0,93 713 1580 808 HBM(160)15880m24 m-si 160,1 5,1 44,0 4,6 34,5-0,49 0,94 552 1580 808 HBM(165)15880m24 m-si 166,1 5,3 44,0 4,8 34,6-0,49 0,90 528 1580 808 HBM(170)15880m24 m-si 170,5 5,3 44,2 4,9 34,8-0,49 0,86 575 1580 808 HBM(175)15880m24 m-si 175,0 5,4 44,4 5,0 35,0-0,49 0,83 602 1580 808 HBM(180)14898p/18 p-si 180,1 7,6 32,9 7,1 25,6-0,49 0,46 321 1484 987 HBM(180)15880m24 m-si 179,9 5,5 44,6 5,1 35,2-0,49 0,79 641 1580 808 HBM(180)16498p/20 p-si 180,1 7,0 35,3 6,3 28,4-0,49 0,48 317 1643 987 HBM(190)14898p/18 p-si 190,0 8,0 32,9 7,4 25,6-0,49 0,44 303 1484 987 HBM(190)16498p/20 p-si 190,3 7,4 35,3 6,7 28,4-0,49 0,46 302 1643 987 HBM(20)4835p/12 p-si 20,0 1,3 21,4 1,2 17,2-0,49 1,69 886 485 350 HBM(20)5842m/12 m-si 20,1 1,3 21,4 1,2 17,0-0,49 1,68 1048 580 420 HBM(20)6435p/12 p-si 20,0 1,3 21,3 1,2 17,2-0,49 1,64 872 647 350 HBM(200)14898p/18 p-si 200,1 8,4 32,9 7,8 25,7-0,49 0,42 289 1484 987 HBM(200)16498p/20 p-si 199,9 7,7 35,4 7,0 28,4-0,49 0,44 291 1643 987

A.2 Solargenerator 285 Tabelle A.2.1.10. 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 0,45 223 1643 987 HBM(220)16498p/20 p-si 220,0 8,6 36,0 7,7 28,5-0,49 0,45 245 1643 987 HBM(230)16498p/20 p-si 230,0 8,8 36,0 8,1 28,5-0,49 0,41 293 1643 987 HBM(25)4835p/12 p-si 25,1 1,6 21,4 1,5 17,2-0,49 1,26 870 485 350 HBM(25)5842m/12 m-si 25,0 1,6 21,6 1,5 17,0-0,49 1,39 945 580 420 HBM(25)6435p/12 p-si 24,9 1,6 21,4 1,5 17,2-0,49 1,29 825 647 350 HBM(40)10251p/12 p-si 40,0 2,5 21,0 2,4 17,0-0,49 0,71 654 1025 510 HBM(40)8454m/12 m-si 40,0 2,6 21,7 2,3 17,1-0,49 0,91 504 845 545 HBM(45)10251p/12 p-si 45,0 3,6 21,1 2,6 17,1-0,49 2,71 20 1025 510 HBM(45)8454m/12 m-si 45,0 2,9 21,7 2,6 17,1-0,49 0,80 479 845 545 HBM(50)10251p/12 p-si 50,2 3,2 21,1 2,9 17,2-0,49 0,56 466 1025 510 HBM(50)8454m/12 m-si 49,9 3,2 21,7 2,9 17,1-0,49 0,71 453 845 545 HBM(70)10166p/12 p-si 70,1 4,6 21,3 4,1 17,1-0,49 0,48 247 1016 669 HBM(70)12155m/12 m-si 69,9 4,5 21,5 4,1 17,1-0,49 0,49 295 1210 550 HBM(75)10166p/12 p-si 73,5 4,9 21,4 4,3 17,1-0,49 0,49 200 1016 669 HBM(75)12155m/12 m-si 75,1 4,8 21,6 4,4 17,1-0,49 0,46 294 1210 550 HBM(8)5327m/12 m-si 8,0 0,5 21,3 0,5 17,0-0,49 4,15 2503 530 270 HBM(80)10166p/12 p-si 80,4 5,1 21,4 4,7 17,1-0,49 0,40 286 1016 669 HBM(80)12155m/12 m-si 80,0 5,1 21,7 4,7 17,1-0,49 0,44 287 1210 550 Bekaert Uni-Solar 11-L-B/-T a-si(1) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,15 171 2849 394 Uni-Solar 22-L-B/-T a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6,31 341 5486 394 Uni-Solar PVL-128 a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6,31 341 5486 394 Uni-Solar SHR-17 a-si(1) 17,2 2,5 12,0 2,0 8,6-0,21 3,14 108 127 2195 Uni-Solar SSR-128 a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6,31 341 5562 420 Uni-Solar SSR-256 a-si(1) 257,4 4,8 95,2 3,9 66,0-0,21 12,61 683 11124 420 Uni-Solar SSR-64 a-si(1) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,15 171 2924 420 Uni-Solar US-116 a-si(1) 116,4 4,8 43,2 3,9 30,0-0,21 5,92 288 2437 766 Uni-Solar US-42 a-si(1) 41,9 3,2 23,8 2,5 16,5-0,21 5,23 218 928 741 Uni-Solar US-64 a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,27 161 1366 741 Best Solar BEST-160P-24 p-si 161,5 5,4 43,8 4,6 35,1-0,45 1,29 259 1586 808 BEST-165D-24 m-si 164,7 5,4 44,2 4,7 35,2-0,47 1,14 325 1586 808 BEST-165P-24 p-si 164,7 5,4 44,2 4,7 35,2-0,45 1,14 325 1586 808 BEST-170D-24 m-si 168,5 5,4 44,5 4,8 35,4-0,47 0,95 384 1586 808 BEST-170P-24 p-si 169,6 5,4 44,5 4,8 35,4-0,45 0,92 411 1586 808 BEST-175D-24 m-si 174,8 5,4 44,7 4,9 35,9-0,47 0,83 465 1586 808 BEST-175P-24 p-si 174,8 5,4 44,7 4,9 35,9-0,45 0,83 465 1586 808 BEST-180D-24 m-si 180,3 5,5 44,9 5,0 36,2-0,47 0,77 530 1586 808 BEST-180P-24 p-si 180,3 5,5 44,9 5,0 36,2-0,45 0,77 530 1586 808 BEST-190P-18 p-si 189,8 8,0 32,6 7,1 26,7-0,45 0,38 210 1484 994 BEST-190P-20 p-si 190,1 7,6 36,4 6,6 28,8-0,45 0,65 218 1582 958 BEST-200D-20 m-si 200,0 7,7 36,1 6,8 29,5-0,47 0,46 216 1642 994 BEST-200P-18 p-si 200,1 8,3 32,8 7,4 26,9-0,45 0,35 227 1484 994 BEST-200P-20 p-si 199,9 7,7 36,7 6,9 29,1-0,45 0,51 281 1582 958 BEST-210D-20 m-si 209,9 7,8 36,6 7,0 29,9-0,47 0,42 272 1642 994 BEST-210P-18 p-si 210,0 8,5 33,2 7,8 27,1-0,45 0,34 254 1484 994 BEST-210P-20 p-si 209,9 7,7 36,9 7,1 29,6-0,45 0,44 336 1582 958 BEST-210P-20 p-si 210,0 7,8 36,1 7,1 29,7-0,45 0,39 264 1642 994 BEST-220D-20 m-si 220,0 8,0 36,9 7,1 31,2-0,47 0,37 182 1642 994 BEST-220P-20 p-si 220,5 8,1 36,5 7,4 29,8-0,45 0,39 276 1642 994 BEST-230D-20 m-si 229,9 8,2 37,2 7,2 31,8-0,47 0,33 174 1642 994 BEST-230P-20 p-si 229,6 8,3 36,8 7,7 29,9-0,45 0,38 302 1642 994

286 Anhang Tabelle A.2.1.11. 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 0,29 186 1642 994 BEST-260P-24 p-si 260,3 8,1 44,2 7,2 36,0-0,45 0,51 302 1958 994 BEST-270P-24 p-si 270,4 8,2 44,2 7,5 36,2-0,45 0,46 333 1958 994 BEST-280P-24 p-si 280,2 8,4 44,3 7,7 36,3-0,45 0,43 366 1958 994 Bharat Electronics BE-100R61 m-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,7-0,50 3,13 2301 430 275 BE-171R08 m-si 17,0 1,1 21,0 1,0 16,7-0,50 1,83 1398 535 405 BE-352R16 m-si 36,7 2,4 21,0 2,2 16,7-0,50 0,84 690 1020 405 BIC GP 120 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0,25 190 1476 660 Biohaus Biosol 180 P50/6+ p-si 180,0 7,7 30,0 7,2 24,9-0,43 0,28 288 1640 840 Biosol 180 P50/6iD p-si 180,0 7,7 30,0 7,2 24,9-0,50 0,28 288 1650 842 Biosol 190 M 50/6iD m-si 189,9 8,1 32,2 7,4 25,7-0,50 0,38 274 1650 842 Biosol 190 M6+/180 m-si 180,0 7,6 31,8 7,0 25,6-0,50 0,37 309 1682 864 Biosol 190 M6+/190 m-si 189,9 8,1 31,9 7,4 25,7-0,50 0,36 268 1682 864 Biosol 190 M6+/200 m-si 200,0 8,8 32,0 7,8 25,8-0,50 0,39 162 1682 864 Biosol A-125 M/120 m-si 119,8 4,4 35,6 4,2 28,4-0,40 0,72 741 1343 800 Biosol A-125 M/125 m-si 125,0 4,7 36,0 4,3 28,8-0,40 0,71 568 1343 800 Biosol A-125 M/130 m-si 129,9 4,8 36,4 4,5 29,1-0,40 0,70 559 1343 800 Biosol PVPlateB272 a-si(1) 270,610,2 46,2 8,2 33,0-0,21 2,90 112 5836 1085 Biosol PVPlateB284 a-si(1) 285,610,4 47,0 8,4 34,0-0,21 2,71 109 5836 1085 Biosol PVPlateF272 a-si(1) 270,610,2 46,2 8,2 33,0-0,21 2,90 112 5586 1160 Biosol PVPlateF284 a-si(1) 285,610,4 47,0 8,4 34,0-0,21 2,71 109 5586 1160 Biosol PVPlateT272 a-si(1) 270,610,2 46,2 8,2 33,0-0,21 2,90 112 5586 867 Biosol PVPlateT284 a-si(1) 285,610,4 47,0 8,4 34,0-0,21 2,71 109 5586 867 Biosol S-180P idach p-si 182,5 7,8 30,7 7,3 25,0-0,43 0,32 298 1703 855 Biosol Uni Pro 127 a-si(3) 126,8 5,2 42,2 4,2 30,2-0,21 5,01 211 2458 791 Biosol XXL InDach a-si(3) 123,0 5,1 42,0 4,1 30,0-0,21 5,27 203 2504 788 I-106/24 InDach m-si 107,9 3,3 43,2 3,1 34,8-0,38 1,13 1020 1355 680 I-160 InDach m-si 160,1 9,9 21,6 9,2 17,4-0,38 0,19 160 1355 996 M-54 Fassade a-si(1) 55,8 1,1 85,0 0,9 62,0-0,23 40,79 2132 965 935 Bisol d.o.o. BMU-215-1/210 p-si 210,1 8,1 36,8 7,5 28,2-0,40 0,52 343 1649 991 BMU-215-1/213 p-si 213,0 8,1 36,9 7,5 28,4-0,40 0,51 342 1649 991 BMU-215-1/215 p-si 215,2 8,2 36,9 7,6 28,5-0,40 0,50 326 1649 991 BMU-215-1/218 p-si 218,1 8,2 37,0 7,6 28,7-0,40 0,49 338 1649 991 BMU-215-1/224 p-si 224,0 8,4 37,5 7,8 28,9-0,40 0,50 341 1649 991 Blacksun Solar Brilliant 100 m-si 89,6 5,9 22,0 5,6 16,0-0,45 0,51 324 930 800 Brilliant 21 m-si 20,8 1,4 20,0 1,3 16,0-0,45 1,32 1048 340 575 Brilliant 35 m-si 34,2 2,0 22,0 1,9 18,0-0,45 0,85 899 550 575 Brilliant 52 m-si 52,2 3,0 22,0 2,9 18,0-0,45 0,56 650 755 575 Brilliant 85 m-si 84,8 5,6 20,0 5,3 16,0-0,45 0,32 290 800 800 BLD Solar BLD08-36M m-si 31,2 2,0 21,4 1,8 17,5-0,50 1,06 443 350 290 BLD100-36M m-si 99,9 6,6 21,6 5,8 17,2-0,50 0,37 154 1483 665 BLD110-36M m-si 110,1 7,3 21,6 6,4 17,2-0,50 0,34 142 1483 665 BLD120-36M m-si 120,1 7,9 21,6 7,0 17,2-0,50 0,31 128 1483 665 BLD120-72P p-si 121,1 3,7 43,6 3,3 36,4-0,50 0,92 696 1315 661 BLD130-36M m-si 130,0 8,3 21,6 7,6 17,2-0,50 0,26 174 1483 665 BLD150-72P p-si 150,2 4,7 43,3 4,3 34,6-0,50 0,87 654 1580 808 BLD155-72M m-si 155,0 4,7 43,0 4,5 34,8-0,50 0,76 701 1580 808

A.2 Solargenerator 287 Tabelle A.2.1.12. 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 0,71 635 1580 808 BLD165-72P p-si 165,0 5,1 44,0 4,6 35,8-0,50 0,79 510 1580 808 BLD170-54M m-si 170,0 7,3 33,0 6,6 25,8-0,50 0,50 296 1482 992 BLD170-72M m-si 170,0 5,2 43,4 4,8 35,4-0,50 0,69 620 1580 808 BLD170-72P p-si 170,0 5,1 44,4 4,8 35,5-0,50 0,79 673 1580 808 BLD175-72M m-si 175,0 5,3 43,6 4,9 35,6-0,50 0,67 607 1580 808 BLD175-72P p-si 175,0 5,2 44,8 4,9 36,0-0,50 0,76 679 1580 808 BLD180-54M m-si 180,4 7,5 33,2 6,9 26,0-0,50 0,46 319 1482 992 BLD180-72P p-si 180,0 5,2 45,0 5,0 36,0-0,50 0,75 756 1580 808 BLD185-72M m-si 185,0 5,5 44,0 5,1 36,0-0,50 0,64 574 1580 808 BLD190-54M m-si 190,0 7,8 33,2 7,3 26,2-0,50 0,42 307 1482 992 BLD190-60P p-si 189,9 6,9 36,0 6,4 29,8-0,50 0,40 343 1650 992 BLD200-54M m-si 199,6 8,1 33,6 7,6 26,2-0,50 0,42 333 1482 992 BLD200-60P p-si 200,0 7,3 36,1 6,7 29,9-0,50 0,38 310 1650 992 BLD210-60P p-si 210,2 7,7 36,2 7,0 30,1-0,50 0,36 292 1650 992 BLD220-60P p-si 220,1 8,0 36,3 7,3 30,2-0,50 0,34 283 1650 992 BLD230-60P p-si 230,1 8,1 36,4 7,6 30,4-0,50 0,31 333 1650 992 BLD25-36M m-si 25,0 2,9 22,3 1,4 17,5-0,50 0,89 8 570 415 BLD30-36M m-si 29,9 2,9 22,3 1,7 17,5-0,50 2,24 12 570 415 BLD50-36M m-si 50,1 3,5 22,4 2,9 17,5-0,50 2,18 127 850 550 BLD75-36M m-si 75,0 4,9 22,3 4,3 17,6-0,50 0,77 174 1200 550 BLD80-36M m-si 79,9 5,1 22,2 4,5 17,6-0,50 0,49 228 1200 550 BLD90-36M m-si 89,9 5,5 22,6 5,1 17,6-0,50 0,43 310 1200 550 Blitzstrom CSG-100 p-si 101,4 1,9 84,0 1,6 63,0-0,50 14,37 1682 1253 1103 CSG-80 p-si 80,8 1,6 80,0 1,4 59,0-0,50 14,84 2449 1253 1103 CSG-90 p-si 91,4 1,7 82,0 1,5 63,0-0,50 8,63 2583 1253 1103 FS CTS-260 CdTe 59,5 1,1 90,0 1,0 62,0-0,25 32,42 4603 1200 600 FS CTS-262 CdTe 62,5 1,2 86,0 1,0 62,5-0,25 25,46 3483 1200 600 FS CTS-265 CdTe 65,0 1,2 87,0 1,0 63,7-0,25 20,03 4093 1200 600 FS CTS-267 CdTe 67,8 1,2 87,0 1,1 64,6-0,25 14,59 4575 1200 600 FS CTS-270 CdTe 69,8 1,2 89,0 1,0 67,1-0,25 16,26 3888 1200 600 FS CTS-272 CdTe 72,7 1,2 90,0 1,1 67,9-0,25 11,88 4893 1200 600 FS CTS-275 CdTe 75,0 1,2 92,0 1,1 69,4-0,25 11,95 4992 1200 600 BlueSun BlueSun PT m-si 4,7 3,3 1,8 3,1 1,5-0,40 0,04 40 460 100 Extra Power 55 m-si 54,9 3,3 21,6 3,1 17,7-0,50 0,52 472 1000 460 bmc Solar Industrie GmbH clay 2000 tec m-si 4,5 3,2 1,8 3,0 1,5-0,50 0,04 47 325 134 BP Solar BP 1205 m-si 4,9 0,4 21,2 0,3 17,0-0,50 15,51 1125 275 231 BP 1210 S m-si 10,0 0,6 21,2 0,6 17,0-0,50 2,97 2850 561 231 BP 1220 m-si 20,1 1,2 21,2 1,2 17,0-0,50 1,51 1678 532 448 BP 1230 m-si 29,9 1,9 21,2 1,8 17,0-0,50 1,04 744 958 433 BP 2140 L m-si 141,4 4,5 42,8 4,2 34,0-0,50 0,92 706 1580 783 BP 2140S m-si 141,4 4,5 42,8 4,2 34,0-0,50 0,92 706 1596 790 BP 2150 L m-si 151,3 4,8 42,8 4,5 34,0-0,50 0,85 699 1580 783 BP 2150S m-si 151,3 4,8 42,8 4,5 34,0-0,50 0,85 699 1596 790 BP 245/1 m-si 44,2 3,0 21,0 2,6 17,0-0,50 0,79 260 825 530 BP 245/2 m-si 44,2 3,0 21,0 2,6 17,0-0,50 0,79 260 825 530 BP 250/1 m-si 50,9 3,2 21,2 2,9 17,3-0,50 0,57 421 825 530 BP 250/2 m-si 50,9 3,2 21,2 2,9 17,3-0,50 0,57 421 825 530 BP 255 m-si 54,9 3,5 21,2 3,2 17,0-0,44 0,57 390 1004 448

288 Anhang Tabelle A.2.1.13. 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 0,46 353 1188 530 BP 270 L m-si 70,7 4,5 21,4 4,2 17,0-0,50 0,46 353 1180 522 BP 270U m-si 70,7 4,5 21,4 4,2 17,0-0,47 0,46 353 1209 537 BP 275 m-si 75,7 4,8 21,4 4,5 17,0-0,45 0,42 350 1209 537 BP 275 F m-si 75,7 4,8 21,4 4,5 17,0-0,50 0,42 350 1188 530 BP 275 L m-si 75,7 4,8 21,4 4,5 17,0-0,50 0,42 350 1180 522 BP 275U m-si 75,7 4,8 21,4 4,5 17,0-0,47 0,42 350 1209 537 BP 3115 m-si 114,4 7,5 22,1 6,5 17,6-0,50 0,38 126 1517 678 BP 3115S p-si 115,4 7,2 22,1 6,7 17,3-0,50 0,32 219 1517 678 BP 3123 X R p-si 122,6 7,0 24,0 6,4 19,1-0,50 0,34 232 1253 803 BP 3125 p-si 125,3 8,1 22,0 7,2 17,4-0,50 0,31 146 1510 674 BP 3125J p-si 125,3 8,1 22,0 7,2 17,4-0,50 0,31 146 1510 674 BP 3125S p-si 125,3 8,1 22,0 7,2 17,4-0,50 0,31 146 1510 674 BP 3150 p-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0,92 622 1587 790 BP 3150 L m-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0,92 622 1580 783 BP 3150S p-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0,92 622 1596 790 BP 3155S p-si 157,1 4,8 43,9 4,5 34,9-0,50 0,85 712 1593 790 BP 3160 p-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0,85 758 1587 790 BP 3160 Q m-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,50 0,43 281 1593 790 BP 3160 X S p-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0,85 758 1596 790 BP 3160 XL m-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0,85 758 1580 783 BP 3160L p-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0,85 758 1580 783 BP 3160Q/S p-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,50 0,43 281 1593 790 BP 3160S p-si 159,7 4,8 44,2 4,6 35,1-0,50 0,85 758 1593 790 BP 3165 p-si 165,4 5,1 44,2 4,7 35,2-0,50 0,84 610 1593 790 BP 3165Q/S p-si 165,3 7,4 30,4 6,8 24,2-0,50 0,39 303 1593 790 BP 3165S p-si 165,4 5,1 44,2 4,7 35,2-0,50 0,84 610 1593 790 BP 3170 p-si 170,4 5,2 44,2 4,8 35,5-0,50 0,78 599 1593 790 BP 3175 p-si 175,4 5,3 44,2 4,9 35,8-0,50 0,73 588 1593 790 BP 3210 N p-si 211,0 8,2 36,1 7,3 28,9-0,50 0,46 234 1667 1000 BP 3220 N p-si 220,4 8,4 36,2 7,6 29,0-0,50 0,43 264 1667 1000 BP 3230 N p-si 230,7 8,7 36,4 7,9 29,2-0,50 0,41 263 1667 1000 BP 340 J m-si 40,0 2,4 21,8 2,3 17,3-0,50 0,83 731 655 537 BP 350 J m-si 50,0 3,2 21,8 2,9 17,3-0,50 0,70 452 839 537 BP 350U p-si 50,0 3,2 21,8 2,9 17,3-0,50 0,70 452 839 537 BP 365 J m-si 64,9 4,0 22,1 3,7 17,6-0,50 0,53 398 1111 502 BP 365U p-si 64,9 4,0 22,1 3,7 17,6-0,50 0,53 398 1111 502 BP 375 p-si 74,4 4,7 21,8 4,3 17,3-0,50 0,47 313 1209 537 BP 375S/U/H p-si 75,3 4,8 21,8 4,4 17,3-0,50 0,46 311 1209 537 BP 380 J m-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0,42 378 1209 537 BP 380 XL m-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0,42 378 1197 530 BP 380L p-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0,42 378 1197 530 BP 380S/U/H p-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0,42 378 1209 537 BP 380X/S/U p-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0,42 378 1209 537 BP 4150 L m-si 150,7 4,8 43,6 4,3 34,8-0,50 0,90 598 1580 783 BP 4150 S m-si 150,7 4,8 43,6 4,3 34,8-0,50 0,90 598 1580 783 BP 4150S m-si 150,7 4,8 43,6 4,3 34,8-0,50 0,90 598 1596 790 BP 4160 L m-si 160,0 4,9 44,2 4,5 35,4-0,50 0,84 635 1580 783 BP 4160S m-si 160,0 4,9 44,2 4,5 35,4-0,50 0,84 635 1596 790 BP 4165S m-si 164,6 5,4 43,7 4,8 34,3-0,50 0,96 444 1593 790 BP 4170S m-si 170,0 5,4 44,0 4,9 34,7-0,50 0,86 523 1593 790 BP 4175 m-si 173,5 5,5 43,6 4,9 35,4-0,50 0,75 452 1593 790 BP 475S/U/H m-si 75,3 4,8 21,8 4,3 17,4-0,50 0,45 299 1209 537

A.2 Solargenerator 289 Tabelle A.2.1.14. 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 0,41 365 1209 537 BP 485 J m-si 84,8 5,4 22,0 4,9 17,3-0,50 0,44 263 1209 537 BP 485 S m-si 84,8 5,4 22,0 4,9 17,3-0,50 0,44 263 1209 537 BP 5130 F m-si 129,0 4,8 36,0 4,3 30,0-0,50 0,61 387 1380 820 BP 5130 L m-si 134,1 4,8 36,3 4,5 29,8-0,50 0,59 574 1350 805 BP 5140 F m-si 138,0 5,0 36,0 4,6 30,0-0,50 0,53 474 1380 820 BP 5140 L m-si 138,0 5,0 36,0 4,6 30,0-0,50 0,53 474 1350 805 BP 5160 L m-si 158,4 4,8 44,0 4,4 36,0-0,50 0,77 601 1580 783 BP 5160S m-si 159,8 4,7 44,0 4,4 36,0-0,50 0,73 743 1596 790 BP 5165S m-si 164,9 4,9 44,1 4,6 36,0-0,50 0,72 721 1593 790 BP 5170 L m-si 169,2 5,0 44,0 4,7 36,0-0,50 0,69 680 1580 783 BP 5170S m-si 169,9 5,0 44,2 4,7 36,0-0,50 0,71 701 1596 790 BP 555/1 m-si 54,0 3,2 22,0 3,0 18,0-0,50 0,54 523 825 530 BP 555/2 m-si 54,0 3,2 22,0 3,0 18,0-0,50 0,54 523 825 530 BP 580 H m-si 79,9 4,7 22,0 4,4 18,0-0,50 0,37 372 1209 537 BP 580 L m-si 79,9 4,7 22,0 4,4 18,0-0,50 0,37 372 1182 522 BP 580F m-si 79,9 4,7 22,0 4,4 18,0-0,50 0,37 372 1188 530 BP 580S/U/W m-si 79,9 4,7 22,0 4,4 18,0-0,50 0,37 372 1209 537 BP 585 D m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0,36 351 1209 537 BP 585 H m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0,36 351 1209 537 BP 585F m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0,36 351 1188 530 BP 585L m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0,36 351 1183 525 BP 585S/U/W m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,0-0,50 0,36 351 1209 537 BP 7170 m-si 169,9 5,1 44,1 4,7 36,0-0,50 0,73 572 1593 790 BP 7170 S m-si 169,9 5,1 44,1 4,7 36,0-0,50 0,73 572 1593 790 BP 7175 L m-si 176,4 5,3 44,4 4,9 36,0-0,50 0,72 590 1580 783 BP 7175 S m-si 176,4 5,3 44,4 4,9 36,0-0,50 0,72 590 1593 790 BP 7180 m-si 181,0 5,4 44,8 5,0 36,2-0,50 0,73 592 1593 790 BP 7180 S m-si 181,0 5,4 44,8 5,0 36,2-0,50 0,73 592 1593 790 BP 7185 m-si 186,2 5,5 44,8 5,1 36,5-0,50 0,68 582 1593 790 BP 7185 S m-si 186,2 5,5 44,9 5,1 36,5-0,50 0,69 584 1593 790 BP 7190 m-si 190,3 5,5 44,8 5,2 36,6-0,50 0,64 650 1593 790 BP 7195 m-si 195,1 5,6 44,8 5,3 36,6-0,50 0,62 660 1593 790 BP 785 m-si 85,0 5,1 22,0 4,7 18,0-0,50 0,36 284 1209 537 BP 785 H m-si 85,0 5,1 22,0 4,7 18,0-0,50 0,36 284 1209 537 BP 785 L m-si 85,0 5,1 22,0 4,7 18,0-0,50 0,36 284 1197 530 BP 785 S m-si 85,0 5,1 22,0 4,7 18,0-0,50 0,36 284 1209 537 BP 790 DB m-si 90,0 5,3 22,1 5,0 18,0-0,50 0,34 330 1209 537 BP 790L m-si 90,0 5,3 22,1 5,0 18,0-0,50 0,34 330 1197 530 BP 790S/H m-si 90,0 5,3 22,1 5,0 18,0-0,50 0,34 330 1209 537 BP Apollo 980 CdTe 80,1 3,0 45,2 2,5 32,3-0,25 7,75 537 1549 783 BP GSX 116 U m-si 116,2 3,8 41,7 3,5 33,4-0,50 1,05 736 1461 731 BP GSX 156 U m-si 156,3 5,1 41,7 4,7 33,4-0,50 0,77 581 1914 731 BPMillen.MST43LV m-si 43,4 3,3 22,3 2,6 16,7-0,50 4,13 87 1234 666 BPMillen.MST50LV m-si 49,5 3,7 23,3 2,8 17,6-0,50 4,01 56 1229 667 BPMillen.MST56MV m-si 55,5 0,9 102,0 0,8 73,0-0,50 34,54 6929 1229 667 BPMillen.MST43LV a-si(1) 42,9 3,3 22,7 2,6 16,5-0,20 4,64 111 1229 666 BPMillen.MST43MV a-si(1) 43,1 0,8 98,0 0,6 73,0-0,20 67,84 446 1229 666 BPMillen.MST50MV a-si(1) 50,1 0,9 102,0 0,7 77,0-0,20 75,95 965 1234 666 BP MST 10 D m-si 10,0 0,8 24,9 0,6 16,9-0,50 26,54 506 616 379 BP MST 20 D m-si 20,0 1,6 24,0 1,2 17,4-0,50 9,95 80 616 708 BP MSX 10 Lite m-si 9,9 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3,19 2033 267 445 BP MSX 110, 24V p-si 110,9 3,6 41,6 3,3 33,6-0,50 1,05 771 1108 991

290 Anhang Tabelle A.2.1.15. 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 0,26 188 1097 981 BP MSX 120, 24V p-si 120,0 3,9 42,1 3,6 33,7-0,50 1,03 752 1113 991 BP MSX 120, 24VL m-si 120,0 3,9 42,1 3,6 33,7-0,50 1,03 752 1097 981 BP MSX 20 Lite m-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,8-0,50 1,53 1147 495 445 BP MSX 240 m-si 239,4 3,8 85,2 3,5 68,4-0,50 2,07 1558 1902 1130 BP MSX 30 Lite m-si 29,9 1,9 21,0 1,8 16,8-0,50 1,03 736 495 616 BP MSX 5 Lite m-si 4,5 0,3 20,5 0,3 16,5-0,50 6,73 3968 267 273 BP MSX 56 m-si 56,3 3,6 20,8 3,4 16,8-0,50 0,50 425 1100 502 BP MSX 60 m-si 59,8 3,9 21,0 3,6 16,8-0,50 0,51 376 1100 502 BP MSX 60 p-si 59,9 3,8 21,1 3,5 17,1-0,50 0,49 381 1105 502 BP MSX 60 U m-si 59,8 3,9 21,0 3,6 16,8-0,50 0,51 376 1110 502 BP MSX 64 p-si 64,1 4,0 21,3 3,7 17,5-0,50 0,44 342 1105 502 BP MSX 77 m-si 77,1 5,0 21,0 4,6 16,9-0,50 0,40 271 1461 502 BP MSX 80 m-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,50 0,39 279 1461 502 BP MSX 80 U p-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,50 0,39 279 1105 502 BP MSX 83 m-si 82,9 5,3 21,2 4,9 17,1-0,50 0,36 276 1461 502 BP SA-5 m-si 5,0 0,4 21,9 0,3 16,1-0,50 30,38 208 346 346 BP SX 10 M m-si 9,9 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3,19 2033 421 269 BP SX 10 U m-si 9,9 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3,19 2033 424 273 BP SX 110 S, 12V p-si 109,6 7,4 20,6 6,7 16,4-0,50 0,28 173 1461 731 BP SX 110 U, 24V p-si 109,9 3,7 41,2 3,3 32,9-0,50 1,12 690 1461 731 BP SX 120 S, 12V p-si 119,6 7,7 21,0 7,1 16,8-0,50 0,26 188 1461 731 BP SX 120 U, 24V p-si 120,0 3,9 42,1 3,6 33,7-0,50 1,03 752 1461 731 BP SX 140 B p-si 139,7 4,5 42,8 4,1 34,0-0,50 0,95 633 1593 790 BP SX 140 L m-si 139,7 4,5 42,8 4,1 34,0-0,50 0,95 633 1580 790 BP SX 140 S p-si 139,7 4,5 42,8 4,1 34,0-0,50 0,95 633 1596 790 BP SX 150 B p-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0,92 622 1593 790 BP SX 150 L m-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0,92 622 1580 783 BP SX 150 S p-si 150,1 4,8 43,5 4,4 34,5-0,50 0,92 622 1596 790 BP SX 160 B p-si 160,0 4,9 44,0 4,6 35,0-0,50 0,84 724 1593 790 BP SX 20 M m-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,8-0,50 1,53 1147 421 501 BP SX 20 U m-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,8-0,50 1,53 1147 421 501 BP SX 30 M m-si 29,9 1,9 21,0 1,8 16,8-0,50 1,03 736 594 502 BP SX 30 U m-si 29,9 1,9 21,0 1,8 16,8-0,50 1,03 736 594 502 BP SX 305 p-si 4,5 0,3 20,5 0,3 16,5-0,50 6,73 3968 251 269 BP SX 310 p-si 9,9 0,7 21,0 0,6 16,8-0,50 3,19 2033 425 273 BP SX 320 p-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,8-0,50 1,53 1147 425 502 BP SX 330 p-si 29,9 1,9 21,0 1,8 16,8-0,50 1,03 736 595 502 BP SX 40 U/M p-si 39,8 2,6 21,0 2,4 16,8-0,50 0,77 558 767 502 BP SX 5 M m-si 4,5 0,3 20,5 0,3 16,5-0,50 6,73 3968 269 250 BP SX 50 U/M p-si 49,9 3,2 21,0 3,0 16,8-0,50 0,62 449 939 502 BP SX 55 U m-si 53,8 5,2 21,0 3,2 16,8-0,50 1,19 7 1461 502 BP SX 60 U m-si 59,8 3,9 21,0 3,6 16,8-0,50 0,51 376 1461 502 BP SX 65 U m-si 64,8 4,1 21,5 3,8 17,2-0,50 0,49 389 1110 502 BP SX 70 T U p-si 69,9 4,5 21,4 4,1 17,0-0,50 0,48 316 1209 537 BP SX 75 U p-si 74,9 5,0 20,7 4,5 16,5-0,50 0,41 276 1456 502 BP SX 75T U m-si 75,3 4,8 21,8 4,4 17,3-0,50 0,46 311 1209 537 BP SX 80 U p-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,50 0,39 279 1456 502 BP SX 85 U m-si 85,0 5,3 21,3 5,0 17,1-0,50 0,36 311 1461 502 BP SX 85 U p-si 85,0 5,3 21,3 5,0 17,1-0,50 0,36 311 1456 502 BP VLX-20 m-si 20,0 1,3 20,8 1,2 17,1-0,50 1,31 1107 416 500 BP VLX-32 m-si 32,0 2,0 21,3 1,9 17,2-0,50 0,94 754 588 500 BP VLX-53 m-si 53,0 3,3 21,3 3,1 17,2-0,50 0,57 454 933 500

A.2 Solargenerator 291 Tabelle A.2.1.16. 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 0,23 169 380 1194 SRT 40 p-si 40,0 4,8 11,1 4,6 8,8-0,40 0,21 190 1194 378 Buderus Logasol PV 250 p-si 262,4 4,6 77,4 4,1 64,0-0,50 1,48 836 2118 1135 Canadian Solar (CSI) CS4-10 m-si 11,1 0,7 21,0 0,7 17,0-0,50 2,59 2176 520 230 CS4-100 m-si 100,1 6,4 21,6 5,8 17,2-0,50 0,34 220 1320 664 CS4-105 m-si 105,1 6,7 21,6 6,1 17,2-0,50 0,32 209 1320 664 CS4-150 m-si 150,2 9,5 21,6 8,7 17,2-0,50 0,22 160 1312 979 CS4-155 m-si 155,1 9,8 21,6 9,0 17,2-0,50 0,21 154 1312 979 CS4-160 m-si 160,010,1 21,6 9,3 17,2-0,50 0,21 149 1312 979 CS4-20 m-si 20,4 1,4 21,0 1,2 17,0-0,50 1,60 724 620 333 CS4-40 m-si 40,1 2,6 21,6 2,3 17,2-0,50 0,86 510 1006 454 CS4-5 m-si 5,1 0,3 21,0 0,3 17,0-0,50 5,85 3978 276 230 CS4-50 m-si 51,6 3,2 21,6 3,0 17,2-0,50 0,63 525 1006 454 CS4-55 m-si 55,0 3,5 21,6 3,2 17,2-0,50 0,60 431 1006 454 CS4-90 m-si 90,1 5,7 21,6 5,2 17,2-0,50 0,37 266 1320 664 CS4-95 m-si 94,9 6,1 21,6 5,5 17,2-0,50 0,36 229 1320 664 CS5-155 m-si 155,1 9,8 21,6 9,0 17,2-0,50 0,21 154 1595 801 CS5-155 m-si 155,1 9,8 21,6 9,0 17,2-0,50 0,21 154 1595 801 CS5-165 m-si 165,110,4 21,6 9,6 17,2-0,50 0,20 145 1595 801 CS5-165 m-si 165,110,4 21,6 9,6 17,2-0,50 0,20 145 1595 801 CS5-65 m-si 65,4 4,2 21,6 3,8 17,2-0,50 0,53 318 1213 547 CS5-70 m-si 70,0 4,4 21,6 4,1 17,2-0,50 0,47 342 1213 547 CS5-75 m-si 75,2 4,7 21,6 4,4 17,2-0,50 0,44 327 1213 547 CS5-85 m-si 85,1 5,4 21,6 5,0 17,2-0,50 0,39 284 1213 547 CS5A-160 m-si 159,8 5,0 43,6 4,6 34,9-0,50 0,82 614 1595 801 CS5A-160 p-si 159,8 5,0 43,6 4,6 34,9-0,50 0,82 614 1595 801 CS5A-170 m-si 170,0 5,2 44,1 4,8 35,5-0,50 0,77 596 1595 801 CS5A-170 p-si 170,0 5,2 44,1 4,8 35,5-0,50 0,77 596 1595 801 CS5A-175 m-si 175,1 5,3 44,3 4,9 35,8-0,50 0,74 591 1595 801 CS5A-180 m-si 180,1 5,4 44,5 5,0 36,1-0,50 0,71 578 1595 801 CS5A-180 p-si 180,1 5,4 44,5 5,0 36,1-0,50 0,71 578 1595 801 CS5B-145 m-si 145,2 4,7 42,0 4,3 33,6-0,50 0,85 615 1302 943 CS5B-150 m-si 150,2 5,0 42,0 4,5 33,6-0,50 0,85 513 1302 943 CS5B-155 m-si 154,9 5,1 42,0 4,6 33,6-0,50 0,83 493 1302 943 CS5B-160 m-si 160,3 5,3 42,0 4,8 33,6-0,50 0,79 491 1302 943 CS5B-165 m-si 165,3 5,3 42,0 4,9 33,6-0,50 0,74 550 1302 943 CS5B-170 m-si 170,0 5,5 42,0 5,1 33,6-0,50 0,72 529 1302 943 CS5C-80 m-si 80,2 5,0 21,8 4,6 17,5-0,50 0,41 306 1213 547 CS5C-80 p-si 80,2 5,0 21,8 4,6 17,5-0,50 0,41 306 1213 547 CS5C-90 m-si 89,8 5,4 22,2 5,0 18,0-0,50 0,36 289 1213 547 CS5C-90 p-si 89,8 5,4 22,2 5,0 18,0-0,50 0,36 289 1213 547 CS5E-15 m-si 15,1 1,0 21,4 0,9 17,3-0,50 2,15 1231 620 284 CS5E-15 p-si 15,1 1,0 21,4 0,9 17,3-0,50 2,15 1231 620 284 CS5E-20 m-si 20,1 1,2 21,8 1,2 17,5-0,50 1,60 1276 620 284 CS5E-20 p-si 20,1 1,2 21,8 1,2 17,5-0,50 1,60 1276 620 284 CS5F-12 m-si 11,9 0,8 21,5 0,7 17,3-0,50 2,91 1353 446 284 CS5F-12 p-si 11,9 0,8 21,5 0,7 17,3-0,50 2,91 1353 446 284 CS5P-200 p-si 200,0 4,8 57,4 4,3 46,4-0,50 1,15 703 1602 1061 CS5P-210 p-si 210,2 4,9 57,9 4,5 46,6-0,50 1,10 763 1602 1061 CS5P-220 p-si 220,0 5,1 58,4 4,7 46,9-0,50 1,06 787 1602 1061 CS5P-230 p-si 229,9 5,3 58,8 4,8 47,5-0,50 1,00 777 1602 1061

292 Anhang Tabelle A.2.1.17. 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 0,95 770 1602 1061 CS6-110 m-si 110,1 7,0 21,6 6,4 17,2-0,50 0,30 218 1436 645 CS6-115 m-si 115,2 7,3 21,6 6,7 17,2-0,50 0,29 209 1436 645 CS6-120 m-si 120,1 7,6 21,6 7,0 17,2-0,50 0,28 200 1436 645 CS6-125 m-si 125,0 7,7 21,6 7,3 17,2-0,50 0,26 223 1436 645 CS6-155 m-si 154,9 7,3 28,8 6,7 23,2-0,50 0,36 272 1324 982 CS6-165 m-si 164,9 7,7 28,8 7,1 23,2-0,50 0,34 255 1324 982 CS6A-150 p-si 150,2 7,1 28,8 6,5 23,1-0,50 0,39 265 1324 982 CS6A-160 p-si 159,9 7,5 28,9 6,9 23,1-0,50 0,36 269 1324 982 CS6A-170 p-si 170,1 7,9 29,2 7,3 23,2-0,50 0,35 284 1324 982 CS6A-175 p-si 174,9 8,2 28,8 7,5 23,2-0,50 0,32 242 1324 982 CS6A-180 p-si 180,0 8,4 28,8 7,8 23,2-0,50 0,31 233 1324 982 CS6A-210 p-si 210,1 7,5 36,1 7,3 28,9-0,50 0,42 429 1638 982 CS6D-60 p-si 60,2 3,7 21,7 3,5 17,4-0,50 0,53 431 783 666 CS6D-65 p-si 65,1 4,0 22,0 3,7 17,6-0,50 0,51 422 783 666 CS6P-200 p-si 200,3 7,7 36,2 6,9 28,9-0,50 0,48 284 1638 982 CS6P-210 p-si 209,8 7,9 36,4 7,3 28,9-0,50 0,46 317 1638 982 CS6P-220 p-si 220,0 8,3 36,2 7,6 29,1-0,50 0,42 286 1638 982 CS6P-230 p-si 230,1 8,6 36,4 7,8 29,5-0,50 0,39 257 1638 982 CS6P-240 p-si 240,5 8,6 37,0 7,9 30,4-0,50 0,35 285 1638 982 NH-100AX-100 a-si(1) 99,8 1,7 101,0 1,3 75,0-0,20 34,07 1196 1416 1116 NH-100AX-90 a-si(1) 90,0 1,6 99,5 1,3 71,4-0,20 43,47 1096 1416 1116 NH-100AX-95 a-si(1) 94,9 1,6 100,0 1,3 73,0-0,20 37,55 1271 1416 1116 Central Electronics Ltd. PM 10 m-si 9,9 0,8 20,5 0,6 16,0-0,50 13,44 110 465 280 PM 12 m-si 11,9 0,8 21,0 0,7 16,5-0,50 4,85 901 465 280 PM 20 m-si 20,4 1,4 21,4 1,2 17,0-0,50 2,62 525 550 465 PM 35 m-si 34,7 2,6 20,5 2,1 16,5-0,50 2,69 92 645 550 PM 37 m-si 37,4 2,6 21,0 2,2 17,0-0,50 1,32 205 645 550 PM 40 m-si 40,0 2,7 21,4 2,4 17,0-0,50 0,90 421 645 550 PM 50 m-si 50,2 3,3 21,4 3,0 17,0-0,50 0,70 364 800 550 PM 70 m-si 70,1 5,0 21,0 4,3 16,5-0,50 0,92 134 1200 550 PM 75 m-si 74,8 5,0 21,4 4,4 17,0-0,50 0,49 206 1200 550 CETC Solar CS48-D10-12 m-si 10,2 0,8 21,9 0,6 17,5-0,50 14,19 191 350 306 CS48-D125-12 m-si 125,3 3,9 43,5 3,5 35,7-0,50 0,99 606 1200 808 CS48-D130-12 m-si 130,3 4,0 43,8 3,6 36,1-0,50 0,91 671 1200 808 CS48-D135-12 m-si 135,1 4,0 44,1 3,7 36,7-0,50 0,82 711 1200 808 CS48-D155-24 m-si 155,5 5,1 42,4 4,5 34,4-0,50 0,83 417 1580 808 CS48-D160-24 m-si 160,5 5,2 42,8 4,6 34,9-0,50 0,78 437 1580 808 CS48-D165-24 m-si 165,5 5,2 43,2 4,7 35,6-0,50 0,73 431 1580 808 CS48-D170-24 m-si 170,4 5,3 43,6 4,8 35,8-0,50 0,71 496 1580 808 CS48-D175-24 m-si 175,6 5,3 43,9 4,9 36,2-0,50 0,67 530 1580 808 CS48-D180-24 m-si 180,3 5,4 44,2 4,9 36,8-0,50 0,62 525 1580 808 CS48-D20-12 m-si 20,1 1,5 21,9 1,2 17,5-0,50 7,26 86 652 306 CS48-D40-12 m-si 40,1 3,0 22,1 2,3 17,5-0,50 3,84 47 635 545 CS48-D60-12 m-si 60,4 3,5 22,3 3,4 17,6-0,50 0,59 622 830 545 CS48-D75-12 m-si 75,4 4,7 21,2 4,4 17,3-0,50 0,37 312 1200 545 CS48-D80-12 m-si 80,2 5,0 21,9 4,6 17,5-0,50 0,41 318 1200 545 CS48-D85-12 m-si 85,1 5,2 22,2 4,8 17,8-0,50 0,39 315 1200 545 CS48-D90-12 m-si 90,1 5,4 22,5 5,0 18,1-0,50 0,37 311 1200 545 CS48-P110-12 p-si 110,1 7,1 20,0 6,4 17,1-0,50 0,18 154 1482 676 CS48-P120-12 p-si 120,1 7,7 21,8 7,0 17,2-0,50 0,30 190 1482 676

A.2 Solargenerator 293 Tabelle A.2.1.18. 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-P130-12 p-si 112,4 8,1 22,0 6,4 17,5-0,50 1,19 27 1482 676 CS48-P190-24 p-si 189,9 8,1 32,2 7,1 26,6-0,50 0,36 185 1490 1000 CS48-P200-24 p-si 199,9 8,4 32,6 7,5 26,7-0,50 0,35 209 1490 1000 CS48-P210-24 p-si 210,3 7,8 36,2 7,1 29,7-0,50 0,40 273 1652 1000 CS48-P220-24 p-si 220,5 8,1 36,5 7,4 29,8-0,50 0,39 283 1652 1000 CS48-P230-24 p-si 230,1 8,3 36,8 7,7 30,0-0,50 0,38 298 1652 1000 CS48-P240-24 p-si 239,9 7,6 44,0 6,7 35,6-0,50 0,59 288 1966 1000 CS48-P250-24 p-si 250,6 7,8 44,0 7,0 35,8-0,50 0,53 312 1966 1000 CS48-P260-24 p-si 264,2 8,1 44,3 7,3 36,0-0,50 0,50 331 1966 1000 Chaori CRM 155S m-si 154,7 4,8 43,0 4,4 35,0-0,34 0,77 611 1580 808 CRM 160S m-si 160,0 5,0 43,0 4,6 35,0-0,35 0,74 594 1580 808 CRM 165S(160Wp) m-si 160,0 5,0 43,0 4,6 35,0-0,34 0,74 594 1580 808 CRM 165S(165Wp) m-si 164,9 5,1 43,0 4,7 35,0-0,34 0,72 578 1580 808 CRM 165S(170Wp) m-si 169,8 5,3 43,0 4,9 35,0-0,34 0,70 554 1580 808 CRM 165S(175Wp) m-si 175,0 5,4 43,0 5,0 35,0-0,34 0,67 548 1580 808 CRM 165S(180Wp) m-si 179,9 5,6 43,0 5,1 35,0-0,34 0,66 527 1580 808 CRM 170S m-si 170,1 5,3 43,0 4,9 35,0-0,37 0,69 562 1580 808 CRM 175S m-si 175,0 5,4 43,0 5,0 35,0-0,38 0,67 548 1580 808 CRM 180S m-si 180,3 5,6 43,0 5,2 35,0-0,39 0,65 534 1580 808 CRM 185S m-si 184,8 5,7 43,0 5,3 35,0-0,35 0,64 514 1580 808 CRM 200S(156P) p-si 199,7 7,4 35,8 6,8 29,2-0,50 0,41 324 1630 988 CRM 205S(156P) p-si 205,0 7,6 35,8 7,0 29,2-0,50 0,40 317 1630 988 CRM 210S(156P) p-si 209,9 7,8 35,8 7,2 29,2-0,50 0,39 308 1630 988 CRM 215S(156P) p-si 214,9 8,0 35,8 7,4 29,2-0,50 0,38 303 1630 988 CRM 220S(156P) p-si 219,9 8,2 35,8 7,5 29,2-0,50 0,37 294 1630 988 CRM 225S(156P) p-si 224,8 8,4 35,8 7,7 29,2-0,50 0,36 286 1630 988 CRM 230S(156P) p-si 230,1 8,3 36,6 7,7 30,0-0,50 0,36 314 1630 988 CRM 235S(156P) p-si 235,1 8,4 36,9 7,8 30,3-0,50 0,35 309 1630 988 CRM 240S(156P) p-si 240,0 8,6 36,9 7,9 30,3-0,50 0,34 301 1630 988 CNPV Power CNPV-160M m-si 160,4 5,2 43,0 4,7 34,5-0,45 0,83 501 1581 809 CNPV-165M m-si 165,4 5,2 43,4 4,7 35,2-0,45 0,78 496 1581 809 CNPV-170M m-si 170,1 5,3 43,8 4,8 35,8-0,45 0,74 493 1581 809 CNPV-175M m-si 175,7 5,3 44,2 4,8 36,6-0,45 0,68 486 1581 809 CNPV-180M m-si 180,4 5,4 44,6 4,9 37,2-0,45 0,64 483 1581 809 CNPV-185M m-si 185,2 5,4 45,0 4,9 37,8-0,45 0,61 481 1581 809 CNPV-190P p-si 190,4 7,4 35,6 6,8 28,0-0,45 0,50 337 1650 992 CNPV-200M m-si 200,2 7,6 36,0 7,0 28,6-0,45 0,46 333 1650 992 CNPV-200P p-si 200,2 7,6 36,0 7,0 28,6-0,45 0,46 333 1650 992 CNPV-210M m-si 210,2 7,8 36,4 7,2 29,2-0,45 0,43 329 1650 992 CNPV-210P p-si 210,2 7,8 36,4 7,2 29,2-0,45 0,43 329 1650 992 CNPV-220M m-si 220,5 8,0 36,8 7,4 29,8-0,45 0,40 325 1650 992 CNPV220P p-si 220,5 8,0 36,8 7,4 29,8-0,45 0,40 325 1650 992 CNPV-230M m-si 230,3 8,2 37,2 7,6 30,3-0,45 0,38 323 1650 992 CNPV-230P p-si 230,3 8,2 37,2 7,6 30,3-0,45 0,38 323 1650 992 CNPV-240M m-si 240,2 8,4 37,6 7,8 30,8-0,45 0,36 321 1650 992 CNPV-240P p-si 240,2 8,4 37,4 7,8 30,8-0,45 0,35 317 1650 992 CNPV-250M m-si 248,0 8,6 37,8 8,0 31,0-0,45 0,35 318 1650 992 CNPV-250P p-si 250,6 7,6 43,4 7,0 35,8-0,45 0,45 384 1965 992 CNPV-260M m-si 259,9 7,8 43,4 7,2 36,1-0,45 0,41 376 1965 992 CNPV-260P p-si 260,6 7,8 43,8 7,2 36,2-0,45 0,43 383 1965 992 CNPV-270M m-si 270,1 8,0 43,8 7,4 36,5-0,45 0,39 375 1965 992

294 Anhang Tabelle A.2.1.19. 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 0,42 381 1965 992 CNPV-280M m-si 280,4 8,2 44,2 7,6 36,9-0,45 0,38 374 1965 992 CNPV-280P p-si 280,4 8,2 44,6 7,6 36,9-0,45 0,41 381 1965 992 CNPV-290M m-si 290,2 8,4 44,6 7,8 37,2-0,45 0,38 373 1965 992 CNPV-290P p-si 290,2 8,4 45,0 7,8 37,2-0,45 0,40 380 1965 992 CNPV-300M m-si 300,0 8,6 45,0 8,0 37,5-0,45 0,37 373 1965 992 Colexon BSC 36 a-si(1) 36,0 1,3 65,0 0,8 45,0-0,19 31,14 163 1245 635 BSC 40 a-si(1) 40,1 1,3 65,0 0,9 45,0-0,19 38,36 343 1245 635 BSC 44 a-si(1) 44,1 1,3 65,0 1,0 45,0-0,19 39,94 1140 1245 635 Conergy 105 L m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,44 0,29 247 1304 648 160 M m-si 160,1 9,8 21,6 9,2 17,4-0,46 0,19 170 1310 969 A 165 P p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0,78 672 1237 1082 Asteria 175X p-si 175,0 5,3 43,2 5,0 34,8-0,43 0,69 669 1237 1082 Conergy105Profili. m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,38 0,29 247 1310 652 Conergy158Profili. m-si 159,0 9,8 21,6 9,1 17,4-0,38 0,19 164 1310 969 Conergy160Profili. m-si 160,1 9,8 21,6 9,2 17,4-0,38 0,19 170 1310 969 Conergy C 123 P p-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0,28 123 1499 662 Conergy C 160 P p-si 160,1 7,8 28,4 7,0 22,8-0,50 0,37 207 1318 994 Conergy C 165 P p-si 165,0 5,3 43,1 4,8 34,6-0,50 0,82 466 1575 826 Conergy C 167 P p-si 167,1 5,4 43,1 4,8 34,6-0,50 0,80 466 1575 826 Conergy C 170 M m-si 170,2 8,4 29,4 7,6 22,4-0,50 0,46 238 1318 994 Conergy C 175 M m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,50 0,80 558 1575 826 Conergy C 180 M m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,50 0,38 231 1318 994 Conergy E 220 P p-si 220,0 8,3 36,5 7,6 28,8-0,43 0,45 305 1665 991 ConergyS106LProf. m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,38 0,29 247 1304 648 ConergyS155Prof. m-si 154,8 4,9 43,2 4,5 34,4-0,47 0,86 607 1580 808 E 175 P p-si 175,2 7,8 30,7 7,2 24,3-0,50 0,39 284 1669 790 N 125P p-si 124,9 7,3 22,1 6,9 18,0-0,38 0,24 241 1431 640 S 106 L m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,44 0,29 247 1304 648 Corus KalzipAlu+Sol136W a-si(3) 135,3 5,1 46,2 4,1 33,0-0,19 5,80 224 4000 537 KalzipAlu+Sol.68W a-si(3) 67,7 5,1 23,2 4,1 16,5-0,19 2,94 116 2000 537 Creaton AG Creasol 1 m-si 83,5 3,4 31,7 3,1 26,6-0,50 0,63 704 1410 470 Creasol 2 m-si 100,3 5,2 42,5 2,9 34,6-0,50 1,22 9 1308 653 CSG Solar CSG 075 CSG 75,1 1,8 65,0 1,7 44,2-0,69 6,77 3194 1253 1103 CSG 080 CSG 79,7 1,8 69,0 1,7 46,9-0,69 7,20 3391 1253 1103 CSG 085 CSG 85,3 1,8 74,0 1,7 50,2-0,69 7,77 3640 1253 1103 CSG 090 CSG 90,1 1,8 78,0 1,7 53,0-0,69 8,15 3834 1253 1103 CSG 095 CSG 94,7 1,8 82,0 1,7 55,7-0,69 8,57 4031 1253 1103 CSG 100 CSG 100,5 1,8 87,0 1,7 59,1-0,58 9,09 4277 1253 1103 CSG 105 CSG 105,1 1,8 91,0 1,7 61,8-0,69 9,52 4474 1253 1103 Day4 Energy DAY4 48MC-155W p-si 155,4 7,6 28,0 7,0 22,3-0,43 0,36 264 1307 991 DAY4 48MC-160W p-si 160,0 7,7 28,3 7,1 22,6-0,43 0,35 254 1307 991 DAY4 48MC-165W p-si 165,4 7,8 28,6 7,2 23,0-0,43 0,34 256 1307 991 DAY4 48MC-170W p-si 169,7 7,9 28,8 7,4 23,0-0,43 0,34 277 1307 991 DAY4 48MC-175W p-si 175,0 8,1 29,2 7,5 23,4-0,43 0,33 267 1307 991 DAY4 48MC-180W p-si 180,1 8,1 29,4 7,6 23,7-0,43 0,31 281 1307 991 DAY4 48MC-185W p-si 184,9 8,2 29,5 7,8 23,8-0,43 0,30 293 1307 991

A.2 Solargenerator 295 Tabelle A.2.1.20. 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 0,30 301 1307 991 Depasol DEP 120 M m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0,25 190 1577 790 DEP 150 M m-si 149,6 9,6 21,0 8,8 17,0-0,50 0,20 146 1577 790 DEP 80 M m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0,39 291 1200 550 Doorline DL 160-48 P p-si 159,8 7,8 28,7 6,8 23,5-0,50 0,38 142 1576 827 DL 160-72 M m-si 160,2 5,2 43,0 4,6 35,2-0,50 0,81 375 1576 827 Dopt BV DM 120 m-si 119,3 4,9 32,4 4,5 26,5-0,50 0,55 440 1200 800 DM 125 m-si 128,2 5,1 33,7 4,8 26,7-0,50 0,62 526 1200 800 DM 130 m-si 130,8 5,2 33,8 4,9 26,7-0,50 0,62 522 1200 800 DM 135 m-si 136,2 5,2 33,8 5,1 26,7-0,50 0,60 614 1200 800 DM 160 Typ A m-si 159,3 4,9 43,2 4,5 35,4-0,50 0,73 585 1200 1050 DM 160 Typ B m-si 159,3 4,9 43,2 4,5 35,4-0,50 0,73 585 1585 805 DM 170 Typ A m-si 170,9 5,1 44,9 4,8 35,6-0,50 0,83 701 1200 1050 DM 170 Typ B m-si 170,9 5,1 44,9 4,8 35,6-0,50 0,83 701 1585 805 DM 175 Typ A m-si 174,4 5,2 45,1 4,9 35,6-0,50 0,83 696 1200 1050 DM 175 Typ B m-si 174,4 5,2 45,1 4,9 35,6-0,50 0,83 696 1585 805 DM 180 Typ A m-si 181,6 5,2 45,1 5,1 35,6-0,50 0,80 819 1200 1050 DM 180 Typ B m-si 181,6 5,2 45,1 5,1 35,6-0,50 0,80 819 1585 805 DM 80 m-si 79,6 4,9 21,6 4,5 17,7-0,50 0,37 294 1200 530 DM 85 m-si 85,4 5,1 22,4 4,8 17,8-0,50 0,41 349 1200 530 DM 90 m-si 90,8 5,2 22,6 5,1 17,8-0,50 0,40 410 1200 530 Dunasolar DS10 a-si(1) 10,1 0,6 31,1 0,5 22,4-0,19 31,09 1688 622 317 DS20 a-si(1) 20,2 0,6 62,2 0,5 44,8-0,19 62,18 3375 622 635 DS40 a-si(1) 40,3 1,2 62,2 0,9 44,8-0,19 38,15 845 1245 635 DS40-024 a-si(1) 40,0 1,6 44,9 1,3 32,0-0,19 20,42 464 1245 635 DS 40 F m-si 40,3 1,2 62,4 0,9 44,8-0,50 38,59 869 1245 635 EGing PV EGM-180 m-si 179,8 5,4 44,4 5,1 35,4-0,50 0,75 687 1580 808 Ekarat Solar ES20636120 p-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,43 0,28 245 1482 662 ES20636125 p-si 125,1 7,6 21,5 7,4 17,0-0,43 0,26 249 1482 662 ES20654180 p-si 180,2 7,5 32,3 7,1 25,4-0,43 0,42 369 1488 975 Elettro Sannio s.n.c. ES 85 m-si 85,9 5,1 21,9 4,8 18,0-0,50 0,33 343 1176 536 Energetica E-110 p-si 110,0 3,4 43,3 3,2 34,6-0,50 1,16 973 1310 660 E-1250B p-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,50 0,64 270 1200 802 E-130/130 p-si 130,1 7,3 24,2 6,7 19,3-0,49 0,31 243 1248 803 E-130/132 p-si 132,1 7,4 24,3 6,8 19,4-0,49 0,31 240 1248 803 E-130/134 p-si 134,1 7,4 24,3 6,9 19,4-0,49 0,30 243 1248 803 E-1300B/130 p-si 130,0 5,5 32,7 4,9 26,4-0,48 0,58 342 1200 802 E-1300B/132 p-si 132,1 5,5 32,7 5,0 26,4-0,48 0,55 373 1200 802 E-1300B/134 p-si 134,0 5,6 32,7 5,1 26,4-0,48 0,54 378 1200 802 E-130B/130 p-si 130,1 7,3 24,2 6,7 19,3-0,49 0,31 243 1271 827 E-130B/132 p-si 132,1 7,4 24,3 6,8 19,4-0,49 0,31 240 1271 827 E-130B/134 p-si 134,1 7,4 24,3 6,9 19,4-0,49 0,30 243 1271 827 E-132 p-si 132,1 7,4 24,3 6,8 19,4-0,50 0,31 240 1248 803 E-1320B p-si 132,1 5,5 32,7 5,0 26,4-0,50 0,55 373 1200 802 E-132B p-si 132,1 7,4 24,3 6,8 19,4-0,50 0,31 240 1271 827

296 Anhang Tabelle A.2.1.21. 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 0,30 243 1248 803 E-1340B p-si 134,0 5,6 32,7 5,1 26,4-0,50 0,54 378 1200 802 E-134B p-si 134,1 7,4 24,3 6,9 19,4-0,50 0,30 243 1271 827 E-1600M/24 m-si 159,1 4,6 47,2 4,3 37,4-0,50 1,00 737 1700 795 E-160M/24 m-si 163,6 5,1 43,9 4,6 35,6-0,50 0,80 512 1570 795 E-1700M/160 m-si 159,1 4,6 47,2 4,3 37,4-0,50 1,00 737 1700 795 E-1700M/170 m-si 170,2 5,1 46,6 4,6 37,0-0,50 0,96 554 1700 795 E-1700M/180 m-si 182,5 5,2 47,6 4,7 39,0-0,50 0,83 482 1700 795 E-1700M/190 m-si 190,0 5,5 48,0 4,8 39,4-0,50 0,87 339 1700 795 E-1700M/24 m-si 170,8 4,9 47,6 4,5 38,2-0,50 0,92 631 1700 795 E-170M/24 m-si 168,5 5,2 43,9 4,7 36,0-0,50 0,76 445 1570 795 E-1800M/24 m-si 182,5 5,2 47,6 4,7 39,0-0,50 0,83 482 1700 795 E-180M/24 m-si 179,3 5,5 44,3 4,9 36,4-0,50 0,73 414 1570 795 E-1900M/24 m-si 194,2 5,5 48,0 4,9 39,4-0,50 0,79 449 1700 795 E-190M/24 m-si 182,5 5,6 44,3 5,0 36,7-0,50 0,70 362 1570 795 E-2000 215 p-si 213,2 8,0 36,2 7,3 29,2-0,46 0,43 285 1620 990 E-2000 220 p-si 220,1 8,2 36,6 7,5 29,4-0,46 0,42 302 1620 990 E-2000 225 p-si 223,6 8,2 36,7 7,6 29,5-0,46 0,41 310 1620 990 E-2000 230 p-si 226,9 8,3 36,8 7,7 29,6-0,46 0,41 309 1620 990 E-SP160M m-si 150,8 5,6 36,0 5,2 29,0-0,50 0,57 469 1200 802 Energie Bau ebk 105-R p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1,24 670 1282 644 ebk 110-R p-si 110,2 3,3 44,1 3,1 36,0-0,40 1,11 931 1282 644 Energies Nouvelles et Environnement (ENE) PSP 90000/12+ m-si 90,2 6,1 20,4 5,6 16,0-0,50 0,35 244 1445 670 SHE 058 m-si 57,0 3,4 20,9 3,2 17,8-0,50 0,35 513 950 670 SHE 060 m-si 59,6 3,4 20,9 3,4 17,8-0,50 0,35 566 950 670 SHE 062 m-si 61,4 3,6 20,9 3,5 17,8-0,50 0,33 469 950 670 Energy Solutions ES 120W p-si 121,3 7,5 22,0 6,7 18,1-0,43 0,26 151 1438 663 ES200W p-si 218,4 8,4 36,0 7,8 28,0-0,43 0,46 323 1648 988 Enfoton Solar 36E6+120F(L) p-si 120,6 7,8 21,9 6,7 18,0-0,43 0,30 95 1500 670 50E6+150F(L) p-si 149,1 7,0 29,8 6,2 23,9-0,43 0,44 225 1660 830 50E6+160F(L) p-si 161,2 7,2 30,0 6,6 24,5-0,50 0,36 255 1660 830 50E6+170F(L) p-si 169,8 7,5 30,6 6,8 24,9-0,50 0,36 263 1660 830 50E6+180F(L) p-si 179,9 7,7 31,0 7,1 25,3-0,50 0,34 282 1660 830 50E6+190F(L) p-si 189,6 7,8 31,7 7,4 25,8-0,50 0,33 330 1660 830 60E6+205F(L) p-si 205,2 7,6 36,6 6,8 30,0-0,50 0,42 288 1660 990 60E6+215F(L) p-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,50 0,40 334 1660 990 60E6+225F(L) p-si 225,6 7,9 37,4 7,3 30,9-0,50 0,36 325 1660 990 EniTecnologie EUS ML16/135 m-si 135,3 4,8 42,0 4,1 33,0-0,50 1,79 300 1600 800 EUS ML16/150 m-si 150,5 4,9 43,5 4,3 35,0-0,50 0,97 398 1600 800 EUS PH16/150 p-si 150,5 4,8 43,2 4,3 35,0-0,50 0,87 494 1600 800 EUS PH16/160 p-si 159,8 4,9 44,0 4,5 35,5-0,50 0,81 608 1600 800 M 2/20 m-si 20,5 1,4 20,3 1,2 16,7-0,50 1,40 614 540 440 M 2/23 m-si 23,5 1,5 21,0 1,4 17,4-0,50 1,16 767 540 440 M 5/48 m-si 48,5 3,2 21,2 2,9 17,0-0,50 0,69 352 995 450 M 5/53 m-si 53,4 3,3 21,5 3,1 17,5-0,50 0,55 456 995 450 ML 8/70 m-si 70,1 4,8 21,6 4,1 17,3-0,50 0,89 115 1215 555 ML 8/76 m-si 76,6 4,9 21,8 4,4 17,6-0,50 0,46 225 1215 555 MN 2/20 m-si 20,0 1,4 20,3 1,2 16,3-0,50 1,59 663 540 440

A.2 Solargenerator 297 Tabelle A.2.1.22. 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 1,35 928 540 440 MN 5/48 m-si 47,6 3,2 20,8 2,8 17,0-0,50 0,67 266 995 450 MN 5/53 m-si 53,3 3,4 21,6 3,1 17,2-0,50 0,62 466 995 450 MN 8/70 m-si 70,1 4,7 21,4 4,1 17,3-0,50 0,51 184 1215 555 MN 8/78 m-si 78,2 4,9 21,7 4,5 17,3-0,50 0,42 313 1215 555 MN16/140 m-si 140,2 4,6 42,9 4,1 34,2-0,44 1,00 506 1600 800 MN16/155 m-si 155,3 4,8 43,6 4,4 35,3-0,44 0,81 604 1600 800 MN16/165 m-si 164,6 5,0 44,2 4,7 35,4-0,50 0,81 654 1600 800 PM 8/70 m-si 70,5 4,6 21,2 4,1 17,2-0,50 0,45 240 1215 555 PN 12/130 m-si 130,1 4,6 38,8 4,3 30,6-0,50 0,85 610 1190 1190 PN 2/25 m-si 25,3 1,7 21,5 1,5 17,1-0,50 1,68 534 540 440 PN 4/40 m-si 39,9 2,3 23,6 2,1 19,0-0,50 0,96 668 705 540 PN 5/46 m-si 45,9 3,0 21,3 2,7 17,0-0,50 0,73 419 995 450 PN 5/50 m-si 50,5 3,2 21,6 2,9 17,4-0,50 0,65 415 995 450 PN 5/55 m-si 55,2 3,4 21,8 3,1 17,8-0,50 0,56 405 995 450 PN 8/75 m-si 75,3 4,8 21,5 4,3 17,5-0,50 0,42 244 1215 555 PN 8/80 m-si 79,7 4,9 21,8 4,5 17,7-0,50 0,39 299 1215 555 PN 8D/150 m-si 150,5 5,4 21,6 8,7 17,3-0,50 1,60 238 1215 1108 PN16/140 p-si 140,2 4,6 42,6 4,1 34,2-0,44 0,96 494 1600 800 PN16/150 p-si 150,5 4,8 43,2 4,3 35,0-0,44 0,87 494 1600 800 PN16/160 p-si 159,8 4,9 44,0 4,5 35,5-0,44 0,81 608 1600 800 PN16/170 p-si 170,1 5,2 44,4 4,7 36,2-0,33 0,77 502 1600 800 PN5D/100 p-si 99,8 6,5 21,2 5,8 17,2-0,44 0,32 172 996 904 Eoplly EPLY 125S-10/36 m-si 10,0 0,6 21,6 0,6 17,2-0,48 3,24 2677 354 284 EPLY 125S-15/36 m-si 15,0 0,9 21,6 0,9 17,2-0,48 2,16 1785 447 284 EPLY 125S-160/72 m-si 160,2 4,8 42,6 4,5 35,5-0,48 0,61 682 1580 808 EPLY 125S-165/72 m-si 164,9 4,9 42,6 4,6 35,5-0,48 0,59 671 1580 808 EPLY 125S-170/72 m-si 170,0 5,0 43,4 4,7 36,2-0,48 0,59 668 1580 808 EPLY 125S-175/72 m-si 174,9 5,1 43,4 4,8 36,2-0,48 0,58 658 1580 808 EPLY 125S-180/72 m-si 180,2 5,3 43,4 5,0 36,3-0,48 0,56 639 1580 808 EPLY 125S-185/72 m-si 185,0 5,4 43,5 5,1 36,3-0,48 0,55 629 1580 808 EPLY 125S-20/36 m-si 20,0 1,2 21,6 1,2 17,2-0,48 1,62 1339 635 284 EPLY 125S-25/36 m-si 24,9 1,5 21,6 1,5 17,2-0,48 1,29 1115 447 534 EPLY 125S-30/36 m-si 29,9 1,9 21,6 1,7 17,2-0,48 1,07 923 494 534 EPLY 125S-35/36 m-si 34,9 2,2 21,6 2,0 17,2-0,48 0,92 787 494 534 EPLY 125S-40/36 m-si 40,1 2,5 21,6 2,3 17,2-0,48 0,80 702 635 534 EPLY 125S-45/36 m-si 45,1 2,8 21,6 2,6 17,2-0,48 0,71 621 635 534 EPLY 125S-5/36 m-si 5,0 0,3 21,6 0,3 17,2-0,48 6,48 5355 213 284 EPLY 125S-50/36 m-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,2-0,48 0,65 547 774 534 EPLY 125S-55/36 m-si 55,0 3,4 21,6 3,2 17,2-0,48 0,58 504 820 534 EPLY 125S-60/36 m-si 60,0 3,7 21,6 3,5 17,2-0,48 0,53 468 820 534 EPLY 125S-65/36 m-si 65,0 4,0 21,6 3,8 17,2-0,48 0,49 431 916 534 EPLY 125S-70/36 m-si 70,0 4,3 21,9 4,0 17,6-0,48 0,46 389 916 534 EPLY 125S-75/36 m-si 75,0 4,7 21,4 4,4 17,0-0,48 0,42 370 1197 534 EPLY 125S-80/36 m-si 80,0 4,9 21,6 4,7 17,2-0,48 0,40 347 1197 534 EPLY 125S-85/36 m-si 85,0 5,2 21,9 4,8 17,6-0,48 0,38 321 1197 534 EPV EPV-40 a-si(1) 40,5 1,2 59,0 0,9 44,0-0,21 31,55 650 1245 635 EPV-42 a-si(2) 42,3 1,2 60,0 0,9 45,0-0,19 29,35 768 1245 635 EQ Solar EQS165P-24 m-si 165,0 5,2 44,0 4,7 34,8-0,50 0,87 576 1580 808 EQS170P-24 m-si 170,0 5,3 44,3 4,8 35,2-0,50 0,83 589 1580 808

298 Anhang Tabelle A.2.1.23. 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 0,78 652 1580 808 EQS180P-24 m-si 180,0 5,5 44,8 5,1 35,6-0,50 0,80 562 1580 808 EQS160D-24 m-si 160,0 5,1 43,7 4,7 34,4-0,50 0,89 597 1580 808 EQS165D-24 m-si 165,1 5,2 44,0 4,7 34,9-0,50 0,86 565 1580 808 EQS170D-24 m-si 170,1 5,3 44,3 4,8 35,3-0,50 0,82 579 1580 808 EQS170P-18 m-si 170,0 7,4 32,4 6,5 26,0-0,50 0,48 204 1482 992 EQS175D-24 m-si 175,0 5,4 44,5 4,9 35,4-0,50 0,82 545 1580 808 EQS180P-18 m-si 180,0 7,5 32,7 6,9 26,2-0,50 0,42 280 1482 992 EQS190P-18 m-si 189,9 7,6 33,0 7,2 26,3-0,50 0,39 355 1482 992 EQS200P-18 m-si 199,8 7,7 33,2 7,5 26,5-0,50 0,38 399 1482 992 EQS240D-24 m-si 240,1 7,7 43,2 7,0 34,3-0,50 0,57 361 1956 992 EQS250D-24 m-si 249,7 7,8 43,2 7,3 34,4-0,50 0,52 407 1956 992 EQS260D-24 m-si 260,0 7,9 43,6 7,5 34,9-0,50 0,49 441 1956 992 EQS270D-24 m-si 269,7 8,1 43,8 7,6 35,3-0,50 0,46 430 1956 992 EQS280D-24 m-si 279,9 8,3 44,1 7,9 35,3-0,50 0,46 448 1956 992 EQS180D-18 m-si 179,8 7,7 32,4 7,0 25,8-0,50 0,43 261 1482 992 EQS190D-18 m-si 189,9 7,8 32,8 7,2 26,3-0,50 0,39 296 1482 992 EQS200D-18 m-si 199,9 8,0 32,8 7,6 26,3-0,50 0,36 339 1482 992 EQS210D-18 m-si 209,9 8,1 33,2 7,9 26,7-0,50 0,34 371 1482 992 EQS120D-12 m-si 120,1 7,7 21,6 6,9 17,3-0,50 0,28 166 1482 676 EQS130D-12 m-si 129,9 7,9 21,8 7,5 17,3-0,50 0,25 238 1482 676 EQS140D-12 m-si 139,7 8,1 22,2 7,9 17,6-0,50 0,25 264 1482 676 EQS060D-12 m-si 60,0 3,9 21,6 3,5 17,3-0,50 0,56 333 771 665 EQS065D-12 m-si 65,0 3,9 21,8 3,8 17,3-0,50 0,51 476 771 665 EQS070D-12 m-si 70,0 4,0 22,2 4,0 17,6-0,50 0,50 532 771 665 EQS040D-12 m-si 40,0 2,6 21,6 2,3 17,3-0,50 0,90 395 537 665 EQS045D-12 m-si 45,1 2,7 21,8 2,6 17,6-0,50 0,68 644 537 665 EQS030D-12 m-si 29,9 1,9 21,6 1,8 17,1-0,50 1,17 710 426 680 EQS032D-12 m-si 32,0 2,0 21,6 1,9 17,1-0,50 1,02 910 426 680 EQS034D-12 m-si 34,0 2,0 21,6 1,9 17,5-0,50 0,87 924 426 680 EQS010D-13 m-si 9,9 0,7 21,5 0,6 17,1-0,50 3,75 1537 310 368 EQS012D-12 m-si 12,1 0,7 21,9 0,7 17,5-0,50 2,71 2998 310 368 ErSol 160A/24V p-si 160,0 4,8 44,2 4,4 36,2-0,50 0,75 634 1600 800 160B/24V p-si 160,0 4,8 44,2 4,4 36,2-0,50 0,75 634 1620 850 Blue Power 150(50) m-si 150,1 7,0 29,5 6,3 23,9-0,50 0,40 252 1600 800 Blue Power 155(50) m-si 154,5 6,7 29,6 6,5 24,0-0,50 0,36 386 1600 800 Blue Power 155(72) m-si 155,3 4,7 43,9 4,3 36,2-0,50 0,75 597 1600 800 Blue Power 160(24V) m-si 160,0 4,8 44,2 4,4 36,2-0,50 0,75 645 1600 800 Blue Power 160(50) m-si 160,1 7,0 29,7 6,7 24,0-0,50 0,35 353 1600 800 Blue Power 165 p-si 164,7 4,9 44,3 4,6 36,2-0,50 0,73 679 1600 800 Blue Power 165(50) m-si 165,0 7,3 29,8 6,9 24,1-0,50 0,34 331 1600 800 Blue Power 165(72) m-si 164,7 4,9 44,4 4,6 36,2-0,50 0,74 680 1600 800 Blue Power 185 m-si 184,8 7,2 36,5 6,6 28,0-0,50 0,58 378 1600 950 Blue Power 190 m-si 190,3 7,3 36,5 6,7 28,4-0,50 0,55 353 1600 950 Blue Power 195 m-si 195,8 7,4 36,5 6,8 28,8-0,50 0,50 348 1600 950 Blue Power 200 m-si 200,1 7,5 36,5 6,9 29,0-0,50 0,47 356 1600 950 Blue Power 205 p-si 208,0 7,6 36,7 7,1 29,3-0,50 0,44 368 1600 950 Blue Power maxx 170 (24V) m-si 170,4 5,0 44,5 4,7 36,4-0,50 0,70 717 1600 800 Blue Power maxx 170 (50 Zellen) m-si 169,9 7,5 29,9 7,1 24,1-0,50 0,34 311 1600 800

A.2 Solargenerator 299 Tabelle A.2.1.24. 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 0,34 294 1600 800 Blue Power maxx 175 (72 Zellen) m-si 175,4 5,0 44,6 4,8 36,4-0,50 0,69 756 1600 800 Blue Power maxx 180 (24V) p-si 180,210,2 44,7 5,0 36,4-0,50 0,04 4 1600 800 Blue Power maxx 180 (50 Zellen) m-si 180,3 8,0 30,0 7,5 24,2-0,50 0,32 277 1600 800 E6+3.36 Blue Power p-si 3,4 7,5 0,6 6,8 0,5-0,43 0,01 5 156 156 E6+3.46 Blue Power p-si 3,5 7,5 0,6 6,9 0,5-0,43 0,01 5 156 156 E6+3.50 Blue Power p-si 3,5 7,6 0,6 7,0 0,5-0,43 0,01 5 156 156 E6+3.55 Blue Power p-si 3,6 7,6 0,6 7,0 0,5-0,43 0,01 6 156 156 E6+3.60 Blue Power p-si 3,6 7,7 0,6 7,1 0,5-0,43 0,01 6 156 156 E6+3.65 Blue Power p-si 3,7 7,8 0,6 7,2 0,5-0,43 0,01 6 156 156 E6+3.70 Blue Power p-si 3,7 7,8 0,6 7,2 0,5-0,43 0,01 6 156 156 E6+3.75 Blue Power p-si 3,8 7,9 0,6 7,3 0,5-0,43 0,01 5 156 156 E6+50 Blue Power 160 A m-si 160,6 7,5 29,9 6,7 24,2-0,50 0,41 194 1660 830 E6+50 Blue Power 165 A m-si 165,8 7,7 30,2 6,9 24,2-0,50 0,41 221 1660 830 E6+50 Blue Power 170 A m-si 171,0 7,9 30,3 7,1 24,3-0,50 0,39 221 1660 830 E6+50 Blue Power 175 A m-si 175,4 8,0 30,4 7,2 24,4-0,50 0,38 221 1660 830 E6+50 Blue Power 180 A m-si 180,8 8,2 30,6 7,4 24,4-0,50 0,38 224 1660 830 E6-50 Blue Power 150 A m-si 150,9 7,1 29,8 6,3 24,2-0,50 0,42 207 1600 800 E6-50 Blue Power 155 A m-si 156,0 7,2 30,2 6,4 24,2-0,50 0,43 231 1600 800 E6-50 Blue Power 160 A m-si 160,3 7,3 30,3 6,6 24,3-0,50 0,41 243 1600 800 E6-50 Blue Power 165 A m-si 165,2 7,5 30,4 6,8 24,4-0,50 0,39 260 1600 800 E6-50 Blue Power 170 A m-si 170,5 7,7 30,5 7,0 24,4-0,50 0,39 261 1600 800 E6M+3.47 Black Power m-si 3,5 8,3 0,6 7,3 0,5-0,51 0,01 3 156 156 E6M+3.58 Black Power m-si 3,6 8,3 0,6 7,3 0,5-0,51 0,01 3 156 156 E6M+3.65 Black Power m-si 3,7 8,3 0,6 7,4 0,5-0,51 0,01 4 156 156 E6M+3.70 Black Power m-si 3,7 8,4 0,6 7,5 0,5-0,51 0,01 4 156 156 E6M+3.75 Black Power m-si 3,8 8,4 0,6 7,6 0,5-0,51 0,01 4 156 156 E6M+3.80 Black Power m-si 3,8 8,5 0,6 7,6 0,5-0,51 0,01 4 156 156 E6M+3.85 Black Power m-si 3,9 8,5 0,6 7,7 0,5-0,51 0,01 4 156 156 E6M+3.89 Black Power m-si 3,9 8,5 0,6 7,7 0,5-0,51 0,01 4 156 156

300 Anhang Tabelle A.2.1.25. 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 0,01 4 156 156 E6M+3.99 Black Power m-si 4,0 8,5 0,6 7,8 0,5-0,51 0,00 4 156 156 E6M-3.38 Black Power m-si 3,4 7,7 0,6 7,0 0,5-0,46 0,01 5 150 150 E6M-3.42 Black Power m-si 3,4 7,8 0,6 7,0 0,5-0,46 0,01 4 150 150 E6M-3.47 Black Power m-si 3,5 7,9 0,6 7,1 0,5-0,46 0,01 5 150 150 E6M-3.51 Black Power m-si 3,5 7,9 0,6 7,2 0,5-0,46 0,01 5 150 150 E6M-3.56 Black Power m-si 3,6 8,0 0,6 7,2 0,5-0,46 0,01 5 150 150 E6M-3.60 Black Power m-si 3,6 8,0 0,6 7,3 0,5-0,46 0,01 5 150 150 E6M-3.65 Black Power m-si 3,6 8,0 0,6 7,3 0,5-0,46 0,01 5 150 150 E6M-3.69 Black Power m-si 3,7 8,1 0,6 7,3 0,5-0,46 0,01 4 150 150 E6M-50 Black Power 170 A m-si 170,9 8,0 29,9 7,1 23,9-0,50 0,39 217 1600 800 E6M-50 Black Power 175A m-si 175,0 8,2 30,0 7,3 24,1-0,50 0,38 195 1600 800 E6M-50 Black Power 180 A m-si 180,0 8,4 30,1 7,4 24,3-0,50 0,37 177 1600 800 E6M-50 Black Power 185 A m-si 184,7 8,4 30,2 7,6 24,4-0,50 0,35 200 1600 800 ErSol-150A/12V m-si 150,2 9,2 21,8 8,3 18,1-0,50 0,19 132 1600 800 ErSol-160A/12V m-si 160,0 9,6 22,2 8,8 18,1-0,50 0,19 160 1600 800 ErSol-170A/12V m-si 170,2 9,9 22,3 9,4 18,2-0,50 0,18 179 1600 800 ErSol-180A/12V m-si 180,210,2 22,4 9,9 18,2-0,50 0,17 198 1600 800 ErSol-190C p-si 190,1 9,8 26,3 8,8 21,6-0,50 0,24 146 1480 1060 ErSol-200C/12V m-si 199,810,0 26,5 9,0 22,2-0,50 0,20 142 1480 1060 ErSol-210C p-si 210,210,2 26,7 9,3 22,6-0,50 0,18 156 1480 1060 SHS 120 p-si 119,7 7,3 22,0 6,8 17,6-0,50 0,28 225 1460 660 Ertex Solar EFL 240 p-si 239,0 7,6 40,1 7,3 32,6-0,43 0,42 464 1826 1001 EFM 215 p-si 217,7 7,6 36,5 7,3 29,7-0,43 0,38 422 1675 1011 VSG 465 p-si 464,0 7,6 77,8 7,3 63,3-0,43 0,81 900 2631 1323 VSG-2-Iso-260 m-si 260,9 7,8 44,4 7,3 35,6-0,43 0,51 443 1987 1001 VSG-2-Iso-350 m-si 348,0 7,8 59,2 7,3 47,5-0,43 0,68 590 1987 1323 VSG-2-Iso-405 m-si 405,9 7,8 69,1 7,3 55,4-0,43 0,79 689 2309 1323 VSG-2-Iso-435 m-si 434,9 7,8 74,1 7,3 59,3-0,43 0,85 738 1987 1645 VSG-2-Iso-505 m-si 507,4 7,8 86,4 7,3 69,2-0,43 0,99 861 2309 1645 VSG-2-Iso-580 m-si 579,9 7,8 98,7 7,3 79,1-0,43 1,13 984 2631 1645 ET Solar ET-53670 m-si 70,0 4,5 21,5 4,1 16,9-0,54 0,48 363 1217 555 ET-53675 m-si 75,0 4,7 21,7 4,3 17,4-0,54 0,44 302 1217 555 ET-53680 m-si 80,1 5,0 21,9 4,5 17,6-0,54 0,41 282 1217 555 ET-53685 m-si 85,0 5,3 21,9 4,7 18,1-0,54 0,38 206 1217 555 ET-M572155 m-si 154,9 5,0 43,3 4,4 35,2-0,54 0,88 409 1580 808 ET-M572160 m-si 159,9 5,1 43,9 4,5 35,6-0,54 0,87 421 1580 808

A.2 Solargenerator 301 Tabelle A.2.1.26. 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-M572165 m-si 164,7 5,2 44,1 4,6 35,8-0,54 0,85 417 1580 808 ET-M572170 m-si 170,2 5,3 44,2 4,7 36,1-0,54 0,79 412 1580 808 ET-M572175 m-si 175,0 5,5 44,3 4,8 36,2-0,54 0,80 343 1580 808 ET-M572180 m-si 179,7 5,6 44,6 5,0 36,3-0,54 0,80 367 1580 808 ET-M572185 m-si 184,8 5,8 44,6 5,1 36,3-0,54 0,79 332 1580 808 ET-P636115 p-si 114,9 7,6 21,8 6,7 17,2-0,49 0,33 148 1482 676 ET-P636120 p-si 119,9 7,6 21,8 6,9 17,4-0,49 0,29 172 1482 676 ET-P636125 p-si 124,9 7,8 21,8 7,2 17,4-0,49 0,26 194 1482 676 ET-P636130 p-si 130,1 8,1 21,8 7,5 17,4-0,49 0,25 189 1482 676 ET-P636135 p-si 135,0 8,4 22,0 7,7 17,6-0,49 0,25 170 1482 676 ET-P636140 p-si 139,9 8,4 22,0 8,0 17,6-0,49 0,23 211 1482 676 ET-P636145 p-si 145,1 8,5 22,0 8,2 17,8-0,49 0,21 222 1482 676 ET-P648155 p-si 154,8 7,6 29,0 6,7 23,0-0,49 0,43 197 1324 992 ET-P648160 p-si 159,9 7,8 29,0 7,0 23,0-0,49 0,41 203 1324 992 ET-P648165 p-si 164,9 7,9 29,0 7,2 23,0-0,49 0,38 234 1324 992 ET-P648170 p-si 170,0 8,1 29,0 7,4 23,0-0,49 0,36 237 1324 992 ET-P648175 p-si 174,9 8,1 29,4 7,5 23,2-0,49 0,36 274 1324 992 ET-P648180 p-si 180,0 8,1 29,4 7,7 23,5-0,49 0,32 294 1324 992 ET-P648185 p-si 184,9 8,4 29,4 7,9 23,5-0,49 0,32 268 1324 992 ET-P648190 p-si 189,9 8,4 29,2 8,1 23,5-0,49 0,29 301 1324 992 ET-P648195 p-si 194,8 8,5 29,2 8,3 23,5-0,49 0,29 317 1324 992 ET-P654180 p-si 180,1 7,6 32,4 6,8 26,5-0,49 0,39 230 1482 992 ET-P654185 p-si 184,9 7,7 32,3 7,0 26,5-0,49 0,36 254 1482 992 ET-P654190 p-si 190,1 7,7 32,5 7,1 26,8-0,49 0,33 280 1482 992 ET-P654195 p-si 194,9 8,0 32,8 7,2 27,0-0,49 0,34 239 1482 992 ET-P654200 p-si 200,3 7,9 32,7 7,4 27,2-0,49 0,30 310 1482 992 ET-P654205 p-si 204,8 8,1 32,8 7,5 27,3-0,49 0,29 280 1482 992 ET-P654210 m-si 210,1 8,3 32,8 7,6 27,5-0,49 0,28 256 1482 992 ET-P654215 p-si 215,1 8,5 33,2 7,8 27,5-0,49 0,30 256 1482 992 ET-P660200 p-si 199,8 7,7 36,0 7,0 28,8-0,49 0,48 279 1640 992 ET-P660205 p-si 205,0 7,8 36,0 7,1 28,8-0,49 0,45 307 1640 992 ET-P660210 p-si 209,9 8,0 36,0 7,3 28,8-0,49 0,44 298 1640 992 ET-P660215 p-si 214,9 8,1 36,0 7,4 29,0-0,49 0,41 293 1640 992 ET-P660220 p-si 219,8 8,1 36,3 7,6 29,0-0,49 0,41 344 1640 992 ET-P660225 p-si 224,8 8,1 36,3 7,8 29,0-0,49 0,39 383 1640 992 ET-P660230 p-si 229,9 8,3 36,5 7,8 29,4-0,49 0,38 348 1640 992 ET-P660235 p-si 234,9 8,3 36,5 8,0 29,4-0,49 0,37 385 1640 992 ET-P660240 p-si 239,9 8,5 36,5 8,2 29,4-0,49 0,36 371 1640 992 ET-P672240 p-si 240,5 7,6 43,9 6,9 35,0-0,49 0,59 345 1956 992 ET-P672245 p-si 245,0 7,7 43,9 7,0 35,0-0,49 0,57 369 1956 992 ET-P672250 p-si 250,6 7,8 43,9 7,1 35,2-0,49 0,54 364 1956 992 ET-P672255 p-si 254,5 7,9 43,9 7,2 35,2-0,49 0,52 389 1956 992 ET-P672260 p-si 260,3 7,8 43,5 7,2 36,0-0,49 0,42 394 1956 992 ET-P672265 p-si 265,0 7,9 43,6 7,3 36,4-0,49 0,40 367 1956 992 ET-P672270 p-si 270,1 7,9 43,6 7,4 36,4-0,49 0,38 418 1956 992 ET-P672275 p-si 275,0 8,0 43,8 7,5 36,7-0,49 0,36 419 1956 992 ET-P672280 p-si 280,2 8,0 43,8 7,6 36,7-0,49 0,35 457 1956 992 E-Ton Solar ETM6-1500 m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,38 0,01 6 156 156 ETM6-1520 m-si 3,7 8,0 0,6 7,4 0,5-0,38 0,01 6 156 156 ETM6-1540 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,38 0,01 6 156 156 ETM6-1560 m-si 3,8 8,1 0,6 7,6 0,5-0,38 0,01 6 156 156 ETM6-1580 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,38 0,01 6 156 156

302 Anhang Tabelle A.2.1.27. 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 ETM6-1600 m-si 3,9 8,2 0,6 7,6 0,5-0,38 0,01 6 156 156 ETM6-1620 m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,38 0,01 6 156 156 ETM6-1640 m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,38 0,01 6 156 156 ETS5-1600 m-si 2,4 5,1 0,6 4,7 0,5-0,37 0,01 8 125 125 ETS5-1620 m-si 2,4 6,1 0,6 4,7 0,5-0,37 0,04 1 125 125 ETS5-1640 m-si 2,5 5,1 0,6 4,8 0,5-0,37 0,01 9 125 125 ETS5-1660 m-si 2,5 5,2 0,6 4,8 0,5-0,37 0,01 9 125 125 ETS5-1680 m-si 2,5 5,2 0,6 4,9 0,5-0,37 0,01 9 125 125 ETS5-1700 m-si 2,5 5,2 0,6 4,9 0,5-0,37 0,01 9 125 125 ETS5-1720 m-si 2,6 5,2 0,6 4,9 0,5-0,37 0,01 9 125 125 ETS5-1740 m-si 2,6 5,3 0,6 5,0 0,5-0,37 0,01 9 125 125 ETS5-1760 m-si 2,6 5,3 0,6 5,0 0,5-0,37 0,01 9 125 125 ETS6-1600 m-si 3,9 8,2 0,6 7,5 0,5-0,41 0,01 5 156 156 ETS6-1620 m-si 3,9 8,3 0,6 7,6 0,5-0,41 0,01 5 156 156 ETS6-1640 m-si 3,9 8,3 0,6 7,7 0,5-0,41 0,01 5 156 156 ETS6-1660 m-si 4,0 8,4 0,6 7,7 0,5-0,41 0,01 5 156 156 ETS6-1680 m-si 4,0 8,4 0,6 7,8 0,5-0,41 0,01 5 156 156 ETS6-1700 m-si 4,1 8,5 0,6 7,8 0,5-0,41 0,01 5 156 156 ETS6-1720 m-si 4,1 8,5 0,6 7,9 0,5-0,41 0,01 5 156 156 ETS6-1740 m-si 4,2 8,5 0,6 8,0 0,5-0,41 0,01 5 156 156 Eurosolare M 2/23 m-si 25,0 1,6 21,2 1,4 17,5-0,50 1,16 681 540 440 M 5/48 m-si 47,9 3,3 21,4 2,8 17,0-0,50 0,93 268 995 450 M 5/53 m-si 55,1 3,4 21,8 3,2 17,5-0,50 0,59 453 995 450 M 500A m-si 55,1 3,4 21,8 3,2 17,5-0,50 0,59 453 995 450 M 510A m-si 50,2 3,3 21,4 3,0 17,0-0,41 0,67 419 995 450 ML 16/135 m-si 142,3 4,9 42,5 4,1 34,7-0,50 1,28 209 1600 800 ML 16/150 m-si 159,8 5,0 43,5 4,5 35,5-0,50 0,79 492 1600 800 ML 8/70 m-si 73,1 5,0 21,6 4,2 17,4-0,50 0,73 119 1215 555 ML 8/76 m-si 80,1 5,0 21,9 4,5 17,8-0,50 0,41 250 1215 555 MM 250/A m-si 24,9 1,6 21,3 1,5 17,2-0,50 1,26 815 540 440 P 2/22 m-si 24,1 1,5 21,1 1,4 17,2-0,50 1,15 1046 540 440 P 5/43 p-si 44,8 3,2 21,0 2,7 16,9-0,50 1,30 158 995 450 P 500A p-si 49,9 3,2 21,1 2,9 17,2-0,41 0,59 397 995 450 P 500D p-si 95,2 6,4 21,0 5,6 17,0-0,50 0,35 139 996 904 P 510A p-si 44,0 2,9 21,0 2,6 16,8-0,42 0,73 439 995 450 PL 120A p-si 130,1 4,6 38,4 4,3 30,4-0,42 0,81 626 1180 1180 PL 120B p-si 114,8 4,4 37,2 3,9 29,6-0,42 0,96 414 1180 1180 PL 16/140 p-si 136,9 4,5 42,2 4,1 33,8-0,50 0,95 550 1600 800 PL 160 p-si 144,9 4,6 42,5 4,1 35,0-0,50 0,77 572 1600 800 PL 8/65 p-si 67,6 4,4 21,0 4,0 16,9-0,50 0,45 301 1215 555 PL 8/70 p-si 72,2 4,5 21,2 4,2 17,2-0,50 0,40 352 1215 555 PL 800 p-si 71,9 4,7 21,2 4,2 17,0-0,42 0,45 264 1220 560 PL 800D p-si 140,3 9,0 21,1 8,3 17,0-0,50 0,22 157 1215 1108 PL 810 p-si 66,4 4,7 20,8 4,0 16,6-0,43 0,68 159 1220 560 Eurosten KT-FLo5-M24/165 m-si 168,6 5,1 44,2 4,8 35,5-0,50 0,77 643 1595 815 KT-FLo5-M24/170 m-si 172,8 5,2 44,5 4,8 36,0-0,50 0,74 641 1595 815 KT-FLo5-M24/175 m-si 177,0 5,2 44,9 4,9 36,5-0,50 0,71 639 1595 815 TSM-160M/160 m-si 160,0 4,9 43,5 4,5 35,3-0,50 0,78 596 1574 825 TSM-160M/165 m-si 165,0 5,1 43,5 4,7 35,3-0,50 0,75 607 1574 825 TSM-160M/170 m-si 169,9 5,5 43,5 4,8 35,3-0,50 0,85 324 1574 825 TSM-160M/175 m-si 174,8 5,7 43,5 5,0 35,3-0,50 0,83 315 1574 825

A.2 Solargenerator 303 Tabelle A.2.1.28. 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 0,80 575 1580 808 HBM(175)15880m m-si 175,0 5,4 44,4 5,0 35,0-0,49 0,83 602 1580 808 HBM(180)15880m m-si 179,9 5,5 43,5 5,1 35,0-0,49 0,70 577 1580 808 HBM(185)15880m m-si 185,1 5,6 44,0 5,2 35,8-0,49 0,66 576 1580 808 HBM(190)16498p p-si 190,0 7,2 35,6 6,7 28,4-0,50 0,46 358 1643 987 HBM(200)16498p p-si 198,8 7,6 35,6 7,0 28,4-0,50 0,44 341 1643 987 HBM(210)16498p p-si 209,9 8,1 35,6 7,4 28,4-0,50 0,43 300 1643 987 HBM(220)16498p p-si 219,8 8,4 35,6 7,7 28,4-0,50 0,40 310 1643 987 HBM(80)12155m m-si 80,0 5,3 21,7 4,6 17,3-0,49 0,46 187 1210 550 Ever Energy E6M2B/140 m-si 3,4 7,4 0,6 6,9 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/142 m-si 3,5 7,5 0,6 7,0 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/144 m-si 3,5 7,5 0,6 7,1 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/146 m-si 3,6 7,6 0,6 7,1 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/148 m-si 3,6 7,7 0,6 7,2 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/150 m-si 3,7 7,8 0,6 7,3 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/152 m-si 3,7 7,8 0,6 7,3 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/154 m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/156 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/158 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/160 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/162 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/164 m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/166 m-si 4,0 8,3 0,6 7,8 0,5-0,44 0,01 6 156 156 E6M2B/168 m-si 4,1 8,4 0,6 7,9 0,5-0,44 0,01 6 156 156 Ever Step Development Ltd. #893 TGM1000-12V m-si 15,8 1,0 21,8 0,9 17,5-0,50 2,18 1272 383 449 #893TGM500-24V m-si 13,2 0,5 36,0 0,4 33,1-0,50 3,81 355 383 449 #894 TGM1500-12V m-si 24,5 1,5 21,8 1,4 17,5-0,50 1,30 1095 535 449 #894TGM 750-24V m-si 22,6 0,8 36,0 0,7 33,7-0,50 0,59 1700 535 449 Evergreen E-28 m-si 28,1 2,2 20,0 1,8 15,6-0,50 2,83 225 1143 353 E-30 m-si 30,1 2,3 20,0 1,9 15,6-0,50 2,43 236 1143 353 E-32 m-si 32,1 2,4 20,0 2,0 15,9-0,50 1,66 247 1143 353 E-56 (12V) m-si 56,2 4,3 20,0 3,6 15,6-0,50 1,41 112 1143 660 E-56 (24V) m-si 56,0 2,2 40,0 1,8 31,1-0,50 5,79 458 1143 660 E-60 (24V) m-si 60,0 2,2 40,0 1,9 32,1-0,50 2,91 564 1143 660 E-60(12V) m-si 60,2 4,4 20,0 3,7 16,1-0,50 0,70 139 1143 660 E-64 (12V) m-si 64,1 4,8 20,0 4,0 15,9-0,50 0,84 123 1143 660 E-64 (24V) m-si 64,0 2,4 40,0 2,0 31,7-0,50 3,43 502 1143 660 EC-102 (12V) band 102,1 7,5 20,0 6,3 16,2-0,49 0,49 59 1585 653 EC-102 (24V) band 102,3 3,7 40,0 3,3 31,2-0,49 1,58 539 1585 653 EC-102-GL band 102,0 7,1 21,5 6,0 17,0-0,49 0,61 96 1588 653 EC-110 (12V) band 109,9 7,7 20,0 6,7 16,4-0,49 0,27 97 1585 653 EC-110 (24V) band 110,1 3,9 40,0 3,4 32,2-0,49 1,12 455 1585 653 EC-110-GL [a] band 110,1 7,2 21,5 6,4 17,2-0,49 0,32 152 1588 653 EC-110-GL [b] band 110,0 7,5 21,3 6,5 17,0-0,49 0,40 109 1588 653 EC-115 (12V) band 115,5 7,7 20,0 7,0 16,5-0,49 0,21 157 1585 653 EC-115 (24V) band 114,8 3,9 40,0 3,5 33,0-0,49 0,88 582 1585 653 EC-115-GL [a] band 115,0 7,3 21,5 6,7 17,3-0,49 0,28 198 1588 653 EC-115-GL [b] band 115,1 7,6 21,3 6,7 17,1-0,49 0,30 136 1588 653 EC-120 (12V) band 115,9 7,3 20,0 7,2 16,1-0,49 0,23 263 1585 653 EC-120-GL band 120,0 7,7 21,5 6,8 17,6-0,49 0,27 137 1585 653

304 Anhang Tabelle A.2.1.29. 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 1,77 137 814 653 EC-51 band 51,2 3,7 20,0 3,3 15,6-0,49 0,79 269 814 653 EC-55 band 55,1 3,9 20,0 3,4 16,1-0,49 0,56 227 814 653 EC-94 (12V) m-si 94,0 7,3 20,0 5,9 15,9-0,50 1,00 37 1585 653 EC-94 (24V) m-si 94,2 3,7 40,0 3,0 31,0-0,50 3,54 274 1585 653 ES170 band 170,0 7,6 32,4 6,7 25,3-0,49 0,53 241 1571 951 ES180 band 180,0 7,8 32,6 7,0 25,9-0,49 0,45 234 1571 951 ES190 band 190,1 8,1 32,8 7,1 26,7-0,49 0,41 193 1571 951 ES195 band 195,1 8,2 32,9 7,2 27,1-0,49 0,38 183 1571 951 First Solar FS 255 CdTe 54,9 1,1 88,0 0,9 61,0-0,25 56,09 2093 1200 600 FS 257 CdTe 57,7 1,1 89,0 0,9 62,0-0,25 44,83 3050 1200 600 FS 260 CdTe 60,5 1,1 90,0 1,0 63,0-0,25 36,14 3745 1200 600 FS 262 CdTe 62,5 1,2 86,0 1,0 62,5-0,25 25,46 3483 1200 600 FS 265 CdTe 65,0 1,2 87,0 1,0 63,7-0,25 20,03 4093 1200 600 FS 267 CdTe 67,8 1,2 87,0 1,1 64,6-0,25 14,59 4575 1200 600 FS 270 CdTe 69,8 1,2 89,0 1,0 67,1-0,25 16,26 3888 1200 600 FS 272 CdTe 72,7 1,2 90,0 1,1 67,9-0,25 11,88 4893 1200 600 FS 45 CdTe 45,1 1,1 82,0 0,9 53,0-0,25 60,26 3181 1200 600 FS 50 CdTe 50,5 1,1 85,0 0,9 58,0-0,25 54,47 2704 1200 600 FS 55 CdTe 54,9 1,1 88,0 0,9 61,0-0,25 56,09 2093 1200 600 FS 57 CdTe 57,7 1,1 89,0 0,9 62,0-0,25 44,83 3050 1200 600 FS 60 CdTe 60,5 1,1 90,0 1,0 63,0-0,25 36,14 3745 1200 600 FS 62 CdTe 62,7 1,1 91,0 1,0 64,0-0,25 29,52 4404 1200 600 FS 65 CdTe 65,0 1,2 91,0 1,0 65,0-0,25 24,64 4551 1200 600 FitCraftProduction FCP 145 m-si 145,1 3,9 55,0 3,1 46,8-0,43 2,70 105 1575 800 FCP 170 m-si 170,8 7,5 31,8 6,1 28,0-0,39 0,38 33 1878 800 FCP 50 m-si 48,8 3,1 21,7 2,6 18,9-0,43 0,63 86 1015 485 FiveStarEnergy FPB170/160W m-si 159,8 5,2 44,1 4,7 34,3-0,37 0,97 549 1600 810 FPB170/170W m-si 169,9 5,4 43,5 4,9 34,4-0,37 0,82 545 1600 810 FPB170/180W m-si 179,8 5,6 44,0 5,2 34,7-0,37 0,78 585 1600 810 FPW 170M/160 m-si 160,2 4,9 42,6 4,6 35,2-0,50 0,67 578 1590 808 FPW 170M/165 m-si 165,2 5,1 42,7 4,7 35,3-0,50 0,65 546 1590 808 FPW 170M/170 m-si 169,9 5,2 42,7 4,8 35,4-0,50 0,62 557 1590 808 FPW 170M/175 m-si 175,2 5,4 43,2 4,9 35,6-0,50 0,66 495 1590 808 FPW 170M/180 m-si 180,1 5,6 43,2 5,0 35,8-0,50 0,63 447 1590 808 FPW 210 QP/200 p-si 200,0 7,9 36,1 7,3 27,4-0,46 0,55 349 1659 988 FPW 210 QP/210 p-si 210,0 8,1 36,5 7,5 28,0-0,46 0,51 339 1659 988 FPW 210 QP/220 p-si 220,1 8,2 36,8 7,7 28,5-0,46 0,47 353 1659 988 FPW 210 QP/230 p-si 229,9 8,5 37,1 8,0 28,9-0,46 0,45 351 1659 988 LPB130/120W m-si 119,9 5,2 33,1 4,8 24,9-0,37 0,77 518 1200 805 LPB130/125W m-si 125,0 5,3 33,2 5,0 25,2-0,37 0,72 527 1200 805 LPB130/130W m-si 130,0 5,5 34,0 5,1 25,4-0,37 0,77 498 1200 805 LPB130/135W m-si 135,1 5,5 34,1 5,3 25,5-0,37 0,73 543 1200 805 LPW 130M/120 m-si 119,9 5,2 33,1 4,8 24,9-0,37 0,77 518 1210 805 LPW 130M/125 m-si 125,0 5,3 33,2 5,0 25,2-0,37 0,72 527 1210 805 LPW 130M/130 m-si 130,0 5,5 34,0 5,1 25,4-0,37 0,77 498 1210 805 LPW 130M/135 m-si 135,1 5,5 34,1 5,3 25,5-0,37 0,73 543 1210 805 Flabeg Solar Multisol 150 (140W) p-si 139,9 4,7 41,8 4,1 34,2-0,50 0,89 393 1594 810 Multisol 150 (145W) p-si 144,7 4,5 43,6 4,0 36,0-0,50 0,82 560 1594 810

A.2 Solargenerator 305 Tabelle A.2.1.30. 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 0,70 636 1594 810 Optisol SFM128Be p-si 249,8 9,4 37,8 8,3 30,1-0,50 0,45 199 2155 1070 Optisol SFM128Be 2000 m-si 249,8 9,4 37,8 8,3 30,1-0,50 0,45 199 2100 1080 Optisol SFM144Ha EFG m-si 185,3 6,3 41,8 5,5 33,5-0,50 0,74 302 1938 864 Optisol SFM144Ha poly p-si 184,7 5,6 42,6 5,4 34,2-0,50 0,65 647 1900 880 Optisol SFM144Hx m-si 249,9 3,9 84,2 3,5 71,4-0,50 1,53 1090 2195 976 Optisol SFM36He m-si 70,1 4,6 21,1 4,1 17,1-0,50 0,45 239 1200 560 Optisol SFM72Bx m-si 143,6 4,6 42,2 4,2 34,2-0,50 0,83 592 1620 850 Optisol SFM72Ha m-si 94,1 2,8 42,6 2,8 34,2-0,50 1,28 1393 1320 700 Optisol SFM72Hx m-si 125,0 3,9 42,1 3,5 35,7-0,50 0,77 545 1480 780 Optisol SFM72Qa m-si 94,1 2,8 42,6 2,8 34,2-0,50 1,28 1393 1000 900 FoVo M 110 mono m-si 110,2 3,8 42,0 3,2 34,0-0,50 1,52 334 1330 680 M 120 poly p-si 120,2 7,6 22,2 7,1 17,0-0,50 0,33 225 1440 652 M 130 poly p-si 130,3 7,8 22,8 7,3 17,8-0,50 0,30 239 1440 652 M 160 mono m-si 159,7 5,4 43,2 4,7 34,2-0,50 1,15 341 1580 808 M 170 mono m-si 169,9 5,3 44,0 4,9 34,6-0,50 0,84 604 1580 808 Free Energy Europe A11P p-si 4,0 0,3 22,0 0,3 16,0-0,50 32,97 2628 343 313 A1206P p-si 1,8 0,1 22,0 0,1 16,0-0,50 59,07 7922 343 160 A13P p-si 12,0 0,9 22,0 0,8 16,0-0,50 10,99 876 930 317 FEE-14-12 m-si 13,9 0,9 22,0 0,9 16,0-0,50 3,14 2248 930 317 FEE-20-12 m-si 18,9 1,2 22,8 1,2 16,0-0,50 2,76 1739 1015 312 FEE-5-12 m-si 4,6 0,3 22,0 0,3 16,0-0,50 9,41 6743 343 317 FEE-7-12 m-si 6,9 0,5 22,0 0,4 16,0-0,50 6,45 4339 495 317 Gaia Solar GS 52p m-si 52,0 3,7 20,6 3,3 16,0-0,50 0,87 280 1226 556 GS 56p m-si 55,9 3,7 20,8 3,5 16,2-0,50 0,59 433 1226 556 GS 60p m-si 59,9 4,0 21,0 3,7 16,4-0,50 0,57 355 1226 556 GS 64p m-si 63,9 4,3 21,2 3,9 16,6-0,50 0,57 289 1226 556 GS 68p m-si 68,0 4,5 21,4 4,1 16,8-0,50 0,53 289 1226 556 GS 71p m-si 71,4 4,8 21,6 4,2 17,0-0,50 0,64 209 1226 556 GS 75p m-si 75,2 4,9 21,8 4,4 17,1-0,50 0,50 266 1226 556 GS 80p m-si 80,1 5,1 22,0 4,6 17,3-0,50 0,46 279 1226 556 GSS 85 p p-si 85,1 5,3 22,2 4,9 17,5-0,50 0,43 289 1226 556 Gamesa GS-1001 m-si 99,9 6,5 21,6 5,7 17,4-0,50 0,36 148 1310 654 GS-1051 m-si 104,9 6,5 21,6 6,0 17,4-0,36 0,30 230 1310 654 GS-1101 m-si 110,0 6,8 21,6 6,3 17,4-0,36 0,28 242 1310 654 GS-1601 m-si 159,9 9,8 21,6 9,2 17,4-0,36 0,19 169 1310 969 GS-1611 m-si 161,0 9,8 21,6 9,3 17,4-0,50 0,19 175 1310 969 GS-1651 m-si 165,010,1 21,6 9,5 17,4-0,50 0,19 162 1310 969 GS-501 m-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,4-0,50 0,62 533 654 654 GS-551 m-si 55,0 3,4 21,6 3,2 17,4-0,50 0,56 485 654 654 GB Sol GB Sol 115 m-si 114,8 7,7 22,0 6,6 17,4-0,43 0,52 100 1420 634 GB Sol 120 m-si 122,1 8,1 20,0 7,4 16,5-0,43 0,20 156 1304 654 GB Sol 60 m-si 61,2 3,8 22,0 3,4 18,0-0,43 0,53 307 734 634 GB Sol 65 m-si 63,0 3,9 22,0 3,5 18,0-0,43 0,49 351 734 634 GB Sol 70 m-si 69,0 4,1 22,0 3,8 18,4-0,43 0,39 335 754 654

306 Anhang Tabelle A.2.1.31. 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 0,25 180 1455 650 GE Energy GEPV-030-M m-si 30,2 2,0 21,4 1,8 16,8-0,50 1,19 651 710 527 GEPV-055-G m-si 55,4 7,5 10,4 6,6 8,4-0,50 0,15 63 1507 446 GEPV-065-M m-si 65,2 4,4 20,5 4,0 16,3-0,50 0,47 299 1201 527 GEPV-070-M m-si 70,1 4,6 21,2 4,2 16,7-0,50 0,48 310 1201 527 GEPV-100-M m-si 99,8 7,1 20,6 6,2 16,1-0,50 0,46 135 1476 660 GEPV-110-M m-si 110,2 7,4 21,2 6,6 16,7-0,50 0,32 161 1477 661 GEPV-165-M m-si 165,0 7,4 32,0 6,6 25,0-0,50 0,52 247 1477 975 GEPVp-130-M p-si 131,3 8,0 21,8 7,5 17,5-0,50 0,24 210 1485 666 GEPVp-185-M p-si 184,3 7,8 32,3 7,2 25,6-0,50 0,41 296 1485 981 GEPVp-200-M p-si 199,9 8,1 32,9 7,6 26,3-0,50 0,37 316 1485 981 Gebrüder Laumans Solar-Dachziegel Typ Rheinland m-si 5,0 3,8 1,8 3,3 1,5-0,50 0,05 15 415 245 Solar-Dachziegel Typ Tiefa-XL m-si 5,0 3,8 1,8 3,3 1,5-0,50 0,05 15 415 245 Göbel Solar GS 1155 F m-si 114,6 4,7 30,6 4,4 25,8-0,50 0,41 506 1477 660 GPV GPV 102 W /24V p-si 102,0 3,2 43,0 3,0 34,0-0,50 1,29 1050 1293 650 GPV 102P p-si 102,0 6,4 21,5 6,0 17,0-0,50 0,32 263 1100 860 GPV 102PT-12 p-si 102,0 6,4 21,5 6,0 17,0-0,50 0,32 263 1293 650 GPV 110 ME m-si 109,8 3,7 43,3 3,2 34,2-0,50 2,00 433 1293 650 GPV 120W-12V p-si 120,1 7,5 22,1 6,9 17,4-0,50 0,30 208 1516 682 GPV 140W-14V p-si 139,9 7,5 24,3 6,9 20,3-0,50 0,24 213 1675 682 GPV 150W-14V p-si 150,0 8,1 24,5 7,5 20,1-0,50 0,24 202 1675 682 GPV 155 W /24Vm m-si 156,5 5,3 42,1 4,7 33,3-0,50 0,90 418 1610 810 GPV 155 W /24Vp p-si 154,0 4,7 43,3 4,4 35,0-0,50 0,79 702 1610 810 GPV 160W-C-24V m-si 159,9 5,2 43,5 4,8 33,6-0,50 0,94 609 1610 810 GPV 165 W /24Vm m-si 165,1 5,3 43,3 4,8 34,4-0,50 0,84 511 1610 810 GPV 165 W /24Vp p-si 163,3 5,1 43,2 4,6 35,5-0,50 0,73 482 1610 810 GPV 170W-C-24V m-si 170,0 5,4 44,3 5,0 34,0-0,50 0,94 588 1610 810 GPV 175 W /24Vm m-si 174,9 5,3 44,8 4,9 35,7-0,50 0,81 607 1610 810 GPV 175 W /24Vp p-si 176,4 5,3 44,2 4,9 36,0-0,50 0,70 584 1610 810 GPV 180W-C-24V m-si 180,1 5,6 44,8 5,1 35,1-0,50 0,85 567 1610 810 GPV 185W-C-24V m-si 185,0 5,6 45,0 5,2 35,7-0,50 0,79 559 1610 810 GPV 51W m-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0,65 525 985 440 GPV 55 ME m-si 55,1 3,7 21,7 3,2 17,5-0,50 0,74 211 985 440 GPV 75W m-si 75,0 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0,44 359 1200 532 GPV 85W m-si 85,1 5,2 21,5 4,9 17,5-0,50 0,34 318 1200 532 GPV110ME1998 m-si 109,8 3,7 43,3 3,2 34,2-0,50 2,00 433 1293 650 GPV120P-12 p-si 120,2 8,1 20,9 7,2 16,7-0,50 0,27 139 1450 730 GPV120PXE12 p-si 120,2 8,1 20,8 7,2 16,7-0,50 0,27 137 1450 730 GPV150P-12 p-si 149,6 9,7 21,5 8,8 17,0-0,50 0,23 142 1200 1040 GPV150PCR80XII p-si 149,6 4,7 43,0 4,4 34,0-0,50 0,88 710 1200 1040 GPV160M-12 m-si 160,0 9,8 21,6 9,0 17,7-0,50 0,18 151 1200 1040 GPV160M-R-12 m-si 160,0 9,8 21,6 9,0 17,7-0,50 0,18 151 1580 790 GPV160PCR80XII m-si 159,6 4,9 43,2 4,5 35,3-0,50 0,73 606 1200 1040 GPV51PT m-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0,65 525 985 440 GPV55M m-si 55,1 3,7 21,4 3,2 17,5-0,50 0,64 196 985 440 GPV60P m-si 60,1 4,0 20,8 3,6 16,7-0,50 0,53 274 1100 500 GPV60PXE-MP1 m-si 60,1 4,0 20,8 3,6 16,7-0,50 0,53 274 1100 500

A.2 Solargenerator 307 Tabelle A.2.1.32. 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 0,40 241 1200 532 GPV75PX m-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0,44 355 1200 532 Grammer Solar ESGM 160/155 m-si 158,2 4,9 41,4 4,4 35,7-0,50 0,50 446 1600 800 ESGM 160/160 m-si 162,2 4,9 43,4 4,5 35,8-0,50 0,69 611 1600 800 ESGM 160/165 m-si 166,3 5,0 44,6 4,6 36,0-0,50 0,79 629 1600 800 ESGM 160/170 m-si 172,4 5,1 44,8 4,8 36,3-0,50 0,75 648 1600 800 ESGM 160/175 m-si 175,4 5,2 44,9 4,8 36,4-0,50 0,74 618 1600 800 ESGM 160/180 m-si 180,3 5,3 44,8 4,9 37,1-0,50 0,65 556 1600 800 ESGM 160/185 m-si 185,7 5,6 44,8 5,1 36,4-0,50 0,72 488 1600 800 ESGP 50/170 p-si 171,6 7,5 30,0 7,0 24,4-0,43 0,33 306 1650 830 ESGP 50/175 p-si 174,3 7,4 30,1 7,1 24,7-0,43 0,30 333 1650 830 Granit Systems Solar Freestyle 128 a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,22 6,31 341 5500 400 Solar Freestyle 128 d a-si(1) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6,31 341 2850 790 Solar Freestyle 256 a-si(1) 257,4 4,8 95,2 3,9 66,0-0,21 12,61 683 5500 800 Solar Freestyle 64 a-si(1) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,15 171 2850 400 Solar Frontstyle 64 a-si(1) 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,15 171 450 2900 GSS GSS-PV-162 m-si 162,6 5,4 43,9 4,7 34,6-0,34 1,22 353 1064 1047 GSS-PV-216 m-si 216,7 5,4 58,5 4,7 46,1-0,34 1,63 471 1566 1060 GSS-PV-293 m-si 293,3 5,4 79,3 4,7 62,4-0,34 2,25 641 1693 1305 ZER 175GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 174,7 8,3 29,7 7,3 24,1-0,44 0,38 155 1635 825 ZER 180GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 180,1 8,3 30,0 7,4 24,5-0,44 0,35 172 1635 825 ZER 185GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 185,3 8,4 30,2 7,5 24,7-0,44 0,33 187 1635 825 ZER 185GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 184,8 7,8 31,1 7,2 25,6-0,32 0,31 278 1635 825 ZER 190GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 190,3 8,5 30,3 7,6 25,0-0,44 0,31 197 1635 825 ZER 195GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 194,8 8,5 30,5 7,7 25,3-0,44 0,29 209 1635 825 ZER 202GEF-50M-6(+)Z-F(L) m-si 201,8 8,7 30,6 8,0 25,1-0,51 0,28 239 1635 825 ZER 210GEF-60P-6(+)Z-F(L) p-si 210,0 7,6 36,9 6,9 30,5-0,43 0,40 294 1681 991 ZER 216GEF-60P-6(+)Z-F(L) p-si 216,0 7,7 37,1 7,0 30,9-0,43 0,37 287 1681 991 ZER 222GEF-60P-6(+)Z-F(L) m-si 222,0 7,8 37,3 7,1 31,3-0,43 0,35 285 1681 991 ZRE 160GEF-72P-5Z-F p-si 167,4 4,9 43,5 4,6 36,4-0,50 0,60 668 1576 795 ZRE 165GEF-72P-5Z-F p-si 161,6 4,8 43,3 4,5 35,9-0,50 0,65 679 1576 795 ZRE 170GEF-72P-5Z-F p-si 169,9 5,1 44,1 4,8 35,4-0,43 0,76 682 1576 795 ZRE 175GEF-27P-5Z-F p-si 175,3 5,1 44,8 4,9 36,0-0,43 0,75 719 1576 795 ZRE 180GEF-72M-5/-F, Black ex. m-si 183,5 5,4 44,8 5,0 36,7-0,34 0,67 583 1576 795

308 Anhang Tabelle A.2.1.33. 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 0,17 176 1335 1052 ZRE 224GEF-96P-5Z-F(L) p-si 224,5 5,0 58,9 4,6 48,9-0,37 0,89 793 1576 1052 ZRE 230GEF-96P-5Z-F m-si 230,410,2 29,4 9,6 24,0-0,50 0,23 225 1576 1050 ZRE 270GEF-80P-6Z-F(L) p-si 270,4 7,2 49,3 6,8 40,0-0,43 0,57 514 1600 1248 ZRE165GEF-72P-5Z-F p-si 165,6 5,1 43,8 4,6 36,0-0,43 0,76 459 1576 795 ZRE168GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 168,6 7,5 30,6 6,8 24,8-0,43 0,37 258 1635 825 ZRE168GEF-72P-57-F p-si 168,1 4,9 43,8 4,7 36,0-0,43 0,67 704 1576 795 ZRE173GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 172,5 7,5 30,7 6,9 25,0-0,43 0,35 277 1635 825 ZRE175GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 174,7 8,3 29,7 7,3 24,1-0,43 0,38 155 1635 825 ZRE180GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 179,6 7,7 31,0 7,1 25,3-0,43 0,34 276 1635 825 ZRE180GEF-72P-5Z-F m-si 179,8 5,4 44,7 4,9 36,7-0,34 0,70 498 1576 795 ZRE190GEF-50P-6(+)Z-F(L) p-si 190,8 8,5 30,3 7,6 25,1-0,52 0,30 183 1635 825 GS-Solar GS-40D39D a-si(2) 40,0 1,1 62,0 0,9 46,0-0,22 35,94 713 1245 635 GS-40E a-si(2) 40,0 1,1 62,0 0,9 46,0-0,22 35,94 713 1245 635 GS-40S a-si(2) 40,0 1,1 62,0 0,9 46,0-0,22 35,94 713 1245 635 GS-43D39D a-si(2) 43,2 1,2 63,0 0,9 47,0-0,22 32,73 796 1245 635 GS-43E a-si(2) 43,2 1,2 63,0 0,9 47,0-0,22 32,73 796 1245 635 GS-43S a-si(2) 43,2 1,2 63,0 0,9 47,0-0,22 32,73 796 1245 635 GS-44D39D a-si(2) 44,2 1,2 63,0 0,9 47,0-0,22 30,11 966 1245 635 GS-46S a-si(2) 46,1 1,2 63,5 1,0 48,0-0,22 28,83 808 1245 635 GS-50S a-si(2) 49,7 1,4 60,0 1,1 44,0-0,22 22,36 1173 1245 635 Guofei Energy GFM100P-100 p-si 99,9 6,7 21,2 5,8 17,2-0,50 0,36 107 1425 650 GFM100P-105 p-si 104,9 7,1 21,2 6,1 17,2-0,50 0,34 101 1425 650 GFM100P-110 p-si 110,1 7,3 21,5 6,3 17,5-0,50 0,33 96 1425 650 GFM100P-115 p-si 115,0 7,6 21,5 6,6 17,5-0,50 0,32 91 1425 650 GFM100P-120 p-si 120,0 7,9 21,6 6,8 17,6-0,50 0,31 86 1425 650 GFM120P-110 p-si 110,1 7,4 21,2 6,4 17,2-0,50 0,32 100 1480 670 GFM120P-115 p-si 115,1 7,8 21,2 6,7 17,2-0,50 0,31 95 1480 670 GFM120P-120 p-si 120,1 8,0 21,5 6,9 17,5-0,50 0,31 88 1480 670 GFM120P-125 p-si 125,0 8,3 21,5 7,1 17,5-0,50 0,29 82 1480 670 GFM120P-130 p-si 130,1 8,6 21,6 7,4 17,6-0,50 0,29 80 1480 670 GFM140-130 m-si 130,0 8,6 21,5 7,6 17,2-0,50 0,28 110 1480 670 GFM140-135 m-si 135,0 9,0 21,5 7,9 17,2-0,50 0,27 106 1480 670 GFM140-140 m-si 140,0 9,2 21,7 8,0 17,5-0,50 0,27 90 1480 670 GFM140-145 m-si 145,0 9,5 21,8 8,2 17,6-0,50 0,26 87 1480 670 GFM140-150 m-si 150,0 9,8 21,8 8,5 17,6-0,50 0,25 83 1480 670 GFM160P-150 p-si 150,0 5,0 43,2 4,4 34,4-0,50 0,98 411 1580 808 GFM160P-155 p-si 155,1 5,1 43,2 4,5 34,4-0,50 0,96 398 1580 808 GFM160P-160 p-si 159,9 5,3 43,4 4,6 34,6-0,50 0,95 375 1580 808

A.2 Solargenerator 309 Tabelle A.2.1.34. 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 0,91 373 1580 808 GFM160P-170 p-si 169,9 5,6 43,4 4,9 34,6-0,50 0,89 354 1580 808 GFM175-160 m-si 159,8 5,1 43,4 4,6 34,9-0,50 0,86 467 1580 808 GFM175-165 m-si 165,1 5,3 43,4 4,7 34,9-0,50 0,83 459 1580 808 GFM175-170 m-si 170,0 5,4 43,4 4,9 34,9-0,50 0,81 442 1580 808 GFM175-175 m-si 174,9 5,5 43,6 5,0 35,2-0,50 0,75 490 1580 808 GFM175-180 m-si 179,9 5,5 43,6 5,1 35,2-0,50 0,69 578 1580 808 GFM175-185 m-si 185,2 5,7 43,6 5,3 35,2-0,50 0,67 563 1580 808 GFM175-190 m-si 190,1 5,8 43,6 5,4 35,2-0,50 0,66 549 1580 808 GFM180-160 (48pcs) m-si 161,0 7,7 29,0 7,0 23,1-0,50 0,38 247 1320 990 GFM180-160 (72pcs) m-si 160,0 5,1 44,0 4,6 35,0-0,50 0,92 494 1580 808 GFM180-165(72pcs) m-si 164,9 5,4 44,0 4,7 35,0-0,50 0,95 387 1580 808 GFM180-170 (48pcs) m-si 170,1 7,9 29,3 7,3 23,2-0,50 0,36 278 1320 990 GFM180-170 (72pcs) m-si 169,8 5,4 44,4 4,8 35,6-0,50 0,89 392 1580 808 GFM180-175(72pcs) m-si 174,7 5,4 44,6 4,9 35,8-0,50 0,82 474 1580 808 GFM180-180 (48pcs) m-si 179,6 8,1 29,6 7,7 23,3-0,50 0,35 308 1320 990 GFM180-180 (72pcs) m-si 180,0 5,5 44,8 5,0 36,0-0,50 0,77 531 1580 808 GFM180-185 (72pcs) m-si 185,0 5,5 44,8 5,1 36,2-0,50 0,71 586 1580 808 GFM180-190 (48pcs) m-si 190,0 8,3 29,8 8,0 23,9-0,50 0,31 302 1320 990 GFM180-190 (72pcs) m-si 189,3 5,6 44,8 5,2 36,4-0,50 0,68 563 1580 808 GFM180-200 (48pcs) m-si 199,9 8,5 30,2 8,1 24,8-0,50 0,27 287 1320 990 GFM180P-160 p-si 160,3 7,9 29,3 7,3 21,9-0,50 0,47 297 1320 990 GFM180P-170 p-si 169,7 8,1 29,6 7,6 22,3-0,50 0,43 297 1320 990 GFM180P-180 p-si 179,7 8,3 29,6 8,0 22,6-0,50 0,39 307 1320 990 GFM180P-190 p-si 189,9 8,3 29,7 8,0 23,8-0,50 0,31 304 1320 990 GFM200-190 m-si 190,0 7,8 33,2 7,3 26,2-0,50 0,42 307 1480 990 GFM200-200 m-si 199,9 8,1 33,6 7,6 26,2-0,50 0,42 335 1480 990 GFM200-210 m-si 209,9 8,3 33,6 8,0 26,4-0,50 0,39 344 1480 990 GFM200-220 m-si 219,5 8,4 33,7 8,0 27,5-0,50 0,32 340 1480 990 GFM200-230 m-si 229,7 8,5 34,2 8,1 28,5-0,50 0,28 322 1480 990 GFM200P-180 p-si 180,1 7,7 32,7 7,0 25,8-0,50 0,44 285 1480 990 GFM200P-190 p-si 190,1 7,9 33,0 7,3 26,0-0,50 0,42 308 1480 990 GFM200P-200 p-si 199,9 8,1 33,4 7,6 26,2-0,50 0,41 327 1480 990 GFM200P-210 p-si 209,9 8,3 33,6 8,0 26,4-0,50 0,39 344 1480 990 GFM200P-220 p-si 220,0 8,4 33,8 8,1 27,3-0,50 0,33 358 1480 990 GFM210P-190 p-si 189,9 7,6 35,8 6,6 28,6-0,50 0,53 212 1640 990 GFM210P-200 p-si 199,9 8,0 35,8 7,0 28,6-0,50 0,51 201 1640 990 GFM210P-210 p-si 210,0 8,3 36,0 7,3 28,8-0,50 0,49 191 1640 990 GFM210P-220 p-si 220,0 8,7 36,0 7,6 28,8-0,50 0,47 182 1640 990 GFM210P-230 p-si 230,1 9,1 36,0 8,0 28,8-0,50 0,45 174 1640 990 GFM220P-200 p-si 199,6 7,7 36,5 7,0 28,6-0,50 0,51 321 1640 990 GFM220P-210 p-si 210,0 7,9 36,5 7,2 29,0-0,50 0,46 321 1640 990 GFM220P-220 p-si 219,8 8,1 37,0 7,5 29,5-0,50 0,44 317 1640 990 GFM220P-230 p-si 230,4 8,2 37,0 7,7 29,8-0,50 0,39 353 1640 990 GFM220P-240 p-si 240,1 8,3 37,2 8,0 30,2-0,50 0,36 375 1640 990 GFM230-200 m-si 199,9 8,0 35,8 6,9 28,8-0,50 0,51 179 1640 990 GFM230-200(96pcs) m-si 199,7 5,1 59,0 4,6 43,6-0,50 2,23 747 1580 1060 GFM230-210 m-si 210,0 8,4 35,8 7,3 28,8-0,50 0,48 171 1640 990 GFM230-210(96pcs) m-si 210,0 5,2 59,2 4,7 44,3-0,50 1,68 809 1580 1060 GFM230-220 m-si 220,0 8,4 36,2 7,6 29,1-0,50 0,43 239 1640 990 GFM230-220(96pcs) m-si 220,1 5,4 59,2 4,9 45,2-0,50 1,58 679 1580 1060 GFM230-230 m-si 229,9 8,8 36,2 7,9 29,1-0,50 0,41 229 1640 990 GFM230-230(96pcs) m-si 230,1 5,5 59,5 5,0 46,4-0,50 1,22 707 1580 1060

310 Anhang Tabelle A.2.1.35. 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 GFM230-240 m-si 239,9 9,2 36,3 8,2 29,4-0,50 0,40 201 1640 990 GFM230-240(96pcs) m-si 239,7 5,5 59,5 5,1 46,9-0,50 1,08 808 1580 1060 GFM230-250 m-si 249,9 9,6 36,3 8,5 29,4-0,50 0,38 191 1640 990 GFM260P-240 p-si 240,1 7,7 43,6 7,0 34,4-0,50 0,59 380 1950 990 GFM260P-250 p-si 250,2 7,9 43,8 7,2 34,6-0,50 0,56 388 1950 990 GFM260P-260 p-si 260,0 8,1 44,0 7,5 34,8-0,50 0,54 390 1950 990 GFM260P-270 p-si 269,9 8,2 44,5 7,7 35,0-0,50 0,53 432 1950 990 GFM260P-280 p-si 279,8 8,3 44,8 8,0 35,2-0,50 0,52 459 1950 990 GFM280-250 m-si 249,8 7,8 44,0 7,2 34,7-0,50 0,56 424 1950 990 GFM280-260 m-si 260,1 8,6 43,0 7,6 34,4-0,50 0,57 219 1950 990 GFM280-270 m-si 270,0 9,0 43,0 7,9 34,4-0,50 0,55 212 1950 990 GFM280-280 m-si 279,9 9,2 43,4 8,0 34,9-0,50 0,53 189 1950 990 GFM280-290 m-si 290,0 9,5 43,6 8,2 35,2-0,50 0,52 175 1950 990 GFM280-300 m-si 299,9 9,8 43,6 8,5 35,2-0,50 0,50 167 1950 990 GFM80-80 m-si 80,0 5,1 21,7 4,6 17,5-0,50 0,43 227 1200 540 GFM80-85 m-si 85,1 5,4 21,7 4,9 17,5-0,50 0,40 216 1200 540 GFM80-90 m-si 89,9 5,5 21,8 5,1 17,6-0,50 0,35 289 1200 540 GFM80P-75 p-si 75,0 4,9 21,7 4,4 17,2-0,50 0,50 219 1200 540 GFM80P-80 p-si 80,0 5,3 21,7 4,7 17,2-0,50 0,47 205 1200 540 GFM80P-85 p-si 85,0 5,6 21,7 4,9 17,2-0,50 0,44 192 1200 540 GWU Solar MAP 100 m-si 96,7 6,5 21,2 5,6 17,2-0,50 0,37 116 996 904 MAP 140 p-si 140,2 4,6 42,6 4,1 34,2-0,44 0,96 494 1600 800 MAP 150 p-si 150,5 4,8 43,2 4,3 35,0-0,44 0,87 494 1600 800 MAP 160 p-si 159,8 4,9 44,0 4,5 35,5-0,44 0,81 608 1600 800 SH-M 175 m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,50 0,86 437 1575 826 SH-P 160 p-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,50 0,40 150 1318 994 Sunline MA 25 m-si 24,9 1,6 21,3 1,5 17,2-0,50 1,26 815 540 440 Sunline MAP 50 m-si 50,5 3,2 21,6 2,9 17,4-0,50 0,65 415 995 450 Sunline MAP 75 m-si 75,3 4,8 21,5 4,3 17,5-0,50 0,42 244 1215 555 Hareon HR-160W/24V m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,37 0,81 643 1580 808 HR-165W/24V m-si 165,3 5,1 43,6 4,8 34,8-0,37 0,79 665 1580 808 HR-170W/24V m-si 170,0 5,1 44,0 4,8 35,2-0,37 0,77 671 1580 808 HR-175W/24V m-si 174,8 5,2 44,4 4,9 35,6-0,37 0,75 677 1580 808 HR-180W/24V m-si 179,0 5,3 44,8 5,0 35,8-0,37 0,76 677 1580 808 HR-185W/24V m-si 185,0 5,4 45,0 5,1 36,0-0,37 0,73 689 1580 808 HR-190W/18V p-si 190,1 6,9 36,0 6,6 28,8-0,37 0,46 432 1636 992 HR-195W/18V p-si 195,3 7,1 36,1 6,8 28,8-0,37 0,45 422 1636 992 HR-200W/18V p-si 200,0 7,3 36,2 6,9 28,9-0,37 0,44 404 1636 992 HR-205W/18V p-si 204,9 7,5 36,3 7,1 28,9-0,37 0,44 396 1636 992 HR-210W/18V p-si 210,0 7,7 36,3 7,2 29,0-0,37 0,42 386 1636 992 HR-215W/18V p-si 215,3 7,8 36,3 7,4 29,1-0,37 0,41 382 1636 992 HR-220W/18V p-si 219,9 8,0 36,3 7,5 29,2-0,37 0,39 366 1636 992 HR-230W/24V p-si 230,2 6,9 43,2 6,7 34,3-0,37 0,56 569 1952 992 HR-235W/24V p-si 235,0 7,1 43,3 6,8 34,4-0,37 0,55 520 1952 992 HR-240W/24V p-si 240,1 7,3 43,4 7,0 34,5-0,37 0,54 510 1952 992 HR-245W/24V p-si 245,0 7,4 43,5 7,1 34,6-0,37 0,53 500 1952 992 HR-250W/24V p-si 249,8 7,5 43,6 7,2 34,7-0,37 0,52 491 1952 992 HR-255W/24V p-si 255,1 7,7 43,7 7,3 34,8-0,37 0,51 493 1952 992 HR-260W/24V p-si 260,1 7,7 43,8 7,4 35,0-0,37 0,50 511 1952 992 HR-265W/24V p-si 265,1 7,7 43,9 7,5 35,2-0,37 0,48 519 1952 992

A.2 Solargenerator 311 Tabelle A.2.1.36. 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 0,33 213 1425 645 HS 120 p-si 120,8 7,4 22,1 6,9 17,5-0,50 0,29 236 1425 645 HS 125 p-si 124,6 7,4 22,3 7,0 17,8-0,50 0,27 245 1425 645 HS 55 p-si 54,7 3,6 21,4 3,2 17,1-0,50 0,64 312 740 645 HS 60 p-si 59,2 3,6 21,5 3,4 17,4-0,50 0,50 477 740 645 HSL 125 p-si 124,4 7,6 22,0 7,2 17,4-0,50 0,28 230 1480 670 HSL 130 p-si 130,2 8,0 22,2 7,4 17,6-0,50 0,27 201 1480 670 HSL 135 p-si 132,5 8,1 22,5 7,4 17,9-0,50 0,28 185 1480 670 HSL-ML 135 m-si 135,0 8,1 22,1 7,7 17,7-0,50 0,25 220 1480 670 HSL-ML 140 m-si 139,5 8,2 22,4 7,8 18,0-0,50 0,24 228 1480 670 HS-ML 130 m-si 130,1 8,0 21,9 7,5 17,3-0,50 0,26 223 1425 645 HS-ML 135 m-si 134,9 8,1 22,1 7,7 17,6-0,50 0,25 220 1425 645 HS-ML 145 m-si 145,0 8,3 22,7 7,8 18,5-0,50 0,22 226 1480 670 HS-PL 125 p-si 124,4 7,6 22,0 7,2 17,4-0,50 0,28 230 1480 670 HS-PL 130 p-si 130,2 8,0 22,2 7,4 17,6-0,50 0,27 201 1480 670 HS-PL 135 p-si 134,6 8,0 22,3 7,5 18,0-0,50 0,24 220 1480 670 HS-PL 140 p-si 140,0 8,1 22,5 7,7 18,3-0,50 0,22 221 1480 670 HS-PL 145 p-si 145,1 8,3 22,6 7,8 18,6-0,50 0,21 209 1480 670 HS-PXL-190 p-si 190,1 8,2 31,8 7,7 24,7-0,50 0,41 312 1480 990 HS-PXL-195 p-si 195,0 8,3 32,3 7,8 25,1-0,50 0,40 314 1480 990 HS-PXL-200 p-si 199,9 8,3 32,7 7,8 25,6-0,50 0,39 316 1480 990 HS-PXL-205 p-si 204,9 8,4 33,2 7,9 26,1-0,50 0,39 319 1480 990 HS-PXL-210 p-si 210,0 8,4 33,7 7,9 26,6-0,50 0,39 321 1480 990 HS-PXL-215 p-si 214,9 8,5 34,1 8,0 27,0-0,50 0,38 323 1480 990 Heisterholz Müritz-Solar-Ziegel m-si 30,0 3,7 10,9 3,5 8,6-0,50 0,29 245 390 680 Heizmann HSE-ES-110W-12 p-si 110,0 7,7 21,8 7,2 15,4-0,50 0,51 233 1490 670 HSE-ES-115W-12 p-si 115,2 7,5 21,8 6,9 16,7-0,50 0,34 212 1490 670 HSE-ES-120W-12 p-si 120,2 7,7 21,8 7,2 16,7-0,50 0,32 224 1490 670 HSE-ES-125W-12 p-si 125,3 8,1 21,8 7,6 16,6-0,50 0,31 209 1490 670 HSE-ES-130W-12 p-si 130,1 8,4 21,8 7,8 16,7-0,50 0,29 204 1490 670 HSE-ES-135W-12 p-si 135,1 8,6 21,8 8,1 16,7-0,50 0,28 207 1490 670 HSE-ES-140W-12 p-si 135,1 8,6 21,8 8,1 16,7-0,50 0,28 207 1490 670 HSE-ES-190W-29 p-si 190,0 8,0 36,2 7,4 25,5-0,50 0,81 373 1645 998 HSE-ES-195W29 p-si 201,0 8,0 36,2 7,3 27,5-0,50 0,57 320 1645 998 HSE-ES-200W-29 p-si 201,0 8,0 36,2 7,3 27,5-0,50 0,57 320 1645 998 HSE-ES-205W-29 p-si 201,0 8,0 36,2 7,3 27,5-0,50 0,57 320 1645 998 HSE-ES-210W-29 p-si 210,5 8,0 36,0 7,6 27,7-0,50 0,48 381 1645 998 HSE-SL-175W-24 m-si 174,9 5,7 43,9 5,1 34,3-0,50 0,88 487 1582 810 Helios H 1000 m-si 100,2 6,7 21,0 6,0 16,7-0,50 0,33 178 1250 565 H 1160 100W m-si 100,0 6,9 21,0 6,1 16,5-0,50 0,42 148 1440 524 H 1160 90W m-si 90,1 6,1 20,9 5,5 16,5-0,50 0,38 197 1440 524 H 1500 110W m-si 110,0 7,2 21,0 6,5 17,0-0,50 0,28 161 1530 690 H 1500 120W m-si 120,0 7,9 21,0 7,1 17,0-0,50 0,26 147 1530 690 H 1500, 130W m-si 130,1 8,5 21,0 7,7 17,0-0,50 0,24 135 1530 690 H 1540 140W m-si 139,9 9,2 23,0 7,9 17,8-0,50 0,62 86 1700 690 H 1540 150W m-si 149,9 9,9 23,0 8,4 17,8-0,50 0,58 80 1700 690 H 1540,130W m-si 130,2 8,2 22,6 7,5 17,4-0,50 0,32 190 1700 690 H 1540,135W m-si 135,0 8,5 22,7 7,8 17,4-0,50 0,31 193 1700 690 H 200 m-si 20,0 1,4 20,5 1,2 16,5-0,50 1,55 785 530 430 H 245 20W m-si 20,0 1,4 20,5 1,2 16,5-0,50 1,55 785 524 325

312 Anhang Tabelle A.2.1.37. 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 1,11 660 530 430 H 276 35W m-si 34,8 2,4 20,5 2,1 16,5-0,50 0,90 433 524 620 H 276 40W m-si 39,9 2,7 20,5 2,4 16,5-0,50 0,78 393 524 620 H 50 m-si 50,1 3,3 21,5 2,9 17,5-0,50 0,71 237 970 430 H 500 m-si 54,9 3,7 20,9 3,3 16,9-0,50 0,57 297 1030 470 H 580 50W m-si 50,0 3,5 20,8 3,0 16,7-0,50 0,91 197 750 524 H 580 55W m-si 55,0 3,8 20,9 3,3 16,7-0,50 0,73 223 750 524 H 750, 55W m-si 55,0 3,5 21,6 3,2 17,3-0,50 0,60 410 1130 524 H 750, 65W m-si 65,0 4,2 21,6 3,8 17,3-0,50 0,51 322 1130 524 H 750, 75W m-si 74,9 4,8 21,6 4,3 17,3-0,50 0,45 279 1130 524 H 800 m-si 79,9 5,4 20,9 4,7 17,0-0,50 0,42 150 1250 565 H 800 A m-si 79,9 5,4 20,9 4,7 17,0-0,50 0,42 150 1250 565 H 800 X m-si 75,2 5,1 20,9 4,5 16,9-0,50 0,43 192 1250 565 H 900, 85W m-si 85,0 5,5 21,0 5,0 17,0-0,50 0,35 250 1250 565 H 900, 90W m-si 90,2 6,2 20,7 5,4 16,7-0,50 0,37 135 1250 565 HelioSphera HS-110 a-si/c-si109,91,4130,0 1,1 102,7-0,32 48,83 475 1300 1100 HS-115 a-si/c-si115,01,4130,0 1,1 102,7-0,32 43,49 835 1300 1100 HS-120 a-si/c-si120,21,4130,0 1,2 102,7-0,32 29,03 1694 1300 1100 HS-125 a-si/c-si125,31,4130,0 1,2 102,7-0,32 16,16 3330 1300 1100 HS-130 a-si/c-si130,41,4130,0 1,3 102,7-0,32 10,12 5224 1300 1100 Hitachi Engineering & Services Co., Ltd. (HESCO) HBM48 m-si 95,9 5,0 27,5 4,5 21,3-0,50 0,66 343 1120 868 Hoesch Thyssen Krupp Solartec 128W a-si(3) 128,0 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6,54 321 5800 450 Solartec 136W a-si(1) 135,3 5,1 46,2 4,1 33,0-0,21 5,80 224 3170 1000 Solartec 28W m-si 27,9 1,2 43,2 0,9 30,0-0,50 24,62 1211 2500 223 Solartec 32W a-si(3) 32,0 2,4 23,8 1,9 16,5-0,21 6,54 321 1750 420 Solartec 64W a-si(3) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,27 161 3050 450 Solartec 64W horiz. a-si(3) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,27 161 2900 420 Solartec 68W a-si(1) 67,7 5,1 23,1 4,1 16,5-0,21 2,90 112 2950 415 Solartec -design (L) a-si(3) 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,21 6,31 341 5800 450 Solartec-H 1999 m-si 29,7 3,1 15,0 2,7 11,0-0,50 1,22 279 200 2000 Solartec-L1,40 m-si 32,2 5,6 10,0 4,6 7,0-0,50 1,02 66 1400 420 Solartec-L2,60 m-si 64,4 5,6 20,0 4,6 14,0-0,50 2,04 132 2600 420 Solartec-style (H) m-si 68,1 5,1 23,1 4,1 16,5-0,50 2,76 124 2950 415 Iatso ITS 170 M572 m-si 170,4 5,2 44,3 4,8 35,5-0,45 0,79 602 1576 825 ITS 170 P648 p-si 170,4 7,9 29,1 7,4 23,0-0,50 0,36 284 1309 989 ITS 175 M572 m-si 176,3 5,2 44,5 4,8 36,7-0,45 0,66 584 1576 825 ITS 175 P648 p-si 175,1 8,0 29,3 7,5 23,4-0,50 0,34 273 1309 989 ITS 180 M572 m-si 180,3 5,4 44,6 4,9 36,7-0,45 0,69 504 1576 825 ITS 180 P648 p-si 180,2 8,2 29,5 7,6 23,7-0,50 0,32 274 1309 989 ITS 200 P660 p-si 187,0 7,3 36,1 6,8 27,6-0,50 0,57 373 1672 988 ITS 210 P660 p-si 210,6 7,7 36,2 7,6 27,7-0,50 0,50 466 1672 988 ITS 220 M660 m-si 219,1 8,2 36,8 7,7 28,6-0,50 0,47 344 1672 954 ITS 220 P660 p-si 214,9 8,0 36,3 7,7 27,8-0,50 0,48 400 1672 988 ITS 225 P660 p-si 225,4 8,4 36,6 7,9 28,6-0,50 0,44 357 1672 988 ITS 230 M660 m-si 225,1 8,5 37,3 7,8 28,8-0,50 0,49 328 1672 954 IBC 230M ET-Megaline m-si 230,5 8,5 36,3 7,9 29,1-0,50 0,39 324 1660 990 IBC-110S Megaline p-si 109,9 7,4 20,6 6,7 16,4-0,40 0,28 177 1456 731 IBC-120 Megaline p-si 119,6 7,7 21,0 7,1 16,8-0,40 0,26 188 1108 991

A.2 Solargenerator 313 Tabelle A.2.1.38. 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 0,26 188 1456 731 IBC-120SE p-si 120,6 7,8 21,9 6,7 18,0-0,40 0,30 95 1500 670 IBC-123S Megaline p-si 123,2 7,5 22,1 7,0 17,6-0,40 0,28 224 1510 674 IBC-125SG m-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,50 0,40 334 1660 990 IBC-155S Megaline p-si 155,1 4,8 44,2 4,4 35,0-0,40 0,91 658 1588 790 IBC-160P p-si 160,1 7,8 28,4 7,0 22,8-0,50 0,37 207 1318 994 IBC-160S Megaline p-si 160,2 7,7 28,0 7,1 22,5-0,40 0,33 249 1909 731 IBC-162P p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,40 0,36 205 1318 994 IBC-165P p-si 165,0 5,3 43,1 4,8 34,6-0,40 0,82 466 1575 826 IBC-167P p-si 167,1 5,4 43,1 4,8 34,6-0,40 0,80 466 1575 826 IBC-170P p-si 170,1 8,3 28,9 7,5 22,8-0,40 0,38 205 1318 994 IBC-175M m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,50 0,80 558 1575 826 IBC-180M m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,50 0,38 231 1318 994 IBC-185M m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,50 0,37 216 1318 994 IBC-190 Megaline p-si 190,1 8,8 28,8 7,9 24,0-0,40 0,26 177 1600 1060 IBC-200 Megaline p-si 200,4 9,2 29,0 8,3 24,2-0,40 0,25 170 1600 1060 IBC-200S Megaline p-si 200,2 7,3 36,8 6,8 29,4-0,40 0,46 394 1600 950 IBC-205S p-si 204,0 7,6 36,6 6,8 30,0-0,40 0,44 255 1660 990 IBC-205S Megaline p-si 205,2 7,6 36,6 6,8 30,0-0,40 0,42 288 1660 990 IBC-205SE p-si 205,2 7,6 36,6 6,8 30,0-0,40 0,42 288 1660 990 IBC-205SG p-si 204,0 7,6 36,6 6,8 30,0-0,40 0,44 255 1660 990 IBC-205TAMegaline p-si 205,2 7,8 35,9 6,8 30,0-0,40 0,41 176 1660 990 IBC-205TE p-si 205,2 7,8 35,9 6,8 30,0-0,40 0,41 176 1660 990 IBC-215S p-si 216,0 7,8 36,8 7,2 30,0-0,40 0,40 327 1660 990 IBC-215S Megaline p-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,40 0,40 334 1660 990 IBC-215SE p-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,40 0,40 334 1660 990 IBC-215TA Megaline p-si 215,1 8,0 36,2 7,2 30,0-0,40 0,38 231 1660 990 IBC-215TE p-si 215,1 8,0 36,2 7,2 30,0-0,40 0,38 231 1660 990 IBC-215TS Megaline p-si 215,1 7,8 36,8 7,2 30,0-0,40 0,40 334 1660 990 IBC-220 M Megaline m-si 220,2 7,6 37,3 7,3 30,0-0,40 0,41 436 1600 950 IBC-220 Megaline p-si 220,210,0 29,1 9,1 24,2-0,40 0,23 176 1600 1060 IBC-220S Megaline p-si 220,210,0 29,1 9,1 24,2-0,40 0,23 176 1600 1060 IBC-220TA Megaline p-si 220,2 8,4 36,5 7,7 28,6-0,40 0,46 315 1660 990 IBC-220TS Megaline p-si 220,2 8,4 36,5 7,7 28,6-0,40 0,46 315 1660 990 IBC-225M m-si 225,1 8,1 37,3 7,4 30,5-0,40 0,39 304 1660 990 IBC-225M Megaline m-si 225,1 8,1 37,3 7,4 30,5-0,40 0,39 304 1660 990 IBC-52 Megaline p-si 52,0 3,7 20,6 3,2 16,5-0,50 0,92 173 1105 502 IBC-52S Megaline p-si 52,1 3,3 21,5 3,1 16,8-0,50 0,65 565 985 440 IBC-75S Megaline p-si 74,9 4,8 21,5 4,5 16,8-0,50 0,46 337 1200 532 IBC-80 Megaline p-si 80,1 5,1 21,0 4,7 17,0-0,38 0,36 297 1105 661 IBC-80S Megaline p-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,38 0,39 279 1456 502 IBC-M 220Megaline m-si 220,2 7,6 37,3 7,3 30,0-0,43 0,41 436 1780 950 K 54 a-si(1) 53,9 1,1 85,0 0,9 62,0-0,19 52,43 741 920 920 K 58 a-si(1) 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,19 36,39 2006 920 920 Kaneka K120-H a-si(1) 120,6 2,4 92,0 1,8 67,0-0,19 26,85 310 1979 990 Kaneka K120-V a-si(1) 120,6 2,4 92,0 1,8 67,0-0,19 26,85 310 1919 990 Kaneka K60 a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,19 53,71 619 990 960 Kaneka K75 m-si 75,0 1,4 92,0 1,1 67,0-0,50 41,03 1313 1210 1008 ND-Q0 E 6B p-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,40 0,40 150 1318 994 NE-Q5 E 2B p-si 165,0 5,6 43,1 4,8 34,6-0,40 1,42 201 1575 826 STP-145S m-si 145,2 4,6 42,0 4,3 34,0-0,50 0,78 712 1580 808 ICP Solar Solar Roof Element a-si(2) 3,2 2,5 2,3 1,9 1,7-0,20 0,62 9 600 300

314 Anhang Tabelle A.2.1.39. 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 0,70 424 1380 455 Inpro Solar SM 1-0,5 m-si 1,9 0,2 22,5 0,1 14,5-0,50 95,43 7071 308 150 SM 1-1 m-si 3,9 0,3 22,5 0,3 14,5-0,50 43,96 3593 308 308 SM 1-1,5 m-si 6,1 0,5 22,5 0,4 14,5-0,50 20,59 3101 463 308 SM 1-3 m-si 12,2 1,0 22,5 0,8 14,5-0,50 11,05 1466 920 308 Intersolar Limited B103D m-si 4,1 0,4 23,0 0,3 15,0-0,50 48,19 473 315 315 B103W m-si 3,8 0,4 23,0 0,3 15,0-0,50 42,50 256 315 315 B104D m-si 6,5 0,6 23,0 0,4 15,0-0,50 35,27 703 465 315 B104W m-si 5,4 0,6 23,0 0,4 15,0-0,50 27,09 144 465 315 B107D m-si 12,0 0,9 23,0 0,8 15,0-0,50 8,43 1946 925 315 B108W m-si 14,0 1,2 23,0 0,9 15,0-0,50 16,59 584 925 315 Isofoton I-05 m-si 5,0 0,4 19,2 0,3 15,5-0,50 20,56 325 270 270 I-10 m-si 10,1 0,8 21,6 0,6 17,4-0,40 11,67 75 370 336 I-100/12 m-si 99,9 6,5 21,6 5,7 17,4-0,40 0,36 148 1310 654 I-100/24 m-si 99,9 3,3 43,2 2,9 34,8-0,40 1,44 591 1310 654 I-106/12 m-si 106,1 6,5 21,6 6,1 17,4-0,38 0,29 247 1310 654 I-106/24 m-si 106,1 3,3 43,2 3,1 34,8-0,40 1,16 989 1310 654 I-106/24 InDach m-si 106,1 3,3 43,2 3,1 34,8-0,38 1,16 989 1355 680 I-106/24 MC m-si 106,1 3,3 43,2 3,1 34,8-0,38 1,16 989 1310 654 I-110/12 m-si 110,0 6,8 21,6 6,3 17,4-0,38 0,28 242 1310 654 I-110/24 m-si 110,0 3,4 43,2 3,2 34,8-0,36 1,12 969 1310 654 I-130/12 m-si 130,1 8,9 21,6 7,5 17,3-0,40 0,47 64 1224 1047 I-130/24 m-si 130,1 4,5 43,2 3,8 34,6-0,40 1,88 255 1224 1047 I-140S/12 m-si 140,1 8,9 21,6 8,1 17,3-0,40 0,24 156 1224 1047 I-140S/24 m-si 140,1 4,5 43,2 4,1 34,6-0,40 0,94 622 1224 1047 I-150 m-si 149,8 9,8 21,6 8,6 17,4-0,50 0,24 98 1310 969 I-150 InDach m-si 150,0 9,2 21,6 8,6 17,4-0,40 0,21 175 1002 1350 I-150/12 S MC m-si 150,2 9,3 21,6 8,7 17,3-0,40 0,21 170 1224 1047 I-150S/12 m-si 150,5 8,9 21,6 8,7 17,3-0,40 0,21 226 1224 1047 I-150S/24 m-si 150,5 4,5 43,2 4,4 34,6-0,40 0,83 904 1224 1047 I-159 m-si 159,2 9,8 21,6 9,2 17,4-0,38 0,19 165 1310 969 I-159 In Dach m-si 159,0 9,9 21,6 9,1 17,4-0,50 0,20 153 1350 1002 I-159 MC m-si 159,2 9,8 21,6 9,2 17,4-0,50 0,19 165 1310 969 I-160 InDach m-si 160,1 9,9 21,6 9,2 17,4-0,38 0,19 163 1355 996 I-165 m-si 165,010,1 21,6 9,5 17,4-0,36 0,19 162 1310 969 I-200S m-si 200,5 4,5 57,6 4,4 46,1-0,40 1,11 1205 1224 1047 I-22 m-si 21,9 1,6 21,6 1,3 17,4-0,40 6,23 76 540 440 I-22 C m-si 21,9 1,6 21,6 1,3 17,4-0,50 6,23 76 585 435 I-36 m-si 36,1 2,2 21,6 2,1 17,2-0,40 0,89 791 629 532 I-47 m-si 47,0 3,3 19,8 2,9 16,0-0,40 0,59 346 1208 340 I-5 m-si 5,0 0,4 19,2 0,3 15,5-0,40 20,56 325 270 270 I-50 m-si 49,9 3,3 21,6 2,9 17,4-0,40 0,72 295 1304 340 I-50Sx/12 m-si 150,5 8,9 21,6 8,7 17,3-0,40 0,21 226 1224 1047 I-50Sx/24 m-si 150,5 4,5 43,2 4,4 34,6-0,50 0,83 904 1224 1047 I-53 m-si 53,1 3,3 21,6 3,1 17,4-0,40 0,58 494 1304 340 I-55 m-si 55,0 3,4 21,6 3,2 17,4-0,40 0,56 485 1304 340 I-65 m-si 65,0 4,4 21,6 3,8 17,3-0,40 0,71 173 1224 545 I-70S m-si 70,1 4,5 21,6 4,1 17,3-0,40 0,47 311 1224 545 I-75S m-si 75,1 4,7 21,6 4,3 17,3-0,40 0,42 341 1224 545

A.2 Solargenerator 315 Tabelle A.2.1.40. 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 0,29 173 1208 654 I-94/24 m-si 94,1 3,3 39,6 2,9 32,0-0,40 1,17 692 1208 654 IS-150/24 m-si 150,5 4,7 43,2 4,4 34,6-0,50 0,85 660 1590 790 IS-150S/24 m-si 150,5 4,7 43,2 4,4 34,6-0,50 0,85 660 1224 1047 IS-155/24 m-si 155,0 4,7 43,2 4,5 34,6-0,50 0,80 772 1590 790 IS-155S/24 m-si 155,0 4,7 43,2 4,5 34,6-0,50 0,80 772 1224 1047 IS-180/24 m-si 180,5 5,4 45,0 5,0 36,1-0,50 0,75 639 1600 790 IS-200/32 m-si 200,5 4,7 57,6 4,4 46,1-0,50 1,14 881 1590 1047 IS-207/32 m-si 207,0 4,7 57,6 4,5 46,1-0,50 1,07 1041 1590 1047 IS-210/32 m-si 209,8 4,7 57,6 4,6 46,1-0,50 1,06 1100 1590 1047 ISF-120/12 m-si 120,1 7,5 21,6 6,9 17,3-0,50 0,26 217 1515 662 ISF-125/12 m-si 124,9 7,5 21,6 7,2 17,3-0,50 0,25 261 1515 662 ISF-190/18 m-si 190,1 8,0 32,4 7,3 25,9-0,50 0,39 276 1515 982 ISF-200/18 m-si 199,9 8,5 32,4 7,7 25,9-0,50 0,38 241 1515 982 Issol Cenit-150 m-si 150,1 4,6 43,0 4,3 34,9-0,45 0,78 704 1585 800 Cenit-220 p-si 207,0 7,8 37,0 6,9 30,0-0,43 0,48 228 1635 984 Jetion JT160(34)/S1580x808 m-si 160,3 5,0 43,2 4,7 34,4-0,47 0,81 650 1580 808 JT165(34)/S1580x808 m-si 164,9 5,1 43,6 4,8 34,5-0,47 0,82 667 1580 808 JT170(34)/S1580x808 m-si 170,0 5,1 43,8 4,8 35,2-0,47 0,75 666 1580 808 JT175(34)/S1580x808 m-si 175,1 5,2 44,2 5,0 35,3-0,47 0,75 718 1580 808 JT180(34)/S1580x808 m-si 180,0 5,3 44,8 5,0 36,0-0,47 0,74 674 1580 808 JT185(34)/S1580x808 m-si 185,0 5,5 45,0 5,1 36,3-0,47 0,73 591 1580 808 JT190(34)/S1580x808 m-si 189,8 5,6 45,2 5,2 36,5-0,47 0,71 587 1580 808 JT200(48)/S1580x808 m-si 200,0 4,8 57,8 4,2 47,5-0,48 1,18 500 1580 1069 JT210(48)/S1580x808 m-si 210,2 4,9 58,3 4,4 48,1-0,48 1,06 584 1580 1069 JT220(48)/S1580x808 m-si 220,2 4,9 58,6 4,5 48,5-0,48 0,91 795 1580 1069 JT230(48)/S1580x808 m-si 229,8 5,0 59,0 4,7 49,2-0,48 0,83 824 1580 1069 Jiangsu Linyang SF120M6-18 m-si 119,9 7,4 22,2 6,6 18,2-0,35 0,27 158 1494 678 SF120P6-18 p-si 119,9 7,4 22,2 6,6 18,2-0,35 0,27 158 1494 678 SF160M5-24 m-si 160,2 5,0 43,5 4,5 35,6-0,35 0,78 489 1580 808 SF160P5-24 p-si 160,2 5,0 43,5 4,5 35,6-0,35 0,78 489 1580 808 SF180M5-29 m-si 179,9 7,2 36,0 6,3 28,6-0,35 0,64 221 1590 958 SF180-P5-29 p-si 179,9 7,2 36,0 6,3 28,6-0,35 0,64 221 1590 958 Jiangxi Solar M-125-H1 m-si 2,4 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0,01 8 125 125 M-125-H2 m-si 2,4 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0,01 8 125 125 M-125-H3 m-si 2,4 5,2 0,6 4,9 0,5-0,50 0,01 9 125 125 M-125-H4 m-si 2,5 5,2 0,6 4,9 0,5-0,50 0,01 9 125 125 M-125-H5 m-si 2,5 5,2 0,6 5,0 0,5-0,50 0,01 10 125 125

316 Anhang Tabelle A.2.1.41. 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 0,01 10 125 125 M-125-M1 m-si 2,2 5,1 0,6 4,6 0,5-0,50 0,01 8 125 125 M-125-M2 m-si 2,3 6,1 0,6 4,7 0,5-0,50 0,05 1 125 125 M-125-M3 m-si 2,3 5,1 0,6 4,7 0,5-0,50 0,01 8 125 125 M-125-M4 m-si 2,3 5,2 0,6 4,7 0,5-0,50 0,01 8 125 125 M-156-H1 m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-H2 m-si 3,7 8,0 0,6 7,4 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-H3 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-H4 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-H5 m-si 3,9 8,2 0,6 7,7 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-H6 m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-H7 m-si 4,0 8,3 0,6 7,8 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-H8 m-si 4,1 8,4 0,6 7,8 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-M1 m-si 3,4 7,6 0,6 7,0 0,5-0,50 0,01 5 156 156 M-156-M2 m-si 3,5 7,7 0,6 7,1 0,5-0,50 0,01 5 156 156 M-156-M3 m-si 3,6 7,7 0,6 7,2 0,5-0,50 0,01 6 156 156 M-156-M4 m-si 3,6 7,8 0,6 7,3 0,5-0,50 0,01 6 156 156 S-125-H1 m-si 2,4 5,0 0,6 4,7 0,5-0,50 0,01 9 125 125 S-125-H2 m-si 2,4 5,1 0,6 4,8 0,5-0,50 0,01 9 125 125 S-125-H3 m-si 2,5 5,1 0,6 4,8 0,5-0,50 0,01 9 125 125 S-125-H4 m-si 2,5 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0,01 9 125 125 S-125-M1 m-si 2,1 4,8 0,6 4,3 0,5-0,50 0,01 7 125 125 S-125-M2 m-si 2,2 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0,01 6 125 125 S-125-M3 m-si 2,2 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0,01 7 125 125 S-125-M4 m-si 2,3 4,9 0,6 4,5 0,5-0,50 0,01 8 125 125 S-125-M5 m-si 2,3 4,9 0,6 4,6 0,5-0,50 0,01 9 125 125 S-125-M6 m-si 2,4 5,0 0,6 4,6 0,5-0,50 0,01 9 125 125 S-156-H1 m-si 3,9 8,2 0,6 7,6 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-H2 m-si 3,9 8,2 0,6 7,6 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-H3 m-si 4,0 8,3 0,6 7,7 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-H4 m-si 4,0 8,3 0,6 7,7 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-H5 m-si 4,1 8,3 0,6 7,8 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-M1 m-si 3,4 7,9 0,6 7,1 0,5-0,50 0,01 4 156 156 S-156-M2 m-si 3,5 8,0 0,6 7,3 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-M3 m-si 3,6 8,1 0,6 7,3 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-M4 m-si 3,7 8,1 0,6 7,4 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-M5 m-si 3,7 8,1 0,6 7,5 0,5-0,50 0,01 5 156 156 S-156-M6 m-si 3,8 8,1 0,6 7,5 0,5-0,50 0,01 5 156 156 Jumao Photonics JMP-002.5W-M5-G p-si 2,4 0,2 21,7 0,1 17,3-0,50 16,09 6043 209 157 JMP-004W-M5-G p-si 4,2 0,3 21,7 0,2 17,3-0,50 8,71 4247 293 157 JMP-005W-S5-G m-si 5,0 0,3 21,7 0,3 17,3-0,50 6,85 4239 209 282 JMP-008W-S5-G m-si 8,3 0,5 21,7 0,5 17,3-0,50 4,36 2123 293 282 JMP-010W-S5-G m-si 10,0 0,6 21,7 0,6 17,3-0,50 3,42 2120 350 282 JMP-020W-M5-G p-si 20,8 1,3 21,7 1,2 17,3-0,50 1,59 1186 621 282 JMP-030W-M6-G p-si 29,7 1,8 21,6 1,7 18,0-0,50 0,86 882 412 666 JMP-040W-S5-G m-si 39,6 2,4 22,0 2,2 18,0-0,50 0,77 601 632 536 JMP-065W-M6-G p-si 64,9 3,7 22,0 3,6 18,2-0,50 0,42 535 764 666 JMP-080W-M6BIPV p-si 81,0 4,9 22,0 4,5 18,0-0,50 0,37 299 1280 640 JMP-085W-S5-G m-si 86,3 5,2 22,0 4,7 18,4-0,50 0,32 253 1202 536 JMP-100W-M6BIPV p-si 99,5 5,2 25,5 4,7 21,3-0,50 0,37 292 1240 990 JMP-130W-M6-G p-si 130,6 4,5 42,1 3,8 34,0-0,50 1,25 312 1461 656 JMP-170W-M6-G p-si 170,0 5,0 44,3 4,6 36,7-0,50 0,65 654 1575 825

A.2 Solargenerator 317 Tabelle A.2.1.42. 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 3,42 2120 350 282 JMP-130W-M6-G m-si 130,2 7,8 21,8 7,3 18,0-0,50 0,21 199 1461 656 JMP-160W-S5-G m-si 159,1 4,9 43,6 4,4 36,0-0,50 0,72 544 1575 852 JMP-170W-S5-G m-si 170,0 5,0 44,3 4,6 36,7-0,50 0,65 654 1575 852 JMP-180W-S5-G m-si 179,6 5,0 44,3 4,9 36,7-0,50 0,62 803 1575 852 JMP-2,5W-S5-G m-si 2,4 0,2 21,7 0,1 17,3-0,50 16,09 6043 209 157 JMP-20W-S5-G m-si 20,8 1,3 21,7 1,2 17,3-0,50 1,59 1186 621 282 JMP-220W-M6-G m-si 220,1 8,0 36,2 7,4 30,0-0,50 0,35 314 1637 987 JMP-30W-M6-G m-si 29,7 1,8 21,6 1,7 18,0-0,50 0,86 882 666 412 JMP-40W-S5-G m-si 39,6 2,4 22,0 2,2 18,0-0,50 0,77 601 632 536 JMP-5W-S5-G m-si 5,0 0,3 21,7 0,3 17,3-0,50 6,85 4239 209 157 JMP-65W-M6-G m-si 64,9 3,7 22,0 3,6 18,2-0,50 0,42 535 764 666 JMP-85W-S5-G m-si 86,3 5,2 22,0 4,7 18,4-0,50 0,32 253 1202 536 JMP-8W-S5-G m-si 8,3 0,5 21,7 0,5 17,3-0,50 4,36 2123 293 282 PVL-CIS-0,25W CIS 0,3 0,1 6,1 0,1 4,1-0,36 34,49 3230 48 37,3 PVL-CIS-0,5W CIS 0,6 0,2 6,1 0,2 4,1-0,36 18,40 1723 74,5 48 PVL-CIS-01W CIS 1,2 0,2 12,2 0,2 8,2-0,36 36,79 3446 96 74,5 PVL-CIS-02W CIS 2,5 0,4 12,2 0,3 8,2-0,36 17,10 1744 149 116 PVL-CIS-05W CIS 5,1 0,4 24,4 0,3 16,5-0,36 33,90 3413 232 149 PVL-CIS-10W CIS 10,2 0,7 24,4 0,6 16,5-0,36 15,25 1901 348 232 PVL-CIS-120W CIS 120,5 9,0 24,4 7,3 16,5-0,36 1,81 106 1260 950 PVL-CIS-20W CIS 20,3 1,5 24,4 1,2 16,5-0,36 8,63 851 464 348 PVL-CIS-40W CIS 40,8 2,9 24,4 2,5 16,5-0,36 4,06 450 672 340 PVL-CIS-60W CIS 61,1 4,4 24,4 3,7 16,5-0,36 2,76 295 970 650 PV-S005W-A-TY02 m-si 5,0 0,3 21,7 0,3 17,3-0,50 6,85 4239 314 241 PV-S010W-A-TY03 m-si 10,0 0,6 21,7 0,6 17,3-0,50 3,42 2120 382 314 PV-S020W-A-TY04 m-si 20,1 1,3 21,7 1,2 17,3-0,50 1,87 770 654 314 PV-S030W-A-TY05 m-si 29,9 1,9 21,7 1,7 17,3-0,50 1,15 707 694 440 PV-S040W-A-TY06 m-si 39,6 2,4 22,0 2,2 18,0-0,50 0,77 601 654 558 PV-S060W-A-TY07 m-si 60,2 3,6 22,0 3,3 18,2-0,50 0,46 450 694 792 PV-S2,5W-A-TY01 m-si 2,4 0,2 21,7 0,1 17,3-0,50 16,09 6043 273 185 Juta Monokristallines Kleinmodul 10W m-si 10,2 0,7 21,0 0,6 17,0-0,50 2,83 2256 365 293 Monokristallines Kleinmodul 20W m-si 20,4 1,2 21,0 1,2 17,0-0,50 1,37 1512 545 425 Monokristallines Kleinmodul 30W m-si 29,6 1,6 21,0 1,7 17,0-0,50 1,69 3 830 400 Kaneka Kaneka 1% (Transmittance Rate) a-si(1) 57,3 1,2 91,8 0,9 67,4-0,22 51,25 428 950 980 Kaneka 10% (Transmittance Rate) a-si(1) 38,1 1,0 91,8 0,6 59,6-0,22 72,45 517 950 980 BRA m-si 28,1 1,1 40,8 0,9 30,2-0,50 13,28 1456 485 912 CEA a-si(1) 53,9 1,1 85,0 0,9 62,0-0,22 52,43 741 920 920 CJA m-si 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,50 30,91 2632 920 920 CSA a-si(1) 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,22 30,91 2632 920 920 CSA m-si 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,50 54,49 692 990 960 GEA a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,22 54,49 692 990 960 G-EA060 a-si(1) 60,3 1,2 91,8 0,9 67,0-0,22 54,05 680 990 960 GPA a-si(1) 63,9 1,2 92,0 0,9 68,0-0,22 45,53 1508 990 960 GSA a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,22 54,49 692 990 960 Hybride Module a-si/c-si 45,9 0,5 133,2 0,4 106,8-0,32 28,36 15580 890 430

318 Anhang Tabelle A.2.1.43. 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 36,39 2006 920 920 K60 a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,22 54,49 692 960 990 KA 120 m-si 119,7 2,3 85,0 1,9 63,0-0,50 16,79 1061 1900 950 LSU a-si(1) 58,0 1,1 85,0 0,9 63,0-0,22 30,91 2632 952 920 PLD a-si(1) 26,1 1,9 23,0 1,6 16,5-0,20 5,82 453 950 465 PLE a-si(1) 50,0 3,7 23,0 3,0 16,5-0,20 3,08 231 950 920 P-LE055 a-si(1) 54,9 4,7 23,0 3,3 16,5-0,20 3,29 25 990 990 SeeThrough-MST44T10 type a-si(1) 41,7 1,0 91,8 0,7 59,6-0,20 77,10 860 980 950 SeeThrough-MST50T05 type a-si(1) 51,5 1,1 91,8 0,8 64,4-0,20 61,75 621 980 950 SeeThrough-MST55T01 type a-si(1) 54,4 1,1 91,8 0,8 68,0-0,20 53,22 437 980 950 STU005 m-si 30,0 1,0 41,0 1,0 31,6-0,50 4,34 3465 920 465 TEA (Twin Type) a-si(1) 107,9 2,3 85,0 1,7 62,0-0,22 26,21 371 1839 920 TEB (Twin Type) a-si(1) 107,9 2,3 85,0 1,7 62,0-0,22 26,21 371 920 1839 TEC (Twin Type) a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27,02 340 1919 960 T-EC120 a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27,02 340 1919 990 TED (Twin Type) a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27,02 340 990 1919 T-ED 120 a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27,02 340 1979 960 T-SC120 a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27,02 340 1919 990 T-SD120 a-si(1) 120,6 2,4 91,8 1,8 67,0-0,22 27,02 340 1979 960 KD Solar KD-6125/125 m-si 125,6 8,1 21,6 7,3 17,2-0,50 0,27 169 1505 670 KD-6200/200 m-si 200,5 8,3 33,0 7,8 25,7-0,50 0,41 318 1500 986 KIS BT1032-MRN m-si 4,4 0,3 18,8 0,3 15,3-0,50 5,30 3548 435 140 BT-1032-MRN m-si 4,4 0,3 18,8 0,3 15,3-0,50 5,30 3548 435 140 BT20-MRN m-si 20,1 1,3 21,6 1,2 17,0-0,50 1,68 1402 538 350 BT-20-MRN m-si 20,1 1,3 21,6 1,2 17,0-0,50 1,68 1402 538 350 BT30-MRN m-si 30,1 1,9 21,6 1,8 17,0-0,50 1,12 921 666 412 BT-30-MRN m-si 30,1 1,9 21,6 1,8 17,0-0,50 1,12 921 666 412 BT40-MRN m-si 39,1 2,5 21,6 2,3 17,0-0,50 0,89 610 666 535 BT-40-MRN m-si 39,1 2,5 21,6 2,3 17,0-0,50 0,89 610 666 535 BT432-MRN m-si 12,1 0,9 19,3 0,8 15,3-0,50 2,24 1556 393 353 BT-432-MRN m-si 12,1 0,9 19,3 0,8 15,3-0,50 2,24 1556 393 353 BT55-MRN m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0,60 412 1293 329 BT-60-MRN m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0,60 412 1293 329 BT832-MRN m-si 5,7 0,4 19,2 0,4 15,3-0,50 4,57 3455 293 247 BT-832-MRN m-si 5,7 0,4 19,2 0,4 15,3-0,50 4,57 3455 293 247 GT 1633 m-si 2,8 0,2 19,4 0,2 15,5-0,50 9,92 5713 192 210 GT 230 m-si 22,6 1,7 18,1 1,6 14,4-0,50 1,04 728 580 343 GT 434 m-si 13,0 0,9 20,5 0,8 16,4-0,50 2,27 1634 378 349 GT 634 m-si 8,5 0,6 20,5 0,5 16,4-0,50 3,49 2350 372 242 GT 833 m-si 5,8 0,4 19,8 0,4 15,8-0,50 4,68 3558 192 210 GT133 m-si 50,1 3,5 19,8 3,2 15,9-0,50 0,54 375 1218 335 GT136 m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0,60 412 977 440 GT136M m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0,60 412 1293 329 GT234 m-si 25,7 1,7 20,1 1,6 16,4-0,50 0,98 778 528 448 GT85 m-si 80,4 5,4 21,8 4,8 16,9-0,50 0,55 231 1200 527 GTX130 p-si 129,9 7,8 22,1 6,9 18,8-0,50 0,20 131 1455 650 GTX190 p-si 190,9 8,4 30,1 7,7 24,7-0,50 0,29 245 1636 827 GTX85 p-si 80,4 5,4 21,8 4,8 16,9-0,50 0,55 231 1200 527

A.2 Solargenerator 319 Tabelle A.2.1.44. 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 3,38 2675 350 310 SJX14 p-si 13,9 0,9 21,6 0,8 17,0-0,50 2,54 1591 378 349 SJX20 p-si 20,1 1,3 21,6 1,2 17,0-0,50 1,68 1402 538 350 SJX26 p-si 26,5 1,7 21,6 1,6 17,0-0,50 1,32 883 528 448 SJX30 p-si 30,1 1,9 21,6 1,8 17,0-0,50 1,12 921 666 412 SJX40 p-si 39,1 2,5 21,6 2,3 17,0-0,50 0,89 610 666 535 Korax Solar KS-140 m-si 140,0 8,6 21,6 8,1 17,2-0,50 0,23 202 1224 1047 KS-150 m-si 150,0 9,2 21,6 8,7 17,3-0,50 0,21 187 1224 1047 KS-155 m-si 154,0 9,4 21,6 8,9 17,4-0,50 0,20 181 1224 1047 KS-160 m-si 156,210,2 21,6 9,1 17,2-0,50 0,23 114 1224 1047 KS-170 m-si 169,910,2 21,6 9,6 17,7-0,50 0,16 165 1224 1047 KS-175/12 m-si 175,110,2 22,3 9,5 18,5-0,50 0,16 161 1224 1047 KS-175L m-si 175,1 5,1 44,6 4,7 36,9-0,50 0,64 641 1600 800 KS-180/12* m-si 182,410,5 22,4 9,8 18,6-0,50 0,15 162 1224 1047 KS-180L m-si 182,4 5,3 44,9 4,9 37,2-0,50 0,62 607 1600 800 KS-230 m-si 239,0 8,3 37,1 7,8 30,6-0,44 0,33 359 1657 977 KS-240 m-si 244,4 8,4 37,4 7,9 31,0-0,44 0,32 340 1657 977 KS-85/12 m-si 85,0 5,0 22,1 4,7 18,3-0,50 0,33 302 1224 545 KS-90/12 m-si 91,2 5,2 22,4 4,9 18,6-0,50 0,31 321 1224 545 KVANT-SOLAR KCM-160-1 m-si 160,0 5,0 43,0 4,6 35,0-0,48 0,75 556 1585 805 KCM-160-2 p-si 160,0 5,0 43,0 4,6 35,0-0,48 0,75 556 1585 805 Kyocera E 35-01 m-si 35,0 3,9 12,6 3,6 9,8-0,50 0,36 216 1222 372 E 46-01 m-si 46,1 4,0 16,2 3,6 12,9-0,50 0,43 223 1527 372 FC130GX-2P p-si 130,1 8,0 21,9 7,4 17,6-0,50 0,25 190 1468 695 FL130T-1A p-si 130,1 8,0 21,9 7,4 17,6-0,50 0,25 190 1486 695 KC 35 m-si 35,0 2,5 18,8 2,3 15,0-0,50 0,70 565 471 652 KC 45 m-si 45,0 3,1 19,2 3,0 15,0-0,50 0,60 559 652 573 KC110-1 p-si 110,1 7,3 21,1 6,7 16,5-0,48 0,31 207 1425 625 KC120 p-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,48 0,28 245 962 967 KC120-1 p-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,48 0,28 245 1425 652 KC120-2 p-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,48 0,28 245 1425 652 KC125-2 p-si 125,3 8,0 21,7 7,2 17,4-0,48 0,27 159 1425 652 KC125G-2 p-si 125,3 8,0 21,7 7,2 17,4-0,45 0,27 159 1425 652 KC125GH-2 p-si 125,3 8,0 21,7 7,2 17,4-0,45 0,27 159 1425 652 KC125GHT-2 p-si 125,3 8,0 21,7 7,2 17,4-0,45 0,27 159 1425 652 KC130GHT-2 p-si 130,1 8,0 21,9 7,4 17,6-0,49 0,25 190 1425 652 KC158-2 p-si 158,2 7,6 28,9 6,8 23,2-0,48 0,38 222 1290 990 KC158G-2 p-si 158,2 7,6 28,9 6,8 23,2-0,51 0,38 222 1290 990 KC167-2 p-si 167,0 8,0 28,9 7,2 23,2-0,48 0,36 211 1290 990 KC167G-2 p-si 167,0 8,0 28,9 7,2 23,2-0,51 0,36 211 1290 990 KC167GH-2 p-si 167,0 8,0 28,9 7,2 23,2-0,51 0,36 211 1290 990 KC170GHT-2 p-si 170,1 8,0 29,0 7,3 23,4-0,51 0,34 220 1290 990 KC175GHT-2 p-si 175,1 8,1 29,2 7,4 23,6-0,49 0,33 242 1290 990 KC190GHT-2 p-si 190,0 8,1 32,5 7,3 26,1-0,51 0,40 237 1425 990 KC200GHT-2 p-si 200,1 8,2 32,9 7,6 26,3-0,49 0,37 291 1425 990 KC40 p-si 39,5 2,5 21,5 2,3 16,9-0,48 0,85 703 526 652 KC40GX-2P p-si 43,2 2,7 21,7 2,5 17,4-0,50 0,73 627 526 652 KC40T-1 p-si 43,2 2,7 21,7 2,5 17,4-0,50 0,73 627 526 652 KC50 p-si 50,1 3,1 21,5 3,0 16,7-0,48 0,69 628 639 652 KC50GX-2P m-si 54,1 3,3 21,7 3,1 17,4-0,50 0,58 513 639 652

320 Anhang Tabelle A.2.1.45. 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 0,58 513 639 652 KC60 p-si 60,0 3,7 21,5 3,6 16,9-0,48 0,56 486 751 652 KC60H p-si 60,6 3,1 26,4 3,0 20,2-0,48 0,91 774 722 652 KC65GX-2P p-si 65,3 4,0 21,7 3,8 17,4-0,50 0,48 426 751 652 KC65T-1 p-si 65,3 4,0 21,7 3,8 17,4-0,50 0,48 426 751 652 KC70 p-si 70,0 4,4 21,5 4,1 16,9-0,48 0,48 417 865 652 KC80 p-si 79,9 5,0 21,5 4,7 16,9-0,48 0,42 365 976 652 KC80-02 p-si 79,9 5,0 21,5 4,7 16,9-0,48 0,42 365 1003 652 KC85GX-2P m-si 87,3 5,3 21,7 5,0 17,4-0,50 0,36 319 1007 652 KC85T-1 p-si 87,3 5,3 21,7 5,0 17,4-0,50 0,36 319 1007 652 KD180GH-2P p-si 180,1 8,4 29,5 7,6 23,6-0,50 0,34 234 1341 990 KD205GH-2P p-si 205,1 8,4 33,2 7,7 26,6-0,50 0,37 279 1500 990 KD210GH-2P p-si 210,1 8,6 33,2 7,9 26,6-0,50 0,36 269 1500 990 KS 10 m-si 10,1 0,6 21,5 0,6 16,9-0,50 3,28 3126 352 304 KS 10A m-si 10,4 0,9 21,0 0,7 15,3-0,50 16,42 206 413 352 KS 10S m-si 10,1 0,6 21,5 0,6 16,9-0,50 3,28 3126 344 332 KS 12 m-si 11,6 0,8 19,3 0,8 15,5-0,50 2,17 1712 414 352 KS 20 m-si 20,3 1,2 21,5 1,2 16,9-0,50 1,64 1563 635 352 KS 20a m-si 16,0 1,1 20,7 1,0 16,3-0,50 1,98 1419 520 352 KS 24 m-si 23,6 1,6 19,6 1,5 15,7-0,50 1,12 872 636 352 KS 5 m-si 4,9 0,3 21,5 0,3 16,9-0,50 6,89 5387 325 205 KS 5S m-si 4,9 0,3 21,5 0,3 16,9-0,50 6,89 5387 344 202 LA361K51S m-si 51,0 3,3 21,2 3,0 16,9-0,50 0,61 482 988 448 LA361K54S p-si 54,1 3,4 21,5 3,2 16,9-0,48 0,62 549 988 448 LA441G66S p-si 66,2 3,4 26,3 3,2 20,7-0,48 0,75 672 1198 448 LA441K63S m-si 62,7 3,3 26,0 3,0 20,7-0,50 0,75 604 1198 448 LA721G108S p-si 108,2 3,4 43,0 3,2 33,8-0,48 1,23 1099 988 868 SPG 1786 m-si 178,7 8,2 29,4 7,5 23,8-0,50 0,32 249 1290 990 SU 41-02 m-si 42,0 8,0 7,2 7,3 5,8-0,50 0,09 59 972 345 SU 55-02 m-si 56,2 8,0 9,6 7,3 7,7-0,50 0,11 78 1296 345 Kyungdong Photovoltaic Energy (KPE) HM1 m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,46 0,01 6 156 156 HM2 m-si 3,7 7,8 0,6 7,3 0,5-0,46 0,01 6 156 156 HM3 m-si 3,6 7,8 0,6 7,2 0,5-0,46 0,01 6 156 156 HS1 m-si 2,4 5,2 0,6 4,8 0,5-0,42 0,01 8 125 125 HS2 m-si 2,4 5,2 0,6 4,7 0,5-0,42 0,01 7 125 125 HS3 m-si 2,3 5,2 0,6 4,6 0,5-0,42 0,01 6 125 125 PM1 m-si 4,0 8,2 0,6 7,8 0,5-0,46 0,01 6 156 156 PM2 m-si 4,0 8,2 0,6 7,7 0,5-0,46 0,01 6 156 156 PM3 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,46 0,01 6 156 156 PS3 m-si 2,6 5,4 0,6 5,0 0,5-0,42 0,01 9 125 125 SM1 m-si 3,9 8,1 0,6 7,5 0,5-0,46 0,01 6 156 156 SM2 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,46 0,01 6 156 156 SM3 m-si 3,8 7,9 0,6 7,4 0,5-0,46 0,01 6 156 156 SS1 m-si 2,5 5,3 0,6 4,9 0,5-0,42 0,01 8 125 125 SS2 m-si 2,5 5,3 0,6 4,9 0,5-0,42 0,01 8 125 125 SS3 m-si 2,5 5,2 0,6 4,8 0,5-0,42 0,01 8 125 125 Lafarge SRT 35 p-si 35,3 4,5 10,7 4,2 8,5-0,40 0,23 169 378 1194 SRT 40 p-si 40,5 4,8 11,1 4,6 8,8-0,40 0,21 200 1194 380 SRT 80 m-si 80,1 4,8 22,1 4,6 17,6-0,50 0,42 378 530 1197

A.2 Solargenerator 321 Tabelle A.2.1.46. 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 0,04 48 352 207 Solar-Dachz.Typ Tiefa-XL m-si 4,5 3,2 1,8 3,0 1,5-0,50 0,04 48 352 228 LC-Solar LCM-160 m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0,81 686 1580 808 LCM-200 m-si 199,9 6,2 43,0 5,7 35,0-0,50 0,59 474 1710 970 LCP-020 p-si 20,0 1,2 21,0 1,2 16,8-0,50 1,50 1650 638 278 LCP-040 p-si 40,1 2,5 21,5 2,3 17,2-0,50 0,79 645 634 534 LCP-050 m-si 48,8 3,2 21,6 2,8 17,2-0,50 0,74 352 996 446 LCP-080 p-si 80,0 5,0 21,6 4,7 17,2-0,50 0,41 321 1196 534 LCP-085 m-si 84,8 5,0 21,6 4,8 17,6-0,50 0,34 379 1196 534 LCP-100 12V m-si 107,2 6,4 21,6 6,2 17,2-0,50 0,30 310 1316 661 LCP-100 24V m-si 107,3 3,2 43,2 3,1 34,4-0,50 1,19 1246 1316 661 LCP-150 12V m-si 150,0 9,7 21,6 8,7 17,2-0,50 0,23 128 1580 788 LCP-150 24V m-si 150,0 4,9 43,2 4,4 34,4-0,50 0,94 502 1580 788 LCP-160 p-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0,81 643 1580 808 Lemo-Solar 03-05750 m-si 0,1 0,0 3,9 0,0 3,1-0,50 17,83 10311 57 50 03-120112 m-si 0,6 0,2 4,5 0,2 3,6-0,50 2,29 1322 120 112 06-05750 m-si 0,1 0,0 9,0 0,0 7,2-0,50 82,31 47588 57 50 07-242285 m-si 3,5 0,5 10,5 0,4 8,4-0,50 2,29 1322 285 242 1,5-05750 m-si 0,1 0,0 2,0 0,0 1,6-0,50 4,46 2578 57 50 15-120112 m-si 0,5 0,0 22,5 0,0 18,0-0,50 68,59 39656 120 112 15-285194 m-si 3,2 0,2 22,5 0,2 18,0-0,50 11,43 6609 285 194 15-285323 m-si 5,2 0,3 22,5 0,3 18,0-0,50 7,10 4102 323 285 SM 01-600 m-si 0,6 0,7 1,3 0,6 1,0-0,50 0,19 110 72 72 SM 02-600 m-si 1,2 0,7 2,5 0,6 2,0-0,50 0,38 220 140 72 SM 03-2406 m-si 0,7 0,3 3,8 0,2 3,0-0,50 1,43 826 105 53 SM 03-600 m-si 2,4 0,7 5,0 0,6 4,0-0,50 0,76 441 140 140 SM 03-740 m-si 2,2 0,8 3,9 0,7 3,1-0,50 0,51 293 222 105 SM 04-280 m-si 1,0 0,3 5,3 0,2 4,2-0,50 2,00 1157 120 205 SM 06-120 m-si 0,7 0,1 7,5 0,1 6,0-0,50 5,72 3305 116 74 SM 06-180 m-si 1,1 0,2 7,5 0,2 6,0-0,50 3,81 2203 105 120 SM 06-600 m-si 5,4 0,7 11,3 0,6 9,0-0,50 1,71 991 212 198 SM 06-90 m-si 0,5 0,1 7,5 0,1 6,0-0,50 7,62 4406 116 56 SM 09-45 m-si 0,4 0,0 11,3 0,0 9,0-0,50 25,72 14871 116 44 SM 1,5-480 m-si 0,7 0,5 1,9 0,5 1,5-0,50 0,36 207 78 86 SM 12-120 m-si 1,4 0,1 15,0 0,1 12,0-0,50 11,43 6609 153 105 SM 12-1770 m-si 21,2 2,0 15,0 1,8 12,0-0,50 0,78 448 450 560 SM 12-190 m-si 2,3 0,2 15,0 0,2 12,0-0,50 7,22 4174 150 217 SM 12-440 m-si 5,3 0,5 15,0 0,4 12,0-0,50 3,12 1803 240 330 SM 12-600 m-si 10,8 0,7 22,5 0,6 18,0-0,50 3,43 1983 318 262 SM 12-880 m-si 10,6 1,0 15,0 0,9 12,0-0,50 1,56 901 230 550 SM 12-90 m-si 1,1 0,1 15,0 0,1 12,0-0,50 15,24 8813 116 105 SM 4,5-600 m-si 3,6 0,7 7,5 0,6 6,0-0,50 1,14 661 215 135 SM 6-1770 m-si 10,6 2,0 7,5 1,8 6,0-0,50 0,39 224 240 560 SM 6-460 m-si 2,6 0,5 7,5 0,4 6,0-0,50 1,56 901 240 200 SM 6-880 m-si 5,3 1,0 7,5 0,9 6,0-0,50 0,78 451 240 310 Ligitek Electronics Ligitek 160-180W m-si 180,9 5,5 44,9 5,1 35,2-0,50 0,82 632 1580 806

322 Anhang Tabelle A.2.1.47. 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 1,34 573 1010 885 LNSP-115 p-si 115,5 7,4 21,5 6,6 17,5-0,45 0,28 151 1520 660 LNSP-150 p-si 150,5 4,9 43,2 4,4 34,2-0,47 0,95 518 1591 810 LS-100 m-si 98,6 6,8 21,5 5,8 17,0-0,40 0,62 103 978 865 LS-150 p-si 149,1 4,9 43,2 4,4 34,2-0,40 0,97 508 1587 790 Luxor LX-100J/125-48GS p-si 96,3 5,0 27,5 4,5 21,4-0,50 0,64 340 1180 930 LX-125P/156-40GS p-si 125,0 7,3 24,5 6,5 19,1-0,33 0,40 190 1249 827 LX-130P/156-40GS p-si 130,1 7,6 24,6 6,8 19,2-0,33 0,38 187 1249 827 LX-135P/156-40GS p-si 135,0 7,8 24,7 7,0 19,3-0,33 0,37 181 1249 827 LX-138P/156-40GS p-si 138,0 8,0 24,8 7,1 19,4-0,33 0,37 178 1249 827 LX-155M/125-72L+ S CEX m-si 155,2 4,9 42,5 4,4 35,1-0,49 0,71 530 1590 808 LX-160M/125-72L+ S CEX m-si 160,0 5,0 42,7 4,5 35,3-0,49 0,69 520 1590 808 LX-160P/156-48FS p-si 160,3 4,9 44,2 4,6 35,0-0,33 0,87 684 1310 990 LX-165M/125-72L+ S CEX m-si 165,3 5,2 42,7 4,7 35,3-0,49 0,67 500 1590 808 LX-170M/125-72L+ S CEX m-si 170,1 5,3 42,9 4,8 35,4-0,49 0,66 491 1590 808 LX-175M/125-72L+ S CEX m-si 175,2 5,4 43,1 4,9 35,6-0,49 0,64 483 1590 808 LX-180M/125-72L+ S CEX m-si 180,2 5,5 43,4 5,0 35,8-0,49 0,63 476 1590 808 Maaß Regenerative Energien BN-180-SP p-si 180,0 8,6 29,0 7,7 23,5-0,30 0,34 170 1317 993 BTY-160 p-si 161,0 5,1 44,0 4,6 35,0-0,45 0,90 522 1580 808 BTY-165 p-si 164,5 5,2 44,0 4,7 35,0-0,45 0,87 520 1580 808 BTY-170 p-si 170,1 5,3 44,0 4,9 35,0-0,45 0,82 567 1580 808 CS5A (160W) p-si 160,3 5,6 43,2 4,7 34,4-0,50 2,00 161 1595 801 CS5A (170W) p-si 170,3 5,4 43,2 5,0 34,4-0,50 0,78 559 1595 801 CS6P-220W p-si 220,0 8,3 36,3 7,6 29,1-0,50 0,42 282 1622 982 TDM170M5 m-si 170,0 5,3 42,8 5,0 34,2-0,46 0,73 634 1589 806 TDM180M5 m-si 179,9 5,5 42,8 5,3 34,2-0,46 0,69 671 1589 806 TJS 38W 40D a-si(1) 38,3 1,0 60,0 0,9 45,0-0,19 18,81 2371 1253 643 Mage Solar mage powertec 170/5MC m-si 170,0 5,3 44,4 4,8 35,2-0,47 0,85 559 1580 808 mage powertec 170/5ME m-si 170,0 5,0 43,3 4,7 36,2-0,50 0,59 658 1580 808 mage powertec 170/5MS m-si 170,2 5,1 44,5 4,7 35,9-0,40 0,77 621 1580 808 mage powertec 175/5MC m-si 175,1 5,3 44,5 5,0 35,3-0,47 0,80 618 1580 808 mage powertec 175/5ME m-si 175,0 5,1 43,7 4,8 36,5-0,50 0,59 657 1580 808 mage powertec 175/5MS m-si 175,0 5,2 44,8 4,9 36,0-0,40 0,76 679 1580 808 mage powertec 180/5MC m-si 180,2 5,4 44,6 5,1 35,4-0,47 0,77 662 1580 808 mage powertec 180/5ME m-si 180,0 5,2 44,3 4,9 36,7-0,50 0,61 661 1580 808

A.2 Solargenerator 323 Tabelle A.2.1.48. 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 0,75 756 1580 808 mage powertec 210/6PL p-si 215,8 7,7 36,6 7,2 30,0-0,46 0,37 358 1665 999 mage powertec 220/6PL p-si 221,4 7,8 36,8 7,3 30,3-0,46 0,36 366 1665 999 Magog Magog-Sunslates m-si 7,9 4,6 2,4 4,1 1,9-0,46 0,05 28 620 270 Maharishi Maharishi 10012 m-si 100,0 7,0 21,0 6,1 16,4-0,50 0,49 136 1415 635 Maharishi 1012 m-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,4-0,50 3,35 2328 441 290 Maharishi 11012 m-si 109,9 7,7 21,0 6,7 16,4-0,50 0,46 122 1415 635 Maharishi 12012 m-si 119,7 8,4 21,0 7,3 16,4-0,50 0,43 110 1415 635 Maharishi 1212 m-si 12,1 0,8 21,0 0,7 16,4-0,50 2,72 2089 441 290 Maharishi 1812 m-si 18,0 1,2 21,0 1,1 16,4-0,50 1,86 1292 537 450 Maharishi 2012 m-si 20,0 1,4 21,0 1,2 16,4-0,50 2,46 681 537 450 Maharishi 3712 m-si 36,9 2,4 21,0 2,3 16,4-0,50 0,91 622 631 538 Maharishi 4012 m-si 40,2 2,6 21,0 2,5 16,4-0,50 0,83 595 631 538 Maharishi 5012 m-si 49,9 3,3 21,0 3,0 16,4-0,50 0,68 457 826 540 Maharishi 506 m-si 5,0 0,6 10,5 0,6 8,2-0,50 1,62 1508 426 150 Maharishi 512 m-si 5,1 0,3 21,0 0,3 16,4-0,50 6,47 5072 426 150 Maharishi 5512 m-si 54,9 3,6 21,0 3,4 16,4-0,50 0,60 443 826 540 Maharishi 6012 m-si 59,0 4,0 21,0 3,6 16,4-0,50 0,59 350 1201 525 Maharishi 606 m-si 6,1 0,8 10,5 0,7 8,2-0,50 1,35 1349 426 150 Maharishi 612 m-si 6,1 0,4 21,0 0,4 16,4-0,50 5,38 4491 426 150 Maharishi 6512 m-si 64,5 4,3 21,0 3,9 16,4-0,50 0,52 357 1201 525 Maharishi 7012 m-si 68,9 4,6 21,0 4,2 16,4-0,50 0,50 300 1201 525 Maharishi 7512 m-si 73,8 5,3 21,0 4,5 16,4-0,50 0,83 148 1201 525 Maharishi 8012 m-si 80,4 5,8 21,0 4,9 16,4-0,50 0,91 109 1201 525 Maharishi 812 m-si 7,7 0,5 21,0 0,5 16,4-0,50 5,16 2150 441 290 MUM/MOM TD12 m-si 151,010,6 21,0 9,2 16,5-0,50 0,35 79 1239 1070 MUM/MOM UD24 p-si 150,8 5,3 42,0 4,6 33,0-0,50 1,41 310 1587 781 Mereg PE100-32 m-si 97,7 3,3 41,8 2,8 34,9-0,50 1,35 285 1265 630 PE105 p-si 100,3 6,1 22,8 5,7 17,6-0,43 0,40 293 1325 655 PE110 p-si 104,4 6,4 21,7 5,9 17,7-0,43 0,29 233 1325 655 PE115 p-si 109,2 6,6 21,7 6,5 16,8-0,43 0,33 315 1325 655 PE120 p-si 109,9 7,6 21,6 6,7 16,4-0,43 0,53 157 1325 655 PE125 p-si 119,9 7,5 21,6 6,7 17,9-0,50 0,25 146 1325 655 PE130 p-si 124,5 7,7 21,8 7,5 16,6-0,43 0,31 263 1325 655 PE135 p-si 129,9 8,1 21,9 7,3 17,8-0,43 0,25 156 1325 655 PE90-16 m-si 88,0 5,9 21,2 5,5 16,0-0,50 0,43 283 1265 630 PM150 m-si 151,8 4,9 42,5 4,4 34,5-0,37 0,80 526 1581 796 PM150a m-si 151,8 4,9 42,5 4,4 34,5-0,37 0,80 526 1587 789 PM150a/p p-si 156,0 5,0 44,1 4,5 34,9-0,50 0,97 490 1587 789 PM150a/p++ p-si 163,3 5,1 43,6 4,6 35,2-0,43 0,79 558 1587 789 PM180 m-si 179,8 5,0 43,6 4,9 37,0-0,37 0,52 808 1591 796 PM80/PM80a m-si 80,0 5,1 21,6 4,6 17,4-0,50 0,41 250 1200 550 PM85/85a m-si 85,0 5,1 21,8 4,7 18,1-0,50 0,32 287 1200 550 PV-Modul PE100-32 m-si 68,0 3,0 41,0 2,0 34,0-0,50 4,31 26 1265 630 PV-Modul PE105 m-si 96,0 7,0 21,0 6,0 16,0-0,50 0,77 123 1325 655 PV-Modul PE110 m-si 100,8 7,0 22,0 6,0 16,8-0,50 0,79 128 1325 655 PV-Modul PE115 m-si 102,0 7,0 22,0 6,0 17,0-0,50 0,72 122 1325 655

324 Anhang Tabelle A.2.1.49. 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 1,25 12 1325 655 PV-Modul PE 125 m-si 123,3 8,1 21,8 7,2 17,2-0,50 0,31 140 1325 655 PV-Modul PE 90 m-si 90,2 3,0 42,4 2,8 32,8-0,50 1,55 1111 1265 630 PV-Modul PE 90-32 m-si 89,8 3,2 41,0 2,7 33,4-0,50 1,64 375 1265 630 PV-Modul PE 95-32 m-si 66,0 3,0 41,0 2,0 33,0-0,50 5,06 28 1265 630 PV-Modul PM130 m-si 130,0 4,5 41,6 4,0 32,5-0,50 1,16 512 1587 789 PV-Modul PM150 m-si 151,8 4,9 42,5 4,4 34,5-0,50 0,80 525 1575 789 PV-Modul PM150a m-si 152,1 9,7 21,2 8,8 17,3-0,50 0,20 131 1587 789 PV-ModulPM75/75a m-si 74,8 5,0 21,4 4,4 17,0-0,50 0,49 206 1200 550 MHH MHH plus 150 (145W) m-si 145,2 4,9 39,6 4,3 33,7-0,50 0,60 351 1466 801 MHH plus 150 (150 W) p-si 150,3 4,9 39,9 4,5 33,7-0,37 0,56 489 1466 801 MHH plus 170 (160 W) p-si 160,0 7,4 28,9 6,5 24,5-0,37 0,30 172 2000 680 MHH plus 170 (165 W) p-si 165,1 7,6 29,1 6,7 24,5-0,37 0,30 170 2000 680 MHH plus 170 (170 W) p-si 170,0 7,8 29,3 6,9 24,5-0,37 0,30 189 2000 680 MHH plus 170 (175 W) p-si 176,4 8,0 29,6 7,2 24,5-0,37 0,31 203 2000 680 MHH plus 180 (175 W) p-si 174,9 9,1 24,5 8,7 20,1-0,42 0,20 224 1282 1086 MHH plus 180 (180 W) p-si 180,0 9,3 24,6 8,9 20,2-0,42 0,20 219 1282 1086 MHH plus 190 (185 W) p-si 184,8 4,9 49,3 4,5 40,8-0,37 0,76 715 1330 1070 MHH plus 190 (190 W) p-si 189,7 4,9 49,7 4,7 40,8-0,37 0,77 792 1330 1070 MHH plus 220 (205 W) p-si 205,0 7,4 36,1 6,7 30,6-0,37 0,34 263 1680 990 MHH plus 220 (210 W) p-si 209,9 7,6 36,4 6,9 30,6-0,37 0,35 262 1680 990 MHH plus 220 (215 W) p-si 215,1 7,8 36,7 7,0 30,6-0,37 0,37 273 1680 990 MHH plus 220 (220 W) p-si 220,0 8,0 37,0 7,2 30,6-0,37 0,39 258 1680 990 MHH plus 220 (230 W) p-si 230,1 8,5 36,5 7,5 30,6-0,38 0,35 194 1680 990 MHH power 65 m-si 65,0 2,8 40,0 2,3 27,9-0,42 6,54 712 1310 675 Microsol 103Mpsq/- m-si 1,3 3,1 0,6 2,8 0,5-0,50 0,02 14 103 103 103Mpsq/+ m-si 1,6 3,6 0,6 3,3 0,5-0,50 0,02 13 103 103 125Mpsq/- m-si 2,0 4,5 0,6 4,2 0,5-0,50 0,01 10 125 125 125Mpsq/+ m-si 2,3 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0,01 8 125 125 150Mpsq/- m-si 3,0 7,2 0,6 6,3 0,5-0,50 0,01 4 150 150 150Mpsq/+ m-si 3,3 7,8 0,6 7,1 0,5-0,50 0,01 5 150 150 156Mpsq/- m-si 3,2 7,7 0,6 6,8 0,5-0,50 0,01 4 156 156 156Mpsq/+ m-si 3,7 8,4 0,6 7,8 0,5-0,50 0,01 5 156 156 M 0636(30) m-si 27,9 2,2 20,0 1,7 16,4-0,50 3,76 51 636 530 M 0636(35) m-si 34,4 2,5 20,0 2,1 16,4-0,50 1,22 166 636 530 M 0636(37) m-si 36,1 2,6 20,0 2,2 16,4-0,50 1,02 182 636 530

A.2 Solargenerator 325 Tabelle A.2.1.50. 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 0,69 365 756 630 M 0756(50) m-si 49,2 3,4 20,0 3,0 16,4-0,50 0,57 266 756 630 M 0756(55) m-si 55,8 3,7 20,0 3,4 16,4-0,50 0,44 360 756 630 M-1206 m-si 68,8 4,9 20,0 4,3 16,0-0,50 0,45 206 1206 530 M-1206(65) m-si 64,7 4,3 20,0 3,9 16,6-0,50 0,37 273 1206 530 M-1206(70) m-si 69,7 4,6 20,0 4,2 16,6-0,50 0,34 271 1206 530 M-1206(75) m-si 76,4 5,0 20,0 4,6 16,6-0,50 0,30 265 1206 530 M-1431 m-si 97,6 6,5 20,0 6,1 16,0-0,50 0,28 240 1431 630 M-1431/1(75) m-si 76,4 5,0 20,0 4,6 16,6-0,50 0,30 265 1431 630 M-1431/1(80) m-si 79,9 5,1 20,0 4,7 17,0-0,50 0,24 255 1431 630 M-1431/1(90) m-si 90,1 5,7 20,0 5,3 17,0-0,50 0,21 244 1431 630 M-1431/2 (100) m-si 101,3 6,5 20,0 6,1 16,6-0,50 0,22 233 1431 630 M-1431/2 (110) m-si 109,9 7,2 20,0 6,7 16,4-0,50 0,22 202 1431 630 M-1585 (150) m-si 147,7 9,3 20,0 8,9 16,6-0,50 0,15 181 1585 785 M-1585(130) m-si 129,5 8,2 20,0 7,8 16,6-0,50 0,17 199 1585 785 M-1585(140) m-si 137,8 8,7 20,0 8,3 16,6-0,50 0,16 190 1585 785 Millenium Electric MIL-PV-160W-M-01 p-si 162,0 4,9 44,0 4,5 36,0-0,50 0,75 597 1572 825 Mitsubishi MA 100 T2 a-si(1) 100,4 1,2 141,0 0,9 108,0-0,20 64,38 1517 1414 1114 PV-MF100EC4 (100W) p-si 100,0 6,9 20,8 6,0 16,7-0,48 0,35 124 1425 646 PV-MF110EC4 (110W) p-si 110,0 7,2 21,2 6,4 17,1-0,48 0,29 168 1425 646 PV-MF120EA4 (120W) p-si 119,7 6,9 23,9 6,3 19,0-0,49 0,35 232 1248 803 PV-MF120EC3 p-si 120,4 7,4 22,0 6,8 17,6-0,48 0,28 220 1425 646 PV-MF120EC4 (120W) p-si 120,0 7,4 22,0 6,8 17,6-0,48 0,28 217 1425 646 PV-MF120TE4N (120W) p-si 120,2 7,8 21,6 7,0 17,2-0,45 0,29 168 1495 674 PV-MF125EA4 (125W) p-si 124,6 7,3 24,0 6,6 18,8-0,48 0,36 222 1248 803 PV-MF125TE4N (125Wp) p-si 125,1 7,9 21,8 7,2 17,3-0,45 0,28 186 1495 674 PV-MF130EA4 (130W) p-si 130,4 7,4 24,2 6,8 19,2-0,49 0,32 227 1248 803 PV-MF130TE4N (130W) p-si 130,0 8,1 21,9 7,5 17,4-0,45 0,26 200 1495 674 PV-MF135EA4 (135W) p-si 135,1 7,7 24,3 6,9 19,5-0,49 0,31 189 1248 803 PV-MF155EB4 (155W) p-si 154,9 7,3 30,0 6,6 23,4-0,48 0,46 261 1580 800 PV-MF160EA2LF p-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,48 0,43 281 1580 800 PV-MF160EB4 (160W) p-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,48 0,43 281 1580 800 PV-MF165EA2LF p-si 165,3 7,4 30,4 6,8 24,2-0,48 0,39 303 1580 800 PV-MF165EB4 (165W) p-si 165,3 7,4 30,4 6,8 24,2-0,48 0,39 303 1580 800 PV-MF170EB4 (170W) p-si 170,5 7,4 30,6 6,9 24,6-0,48 0,36 323 1580 800 PV-MF170TD4 (170W) p-si 170,4 7,8 29,9 7,2 23,7-0,45 0,38 264 1658 834

326 Anhang Tabelle A.2.1.51. 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 0,38 273 1658 834 PV-MF180TD4 (180W) p-si 180,3 8,0 30,4 7,5 24,2-0,45 0,36 278 1658 834 PV-MF185TD4 (185W) p-si 185,0 8,1 30,6 7,6 24,4-0,45 0,35 284 1658 834 PV-TD 175MF5 p-si 174,9 7,9 30,2 7,3 23,9-0,50 0,38 273 1658 834 PV-TD 180MF5 p-si 180,3 8,0 30,4 7,5 24,2-0,50 0,36 278 1658 834 PV-TD 185MF5 p-si 185,0 8,1 30,6 7,6 24,4-0,50 0,35 284 1658 834 PV-TD 190MF5 p-si 190,4 8,2 30,8 7,7 24,7-0,50 0,33 288 1658 834 Superstratum Type 120 W m-si 119,7 6,9 23,9 6,3 19,0-0,50 0,35 232 803 1248 Superstratum Type 123 W m-si 122,6 7,0 24,0 6,4 19,1-0,50 0,34 232 803 1248 Superstratum Type 140 W m-si 140,1 7,7 24,5 7,2 19,6-0,50 0,29 242 803 1248 MSK Corporation AJG060-B a-si(1) 60,3 1,2 92,0 0,9 67,0-0,23 54,49 692 990 960 Just-Roof MSZ-82P m-si 82,2 5,2 21,5 4,8 17,3-0,50 0,39 270 930 903 LPA 920-54 m-si 53,9 1,1 85,0 0,9 62,0-0,50 52,43 741 920 920 LPA 960-60 a-si(1) 54,9 1,2 92,0 0,9 61,0-0,23 66,51 1346 990 960 LPP 155-170 m-si 170,1 8,3 29,0 7,3 23,4-0,50 0,38 159 992 1319 LPP125-120 p-si 119,7 5,3 32,3 4,6 25,8-0,50 0,70 272 1195 802 LPP125-160 p-si 160,1 5,3 43,0 4,6 34,5-0,50 0,91 356 1580 802 LPP156-190 p-si 190,4 7,8 33,2 6,8 28,0-0,40 0,36 163 1484 986 LPS125-135 m-si 134,8 5,7 33,5 5,1 26,7-0,50 0,64 313 1195 802 LPS125-180 m-si 179,8 5,7 44,6 5,1 35,6-0,50 0,85 415 1580 802 MPP125-80 p-si 79,8 5,3 21,5 4,6 17,2-0,50 0,46 180 815 802 MPS125-90 m-si 89,9 5,7 22,3 5,1 17,8-0,50 0,42 207 815 802 MSZ-82P m-si 82,2 5,2 21,8 4,8 17,3-0,50 0,42 280 903 930 Photovol TM -Roof RHH 125-72 m-si 72,1 5,4 27,9 4,9 14,8-0,50 1,59 497 2000 275 Photovol TM Glass a-si(1) 44,1 1,0 91,8 0,7 59,6-0,20 84,64 2431 980 950 PV-TV a-si (1) 38,1 1,0 91,8 0,7 58,6-0,20 77,24 661 990 950 PV-TV MST-38T1010 m-si 37,5 1,0 91,8 0,6 58,6-0,50 75,83 590 980 950 PV-TV MST-38T1013 m-si 37,5 1,0 91,8 0,6 58,6-0,50 75,83 590 980 950 QFJ190-W p-si 189,9 8,2 32,3 7,4 25,8-0,43 0,40 232 1480 985 RHH125-72 m-si 72,1 5,4 18,6 4,9 14,8-0,50 0,36 204 2000 275 RK-14 m-si 33,6 5,5 8,7 4,9 6,9-0,50 0,17 88 957 370 RK-18 m-si 43,3 5,5 11,2 4,9 8,9-0,50 0,22 113 1262 370 TFJ210-W m-si 210,0 8,7 32,9 8,1 25,8-0,43 0,38 286 1480 985 TP156-190 p-si 190,3 8,1 33,0 7,2 26,5-0,50 0,43 211 1480 985 TP156-210 m-si 210,1 8,6 33,3 7,9 26,7-0,50 0,37 248 1480 985 TS156-210 m-si 210,1 8,6 33,3 7,9 26,7-0,43 0,37 248 1480 985 Naps NM 120 A m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0,25 190 1476 660 NM 25 S m-si 24,8 1,7 21,0 1,5 16,5-0,50 1,37 833 440 540 NM 27 G m-si 26,1 1,8 21,7 1,5 17,4-0,50 1,88 408 674 327 NM 27 GT m-si 27,0 1,8 21,7 1,6 17,4-0,50 1,33 623 725 378 NM 38 G m-si 37,6 2,5 21,9 2,2 17,1-0,50 1,26 442 625 533 NM 55 G m-si 55,0 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0,62 372 1293 330

A.2 Solargenerator 327 Tabelle A.2.1.52. 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 0,62 372 385 440 NM 55 S m-si 54,8 3,4 21,7 3,2 17,4-0,50 0,59 461 1291 329 NM 65 A m-si 65,2 4,7 20,5 4,0 16,3-0,50 0,82 134 1200 526 NM 75 A m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0,39 291 1200 526 NM 75 G m-si 75,2 5,1 21,9 4,4 17,1-0,50 0,71 197 1200 532 NP 108 GFDC m-si 10,6 3,2 4,8 2,8 3,8-0,50 0,20 68 450 224 NP 110 G/12 m-si 109,6 6,8 21,7 6,3 17,4-0,50 0,29 230 1293 650 NP 12 RGFV m-si 12,0 0,8 21,6 0,7 17,1-0,50 3,54 1230 566 268 NP 12 RSS m-si 11,7 0,8 21,6 0,7 16,7-0,50 4,66 1322 592 248 NP 125 GK p-si 124,8 7,9 21,9 7,3 17,1-0,50 0,29 203 1480 670 NP 13 RGFV m-si 12,0 0,8 21,6 0,7 17,1-0,50 3,54 1230 566 268 NP 130 GK band 129,8 8,0 22,0 7,5 17,3-0,49 0,27 216 1480 670 NP 150 G p-si 150,9 5,0 42,2 4,6 32,8-0,43 0,92 604 1580 800 NP 165 G p-si 166,6 5,1 43,4 4,8 34,7-0,43 0,77 673 1580 800 NP 20 S m-si 19,8 1,3 21,0 1,2 16,5-0,50 1,66 1166 440 540 NP 200 GK p-si 199,9 8,2 33,4 7,6 26,2-0,50 0,41 308 1475 986 NP 24 RSS m-si 25,1 1,7 21,6 1,5 16,7-0,50 1,97 675 592 450 NP 25 RSS m-si 25,1 1,7 21,6 1,5 16,7-0,50 1,97 675 592 450 NP 25 RV m-si 25,1 1,7 21,6 1,5 16,7-0,50 1,97 675 669 322 NP 35 RSS m-si 34,4 2,3 21,1 2,1 16,4-0,50 1,02 627 700 545 NP 37 RSS m-si 37,0 2,3 21,3 2,1 17,6-0,50 0,74 581 700 545 NP 50 G m-si 50,1 3,4 21,6 3,0 16,7-0,50 0,84 388 1293 380 NP 50 GK m-si 50,1 3,4 21,6 3,0 16,7-0,50 0,84 388 985 440 NP 50 RSS m-si 50,1 3,2 21,1 3,0 16,7-0,50 0,63 515 735 665 NP 6/20RGFV m-si 6,0 0,8 11,4 0,7 8,3-0,50 2,85 980 346 268 NP 61 GK m-si 61,2 3,4 26,3 3,0 20,4-0,50 0,98 470 1198 448 NP 63 K m-si 62,7 3,3 26,0 3,0 20,7-0,50 0,75 604 1195 445 NP 75 G m-si 74,9 5,0 21,1 4,6 16,4-0,50 0,46 312 1580 405 NP 75 GK m-si 75,4 5,0 21,1 4,6 16,4-0,50 0,46 302 1200 532 NP 85 GK m-si 85,3 5,2 21,7 4,9 17,4-0,50 0,37 331 1200 532 NR 100 G/12 band 100,2 6,5 21,1 6,0 16,7-0,49 0,32 232 1293 650 NR 100 G/24 band 99,9 3,2 42,2 3,0 33,3-0,49 1,28 1032 1293 650 NR 50 G m-si 50,1 3,2 21,1 3,0 16,7-0,50 0,63 515 1293 330 NR 50 GK m-si 50,1 3,2 21,1 3,0 16,7-0,50 0,63 515 985 440 NR 61 GK m-si 61,2 3,2 25,8 3,0 20,4-0,50 0,77 630 1198 448 NT 13 N m-si 10,4 0,8 22,0 0,6 17,3-0,50 14,94 139 920 309 Nau Umwelt und Energietechnik NP 160 p-si 160,1 7,8 28,4 7,0 22,8-0,43 0,37 207 1318 994 NP 165 m-si 162,2 5,5 43,1 4,8 34,0-0,50 1,11 357 1575 826 NP 175m m-si 175,2 5,4 44,0 5,0 35,4-0,50 0,76 547 1575 826 NP140 m-si 136,9 4,5 42,2 4,1 33,8-0,50 0,95 550 1600 800 Nesl DJM-100P p-si 100,0 7,7 20,7 5,9 17,0-0,45 1,12 13 1473 664 DJM-110P p-si 110,0 8,2 20,8 6,4 17,1-0,45 0,90 18 1473 664 DJM-120P p-si 120,1 8,3 20,9 7,0 17,2-0,45 0,37 50 1473 664 DJM130P p-si 130,0 8,8 21,1 7,5 17,4-0,45 0,27 62 1473 664 DJM-140P p-si 140,1 8,8 21,6 7,9 17,8-0,45 0,21 137 1473 664 DJM-160D m-si 160,1 5,3 41,8 4,6 34,5-0,37 0,77 295 1581 809 DJM-160P p-si 160,1 8,2 28,3 6,9 23,2-0,45 0,50 76 1310 990 DJM-165D m-si 165,0 5,1 43,6 4,7 35,4-0,37 0,75 572 1581 809 DJM-170D m-si 170,1 5,4 43,3 4,8 35,8-0,37 0,74 358 1581 809 DJM-170P p-si 170,1 8,4 28,4 7,3 23,3-0,45 0,36 120 1310 990 DJM-175D m-si 175,1 5,5 43,7 4,9 36,1-0,37 0,73 356 1581 809

328 Anhang Tabelle A.2.1.53. 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 0,33 145 1310 990 DJM-180D m-si 179,9 5,5 43,8 5,0 36,2-0,37 0,65 473 1581 809 DJM-180P p-si 180,0 8,6 28,7 7,7 23,5-0,45 0,31 168 1310 990 DJM-185D m-si 185,0 5,5 44,8 5,1 36,2-0,37 0,71 586 1581 809 DJM-185P p-si 185,1 8,7 28,9 7,8 23,7-0,45 0,29 193 1310 990 DJM-200P p-si 200,0 7,3 36,5 6,9 29,2-0,45 0,45 396 1650 990 DJM-210 D m-si 210,2 5,3 56,0 4,5 46,3-0,37 1,12 319 1581 1068 DJM-210P p-si 209,9 7,6 36,7 7,1 29,4-0,45 0,43 378 1650 990 DJM-220D m-si 220,0 5,4 56,5 4,7 46,7-0,37 1,03 383 1581 1068 DJM-220P p-si 220,0 7,9 36,9 7,5 29,4-0,45 0,42 373 1650 990 DJM-230D m-si 229,9 5,5 57,1 4,9 47,2-0,37 0,95 455 1581 1068 DJM-230P p-si 230,1 8,2 37,3 7,7 29,8-0,45 0,41 363 1650 990 DJM-240D m-si 239,9 5,6 57,5 5,1 47,5-0,37 0,84 609 1581 1068 DJM-250P p-si 250,2 8,6 42,9 7,2 34,6-0,45 0,91 123 1957 990 DJM-25D m-si 24,9 1,7 20,8 1,5 17,2-0,37 1,67 229 441 535 DJM-260P p-si 259,9 8,5 43,0 7,5 34,7-0,45 0,54 233 1957 990 DJM-270P p-si 270,0 8,6 43,7 7,7 35,2-0,45 0,51 273 1957 990 DJM-280P p-si 279,9 8,8 43,8 7,9 35,3-0,45 0,48 304 1957 990 DJM-30D m-si 29,9 2,1 21,1 1,7 17,4-0,37 1,66 165 441 535 DJM-35P p-si 34,9 2,5 21,0 2,0 17,3-0,45 2,62 65 537 664 DJM-40P p-si 39,9 2,8 21,2 2,3 17,5-0,45 1,44 113 537 664 DJM-45P p-si 45,1 2,9 21,3 2,6 17,6-0,45 0,64 406 537 664 DJM-50P p-si 49,9 3,8 20,8 2,9 17,1-0,45 2,17 32 771 664 DJM-55P p-si 55,0 4,1 20,9 3,2 17,2-0,45 1,79 38 771 664 DJM-60P p-si 60,0 4,1 21,0 3,5 17,3-0,45 0,76 99 771 664 DJM-65P p-si 65,1 4,3 21,1 3,7 17,4-0,45 0,48 201 771 664 DJM-70D m-si 70,0 5,0 20,8 4,1 17,2-0,37 0,83 56 1197 535 DJM-70P p-si 69,9 4,3 21,5 4,0 17,7-0,45 0,41 305 771 664 DJM-80D m-si 80,0 5,4 21,2 4,6 17,5-0,37 0,45 89 1197 535 DJM-90D m-si 90,1 5,5 22,0 5,0 18,2-0,37 0,33 242 1197 535 Newtec SDZ m-si 36,1 3,4 14,4 3,1 11,6-0,28 0,39 293 761 505 SDZ 36 Main m-si 36,0 3,3 14,6 3,0 12,0-0,28 0,37 285 761 505 SDZ 36-10 m-si 36,7 3,5 14,5 3,1 11,7-0,28 0,39 266 761 600 Nigbo NF 100A m-si 100,0 6,6 21,4 5,9 17,1-0,50 0,35 166 1440 650 NF 10A m-si 10,0 0,8 21,2 0,6 17,0-0,50 13,51 136 445 290 NF 110A m-si 110,3 7,1 21,4 6,5 17,1-0,50 0,30 191 1440 650 NF 120A m-si 119,9 7,7 21,4 7,0 17,1-0,50 0,27 179 1440 650 NF 160A m-si 160,0 5,1 43,0 4,7 34,4-0,50 0,82 549 1580 808 NF 170A m-si 168,6 5,2 43,0 4,9 34,4-0,50 0,74 658 1580 808 NF 180A m-si 175,4 5,4 43,0 5,1 34,4-0,50 0,71 641 1580 808 NF 18A m-si 18,0 1,1 21,2 1,1 17,0-0,50 1,65 1617 640 290 NF 20A m-si 20,1 1,2 21,2 1,2 17,0-0,50 1,51 1678 640 290 NF 75A m-si 75,1 4,9 21,4 4,4 17,1-0,50 0,45 247 1200 540 NF 80A m-si 80,0 5,2 21,5 4,7 17,2-0,50 0,43 229 1200 540 NF 85A m-si 85,0 5,4 21,5 4,9 17,2-0,50 0,38 265 1200 540 NFM 240P/220 p-si 220,2 7,2 43,4 6,4 34,4-0,50 0,68 304 1880 960 NFM 240P/230 p-si 230,1 7,6 43,4 6,7 34,4-0,50 0,65 290 1880 960 NFM 240P/240 p-si 240,1 7,9 43,4 7,0 34,4-0,50 0,63 277 1880 960 NFM 120 (P) p-si 122,2 8,0 21,5 7,0 17,5-0,50 0,28 113 1480 670 NFM 120P/110 p-si 110,1 7,2 21,7 6,4 17,2-0,50 0,34 152 1425 650 NFM 120P/120 p-si 120,1 7,9 21,7 7,0 17,2-0,50 0,31 139 1425 650

A.2 Solargenerator 329 Tabelle A.2.1.54. 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 0,87 471 1580 808 NFM 160P/150 p-si 150,0 4,9 43,4 4,4 34,4-0,50 1,00 438 1580 808 NFM 160P/170 p-si 169,9 5,6 43,4 4,9 34,4-0,50 0,89 385 1580 808 NFM 160P7/160 p-si 160,0 5,3 43,4 4,7 34,4-0,50 0,94 410 1580 808 NFM 20 (P) p-si 20,7 1,3 21,5 1,2 17,5-0,50 1,45 1084 505 325 NFM 200P/180 p-si 179,9 7,1 36,2 6,3 28,6-0,50 0,58 267 1590 960 NFM 200P/190 p-si 189,9 7,5 36,2 6,6 28,6-0,50 0,55 251 1590 960 NFM 200P/220 p-si 199,6 7,9 36,2 7,0 28,6-0,50 0,54 233 1590 960 NFM 250 (P) p-si 297,5 9,2 43,6 8,5 35,0-0,50 0,43 341 1640 990 NFM 30 (P) p-si 30,8 2,0 21,5 1,8 17,5-0,50 1,01 643 730 325 NFM 300 (P) p-si 297,5 9,2 43,6 8,5 35,0-0,50 0,43 341 1950 990 NFM 40 (P) p-si 40,6 2,6 21,5 2,3 17,5-0,50 0,76 488 540 670 NFM 60 (P) p-si 61,1 3,9 21,5 3,5 17,5-0,50 0,51 330 780 670 NFM 80 (P) p-si 80,2 5,1 21,5 4,6 17,5-0,50 0,40 225 1200 540 Sun Earth 160W m-si 160,2 5,5 44,0 4,6 34,6-0,40 1,90 233 1580 808 Sun Earth 165W m-si 165,0 5,5 44,0 4,7 34,8-0,40 1,26 319 1580 808 Sun Earth 170W m-si 170,1 5,5 44,0 4,9 35,0-0,40 0,89 417 1580 808 Sun Earth 175W m-si 174,6 5,5 44,0 5,0 35,2-0,40 0,80 494 1580 808 Ningbo Huasheng Solar Energy HS-1.5-18 m-si 1,5 0,2 11,1 0,2 8,7-0,50 6,48 3350 174 98 HS-100-36 (a) m-si 100,0 6,7 21,2 5,9 16,9-0,50 0,36 143 1314 673 HS-100-36 (b) m-si 99,8 6,4 21,8 5,8 17,2-0,50 0,36 225 1166 673 HS-10-36 m-si 9,9 0,7 21,4 0,6 17,1-0,50 4,33 1231 394 267 HS-110-108 m-si 109,9 7,3 21,4 6,5 17,0-0,50 0,33 140 1195 808 HS-110-36 m-si 89,8 6,9 22,1 5,2 17,4-0,50 1,72 15 1166 673 HS-110-36 m-si 109,9 7,0 21,8 6,4 17,2-0,50 0,32 206 1413 673 HS-11-36 m-si 11,0 0,7 21,6 0,6 17,2-0,50 3,47 1354 394 267 HS-1-18 m-si 1,0 0,1 11,0 0,1 8,7-0,50 8,42 6056 174 98 HS-120-108 m-si 120,2 7,8 21,6 7,0 17,1-0,50 0,30 159 1195 808 HS-120-36 m-si 119,9 7,4 22,1 6,9 17,4-0,50 0,30 218 1413 673 HS-120-72 m-si 119,9 7,8 21,6 7,0 17,2-0,50 0,30 150 1445 673 HS-12-36 m-si 12,0 0,8 21,8 0,7 17,4-0,50 2,96 1609 394 267 HS-130-108 m-si 130,0 7,3 21,8 7,5 17,3-0,50 0,35 1 1195 808 HS-130-72 m-si 130,0 8,8 22,8 7,5 17,4-0,50 0,76 90 1445 673 HS-140-72 m-si 139,9 8,6 22,1 8,0 17,6-0,50 0,24 190 1445 673 HS-15-36 m-si 15,0 1,0 21,6 0,9 17,2-0,50 2,47 1026 624 274 HS-160-72 m-si 160,1 5,2 43,2 4,7 34,2-0,50 0,90 480 1580 808 HS-170-72 m-si 170,1 5,4 43,6 4,9 34,5-0,50 0,83 523 1580 808 HS-180-72 m-si 180,1 5,6 44,2 5,2 34,9-0,50 0,79 575 1580 808 HS-18-36 (a) m-si 17,9 1,2 21,8 1,0 17,4-0,50 2,03 980 624 274 HS-18-36 (b) m-si 18,0 1,2 21,4 1,1 17,1-0,50 2,31 704 505 353 HS-2.5-18 m-si 2,5 0,3 11,0 0,3 8,7-0,50 4,18 1598 184 188 HS-200-72 m-si 200,1 6,5 43,2 5,9 34,2-0,50 0,72 387 1637 982 HS-20-36 (a) m-si 20,1 1,3 22,1 1,1 17,6-0,50 1,79 1085 624 274 HS-20-36 (b) m-si 20,0 1,4 21,6 1,2 17,2-0,50 3,17 442 505 353 HS-210-72 m-si 210,1 6,7 43,6 6,1 34,5-0,50 0,67 426 1637 982 HS-2-18 m-si 2,0 0,3 10,8 0,2 8,5-0,50 4,33 3008 184 188 HS-220-72 m-si 220,2 6,8 44,2 6,3 34,9-0,50 0,65 472 1637 982 HS-22-36 m-si 21,9 1,4 21,8 1,3 17,4-0,50 1,67 795 505 353 HS-3.5-18 m-si 3,6 0,5 11,0 0,4 8,7-0,50 2,53 1607 244 164 HS-3.5-36 m-si 3,6 0,2 21,4 0,2 17,1-0,50 9,06 6127 304 189 HS-3-18 (a) m-si 3,0 0,4 10,8 0,4 8,5-0,50 3,14 1654 244 164 HS-3-18 (b) m-si 3,0 0,4 11,1 0,3 8,7-0,50 3,24 1675 184 188

330 Anhang Tabelle A.2.1.55. 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-4.5-36 m-si 4,5 0,3 21,8 0,3 17,4-0,50 7,84 4291 304 189 HS-4-18 m-si 4,0 0,5 11,1 0,5 8,7-0,50 2,35 1333 244 164 HS-4-36 m-si 4,0 0,3 21,6 0,2 17,2-0,50 9,23 4194 304 189 HS-65-36 m-si 65,0 4,2 21,6 3,8 17,1-0,50 0,55 295 1175 527 HS-75-36 m-si 75,0 4,8 21,8 4,4 17,2-0,50 0,47 304 1175 527 HS-85-36 m-si 85,1 5,3 22,1 4,9 17,4-0,50 0,42 315 1175 527 HS-90-36 m-si 90,0 6,0 21,4 5,3 17,0-0,50 0,41 171 1166 673 Ningbo Komaes Solar Technology KM(A)10-19 m-si 10,1 0,7 22,0 0,5 19,0-0,50 3,53 303 315 620 KM(A)15-17.7 m-si 15,9 1,0 23,9 0,9 17,7-0,50 4,28 1602 315 925 KM(A)20-38 m-si 20,1 0,7 47,0 0,5 38,0-0,50 21,13 963 620 620 KM(A)2-14 m-si 2,1 0,2 18,9 0,2 14,0-0,50 48,37 2894 254 184 KM(A)2-17.7 m-si 2,1 0,1 23,9 0,1 17,7-0,50 52,22 7781 315 132 KM(A)40-46 m-si 45,1 1,1 62,0 1,0 46,0-0,50 8,19 4508 645 1255 KM(A)5-17.7 m-si 5,3 0,4 23,9 0,3 17,7-0,50 27,70 2164 315 315 KM(A)5-36 m-si 5,4 0,2 47,0 0,2 36,0-0,50 101,57 5846 620 184 KM(P)10 p-si 10,5 0,7 21,5 0,6 17,6-0,50 2,86 2012 380 290 KM(P)100 p-si 100,2 6,3 21,6 5,7 17,7-0,50 0,30 177 1210 680 KM(P)110 p-si 110,1 6,5 21,8 6,1 18,2-0,50 0,23 242 1210 680 KM(P)120 p-si 120,3 7,4 21,6 6,9 17,6-0,50 0,24 216 1500 680 KM(P)130 p-si 130,0 8,3 21,6 7,3 17,9-0,50 0,25 101 1480 680 KM(P)140 p-si 140,5 6,3 43,7 3,9 36,4-0,50 1,41 9 1500 680 KM(P)15 p-si 15,0 0,9 21,6 0,9 17,6-0,50 1,98 1576 450 340 KM(P)150 p-si 150,4 6,3 32,4 5,6 26,7-0,50 0,45 265 1200 990 KM(P)160 p-si 160,7 6,6 32,5 5,9 27,1-0,50 0,40 242 1200 990 KM(P)170 p-si 127,6 5,1 43,2 4,7 27,1-0,50 2,23 750 1280 990 KM(P)180 p-si 180,3 5,4 43,5 5,0 36,3-0,50 0,57 573 1330 990 KM(P)20 p-si 20,0 1,2 21,6 1,1 17,6-0,50 1,47 1248 550 340 KM(P)200 p-si 200,5 8,0 32,5 7,4 27,1-0,50 0,28 291 1480 990 KM(P)215 p-si 217,4 7,9 36,0 7,3 29,9-0,50 0,34 298 1646 995 KM(P)220 p-si 222,0 8,1 36,6 7,4 30,0-0,50 0,38 288 1646 995 KM(P)225 p-si 225,3 8,1 36,6 7,5 30,2-0,50 0,35 300 1646 995 KM(P)230 p-si 231,6 8,2 36,6 7,6 30,5-0,50 0,32 319 1646 995 KM(P)25 p-si 24,9 1,6 21,1 1,4 17,5-0,50 1,24 470 680 340 KM(P)30 p-si 30,0 1,8 21,6 1,7 17,6-0,50 0,97 849 550 510 KM(P)40 p-si 40,0 2,5 21,6 2,3 17,6-0,50 0,73 643 710 510 KM(P)5 p-si 5,0 0,3 21,5 0,3 17,6-0,50 5,81 4784 330 190 KM(P)50 p-si 50,2 3,0 21,6 2,8 17,7-0,50 0,55 514 830 510 KM(P)55 p-si 55,3 3,2 21,9 3,0 18,2-0,50 0,47 508 830 540 KM(P)60 p-si 60,2 3,7 21,5 3,4 17,6-0,50 0,48 431 780 680 KM(P)70 p-si 70,5 4,2 21,6 4,1 17,2-0,50 0,45 466 920 680 KM(P)80 p-si 80,0 5,0 21,6 4,5 17,7-0,50 0,37 255 970 680 KM10(17) m-si 10,1 0,6 21,8 0,6 17,7-0,50 3,18 2070 470 230 KM10(17)6 m-si 10,1 0,6 21,5 0,6 17,7-0,50 2,87 1988 380 290 KM100(17) m-si 100,1 6,5 21,5 5,8 17,2-0,50 0,35 183 1600 550 KM100(17)6 m-si 100,2 6,3 21,5 5,7 17,7-0,50 0,30 176 1210 680 KM110(17) m-si 110,1 7,0 21,5 6,3 17,6-0,50 0,29 161 1600 550 KM110(17)6 m-si 110,3 6,7 22,4 6,0 18,3-0,50 0,30 179 1210 680 KM120(17) m-si 120,3 7,5 21,8 6,7 17,9-0,50 0,27 152 1210 808 KM120(17)6 m-si 120,1 7,6 21,5 6,8 17,7-0,50 0,25 145 1480 680 KM130(17) m-si 130,0 8,0 22,0 7,1 18,3-0,50 0,23 138 1210 808 KM130(17)6 m-si 130,1 8,1 21,6 7,3 17,9-0,50 0,23 134 1480 680 KM140(36) m-si 140,3 4,3 43,3 4,1 34,5-0,50 0,93 800 1580 808

A.2 Solargenerator 331 Tabelle A.2.1.56. 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 0,96 389 1500 680 KM15(17) m-si 15,1 1,0 21,8 0,9 17,7-0,50 2,20 1240 520 280 KM15(17)6 m-si 15,1 1,0 21,5 0,9 17,7-0,50 1,99 1182 450 340 KM150 m-si 150,9 4,7 43,5 4,4 34,6-0,50 0,87 727 125 125 KM150(27)6 m-si 150,3 6,3 32,3 5,6 26,8-0,50 0,43 258 1210 990 KM150(36) m-si 150,9 4,7 43,4 4,4 34,6-0,50 0,85 724 1580 808 KM155 m-si 156,2 4,8 43,5 4,4 35,4-0,50 0,77 618 125 125 KM155(36) m-si 156,2 4,8 43,5 4,4 35,4-0,50 0,77 618 1580 808 KM160 m-si 161,5 4,9 43,6 4,5 35,8-0,50 0,72 610 125 125 KM160(27)6 m-si 160,0 6,5 32,9 5,8 27,5-0,50 0,40 252 1210 990 KM160(36) m-si 161,5 4,9 43,6 4,5 35,8-0,50 0,72 610 1580 808 KM165 m-si 165,4 4,9 43,8 4,6 36,2-0,50 0,67 613 125 125 KM165(36) m-si 165,4 4,9 43,8 4,6 36,2-0,50 0,67 613 1580 808 KM170 m-si 170,1 5,1 43,9 4,7 36,4-0,50 0,65 588 125 125 KM170(36) m-si 170,1 5,1 43,9 4,7 36,4-0,50 0,65 588 1580 808 KM170(36)6 m-si 170,0 5,2 43,2 4,6 36,7-0,50 0,59 399 1280 990 KM175 m-si 175,2 5,2 44,0 4,8 36,7-0,50 0,61 571 125 125 KM175(36) m-si 175,2 5,2 44,0 4,8 36,7-0,50 0,61 571 1580 808 KM180 m-si 180,7 5,3 44,1 4,9 36,7-0,50 0,60 575 125 125 KM180(36) m-si 180,7 5,3 44,1 4,9 36,7-0,50 0,60 575 1580 808 KM180(36)6 m-si 180,3 5,5 44,4 4,9 36,7-0,50 0,70 416 1280 990 KM185(36) m-si 185,4 5,4 44,1 5,0 36,8-0,50 0,58 570 1580 808 KM20(17) m-si 20,0 1,3 21,8 1,1 17,7-0,50 1,65 956 650 280 KM20(17)6 m-si 20,0 1,3 21,5 1,1 17,7-0,50 1,49 913 550 340 KM200(27)6 m-si 200,2 8,3 32,9 7,3 27,5-0,50 0,35 151 1480 990 KM220(30)6 m-si 220,3 8,1 36,1 7,2 30,6-0,50 0,33 215 1646 995 KM25(17) m-si 25,0 1,6 21,8 1,4 17,7-0,50 1,50 478 520 415 KM25(17)6 m-si 25,0 1,6 21,5 1,4 17,7-0,50 1,21 691 680 340 KM30(17) m-si 30,0 1,8 21,8 1,7 17,6-0,50 1,05 869 580 415 KM30(17)6 m-si 30,2 1,9 21,5 1,7 17,7-0,50 0,98 627 550 510 KM40(17) m-si 40,0 2,5 21,6 2,3 17,6-0,50 0,73 643 830 415 KM40(17)6 m-si 40,1 2,5 21,5 2,3 17,7-0,50 0,75 436 710 510 KM5(17) m-si 5,1 0,3 21,8 0,3 17,7-0,50 6,57 3641 370 170 KM5(17)6 m-si 5,0 0,3 21,5 0,3 17,7-0,50 5,70 4236 330 190 KM50(17) m-si 50,3 3,3 21,7 2,9 17,2-0,50 0,71 367 830 550 KM50(17)6 m-si 50,2 3,2 21,5 2,8 17,7-0,50 0,60 359 830 510 KM55(17) m-si 55,0 3,4 21,9 3,0 18,1-0,50 0,55 329 830 550 KM55(17)6 m-si 55,0 3,4 21,9 3,0 18,1-0,50 0,55 331 830 540 KM60(17) m-si 60,2 3,8 21,8 3,4 17,6-0,50 0,58 308 830 550 KM60(17)6 m-si 60,3 3,8 21,5 3,4 17,7-0,50 0,50 296 780 680 KM70(17) m-si 70,7 4,6 21,7 4,1 17,2-0,50 0,51 262 1210 550 KM70(17)6 m-si 71,0 4,3 22,1 3,9 18,3-0,50 0,44 262 780 680 KM80(17) m-si 80,0 5,1 21,6 4,5 17,7-0,50 0,38 219 1210 550 KM80(17)6 m-si 80,0 5,1 21,5 4,5 17,7-0,50 0,38 218 970 680 Perlight Solar PLM-005 m-si 5,0 0,4 21,4 0,3 17,2-0,55 15,28 1119 210 310 PLM-005P p-si 5,0 0,6 10,7 0,6 8,7-0,49 1,49 1166 342 183 PLM-010 m-si 10,0 0,6 21,4 0,6 17,2-0,55 3,13 2350 368 210 PLM-010P p-si 9,9 0,6 21,4 0,6 17,4-0,49 2,98 2332 342 345 PLM-020 m-si 20,1 1,2 21,6 1,1 17,6-0,55 1,49 1174 608,5 280 PLM-020P p-si 20,1 1,2 21,6 1,1 17,6-0,49 1,47 1250 529 345 PLM-030 m-si 29,2 1,9 21,4 1,7 16,8-0,55 1,18 805 625,5 533 PLM-030P p-si 29,9 1,9 21,6 1,7 17,6-0,49 1,00 784 763 345

332 Anhang Tabelle A.2.1.57. 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 1,00 706 625,5 533 PLM-035P p-si 34,9 2,2 21,2 2,0 17,2-0,49 0,84 646 529 657 PLM-040 m-si 40,1 2,5 21,6 2,3 17,2-0,55 0,83 598 625,5 533 PLM-040P p-si 40,0 2,5 21,6 2,3 17,6-0,49 0,75 588 529 657 PLM-045 m-si 45,1 2,8 21,4 2,6 17,2-0,55 0,69 528 837 541 PLM-045P p-si 45,0 2,7 21,8 2,5 17,8-0,49 0,66 551 529 657 PLM-050 m-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,4-0,55 0,63 475 837 541 PLM-050P p-si 50,1 3,2 21,3 2,9 17,2-0,49 0,60 476 771 676 PLM-055 m-si 55,1 3,4 21,8 3,1 17,6-0,55 0,58 441 837 541 PLM-060 m-si 60,0 3,7 21,9 3,4 17,8-0,55 0,52 409 837 541 PLM-060P p-si 60,0 3,7 21,6 3,4 17,6-0,49 0,49 400 771 676 PLM-065 m-si 65,0 4,1 21,0 3,8 17,1-0,55 0,43 352 1195 541 PLM-065P p-si 65,0 4,0 21,9 3,7 17,8-0,49 0,48 380 771 676 PLM-070 m-si 70,0 4,4 21,2 4,1 17,2-0,55 0,42 329 1195 541 PLM-070P p-si 70,0 4,4 21,2 4,1 17,2-0,49 0,42 329 1005 676 PLM-075 m-si 75,0 4,7 21,4 4,3 17,4-0,55 0,39 313 1195 541 PLM-080 m-si 80,1 4,9 21,6 4,6 17,6-0,55 0,37 303 1195 541 PLM-080P p-si 80,1 4,9 21,6 4,6 17,6-0,49 0,37 303 1005 676 PLM-085 m-si 85,1 5,2 21,8 4,8 17,8-0,55 0,35 290 1195 541 PLM-090 m-si 90,0 5,5 21,9 5,0 17,9-0,55 0,33 273 1195 541 PLM-090P p-si 90,1 5,5 21,8 5,1 17,8-0,49 0,33 272 1005 676 PLM-095 m-si 94,9 6,0 21,2 5,5 17,2-0,55 0,31 244 810 1061 PLM-100 m-si 100,1 6,2 21,4 5,8 17,4-0,55 0,29 238 810 1061 PLM-100P p-si 99,9 6,3 21,1 5,8 17,2-0,49 0,28 228 1482 676 PLM-105 m-si 105,1 6,4 21,6 6,0 17,6-0,55 0,28 258 810 1061 PLM-110 m-si 110,0 6,7 21,8 6,2 17,8-0,55 0,27 221 810 1061 PLM-110P p-si 110,0 6,9 21,4 6,3 17,4-0,49 0,27 214 1482 676 PLM-120P p-si 120,0 7,4 21,6 6,8 17,6-0,49 0,25 200 1482 676 PLM-130P p-si 129,9 7,9 21,8 7,3 17,8-0,49 0,23 188 1482 676 PLM-145 m-si 145,0 4,9 43,2 4,3 33,8-0,55 1,33 419 1580 808 PLM-150 m-si 149,9 4,7 43,3 4,4 34,3-0,55 0,90 649 1580 808 PLM-155 m-si 154,9 5,0 43,5 4,5 34,5-0,55 0,95 481 1580 808 PLM-160 m-si 160,0 5,0 43,8 4,6 35,0-0,55 0,84 618 1580 808 PLM-165 m-si 164,9 5,1 43,9 4,6 35,7-0,55 0,80 480 1580 808 PLM-170 m-si 170,0 5,2 43,9 4,8 35,2-0,55 0,78 586 1580 808 PLM-170P p-si 169,9 7,9 29,3 7,3 23,4-0,49 0,35 260 1334 992 PLM-175 m-si 175,1 5,2 44,2 4,8 36,4-0,55 0,67 572 1580 808 PLM-175P p-si 175,1 8,1 29,5 7,4 23,6-0,49 0,34 257 1334 992 PLM-180 m-si 179,8 5,5 44,2 5,1 35,4-0,55 0,75 555 1580 808 PLM-180P p-si 180,4 8,4 29,7 7,6 23,8-0,49 0,35 223 1334 992 PLM-185P p-si 185,0 8,4 29,9 7,7 24,0-0,49 0,33 251 1334 992 PLM-190 m-si 190,2 4,5 57,6 4,2 45,5-0,55 1,27 910 1580 1060 PLM-200 m-si 200,2 4,8 57,8 4,4 45,7-0,55 1,22 867 1580 1060 PLM-200P p-si 199,9 7,4 36,4 6,8 29,4-0,49 0,44 341 1640 992 PLM-210 m-si 210,2 4,9 58,2 4,5 46,3-0,55 1,14 840 1580 1060 PLM-210P p-si 209,9 7,7 36,6 7,1 29,6-0,49 0,42 327 1640 992 PLM-220 m-si 219,9 5,0 58,5 4,6 47,6-0,55 1,00 805 1580 1060 PLM-220P p-si 219,9 8,0 36,8 7,4 29,8-0,49 0,40 317 1640 992 PLM-230 m-si 229,9 5,2 58,8 4,7 48,5-0,55 0,90 764 1580 1060 PLM-230P p-si 229,9 8,1 36,9 7,4 30,9-0,49 0,32 300 1640 992 PLM-240 m-si 240,1 5,5 59,0 4,9 48,7-0,55 0,94 534 1580 1060 PLM-240P p-si 240,1 8,3 37,1 7,7 31,3-0,49 0,30 293 1640 992 PLM-250 m-si 249,9 7,8 44,1 7,2 34,8-0,55 0,57 403 1956 992

A.2 Solargenerator 333 Tabelle A.2.1.58. 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 0,56 399 1956 992 PLM-260 m-si 260,1 8,1 44,3 7,4 35,0-0,55 0,55 391 1956 992 PLM-260P p-si 260,0 8,1 44,0 7,5 34,8-0,50 0,54 384 1956 992 PLM-270 m-si 270,0 8,3 44,5 7,7 35,2-0,55 0,53 380 1956 992 PLM-270P p-si 269,9 8,4 44,2 7,7 35,0-0,50 0,53 373 1956 992 PLM-280 m-si 280,0 8,6 44,7 7,9 35,4-0,55 0,52 370 1956 992 PLM-280P p-si 279,8 8,6 44,4 8,0 35,2-0,50 0,51 363 1956 992 Pfleiderer Terra-Piatta-Solar II m-si 56,0 3,5 22,0 3,2 17,5-0,40 0,61 458 1420 450 Terra-Piatta-Solar, ASE mono m-si 51,2 3,4 21,8 3,1 16,8-0,40 0,85 393 1390 440 Terra-Piatta-Solar, ASE poly p-si 51,0 4,9 14,4 4,3 12,0-0,40 0,27 116 1390 440 Terra-Piatta-Solar, Sunways p-si 50,8 3,1 22,0 2,9 17,5-0,40 0,66 601 1390 440 Phaesun USP 10 m-si 9,7 0,7 20,5 0,6 16,5-0,50 3,52 1165 406 346 USP 100 m-si 99,9 3,4 41,0 2,9 34,2-0,50 1,21 340 1095 795 USP 100-12 m-si 99,2 6,6 21,0 5,8 17,1-0,50 0,33 140 1095 795 USP 100-24 m-si 99,9 3,4 41,0 2,9 34,2-0,50 1,21 340 1095 795 USP 12 m-si 12,0 0,8 20,5 0,7 16,9-0,50 2,57 850 406 346 USP 135 m-si 139,9 4,7 42,0 4,2 33,0-0,50 0,96 603 1600 800 USP 140(12V) m-si 140,0 9,3 21,0 8,2 17,1-0,50 0,23 102 1205 1045 USP 140(24V) m-si 139,9 4,7 42,0 4,1 34,2-0,50 0,92 401 1205 1045 USP 145 m-si 149,8 4,9 42,0 4,4 34,2-0,50 0,79 507 1600 800 USP 15 m-si 15,0 1,0 20,5 0,9 16,9-0,50 1,91 887 536 301 USP 18 m-si 18,1 1,2 20,5 1,1 16,9-0,50 1,62 690 536 436 USP 20 m-si 19,9 1,4 20,5 1,2 16,9-0,50 1,53 529 536 436 USP 25 m-si 25,4 1,7 20,5 1,5 16,9-0,50 1,13 536 536 436 USP 37 m-si 37,1 2,5 20,5 2,2 16,7-0,50 0,75 504 636 536 USP 45 m-si 44,9 3,1 20,5 2,7 16,7-0,50 0,72 244 826 536 USP 5 m-si 5,1 0,3 20,5 0,3 16,9-0,50 5,64 2678 356 166 USP 50 m-si 49,9 3,4 20,5 3,0 16,7-0,50 0,61 267 826 536 USP 65 m-si 65,0 4,3 21,0 3,9 16,7-0,50 0,50 302 1205 1045 USP 70 m-si 69,9 4,7 21,0 4,1 17,1-0,50 0,46 200 1205 535 USP 75 m-si 75,1 5,0 21,0 4,4 17,1-0,50 0,44 172 1205 536 USP 80 m-si 80,0 5,3 21,0 4,7 17,1-0,50 0,40 171 1205 536 Philips PSM 125 p-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,33 0,64 270 1190 792 PSM 165 p-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,33 0,89 337 1575 826 Phönix ASE-200-GT-FT/TE (180 W) m-si 179,9 3,5 72,4 3,1 58,8-0,50 2,22 823 1282 1070 ASE-200-GT-FT/TE (190 W) m-si 190,4 3,5 73,0 3,2 59,7-0,50 1,85 1174 1282 1070 ASE-200-GT-FT/TE (200 W) m-si 199,8 3,6 73,4 3,3 60,0-0,50 1,68 1427 1282 1070 ASE-200-GT-FT/TE / 205 W m-si 205,2 3,7 73,7 3,4 60,0-0,46 1,66 1509 1282 1070 MHI MA 100 TI a-si(1) 100,4 1,2 141,0 0,9 108,0-0,20 64,38 1517 1410 1110 Newtec-Solardachz SDZ36/mono m-si 36,1 3,4 14,4 3,1 11,6-0,37 0,39 293 761 505

334 Anhang Tabelle A.2.1.59. 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 0,37 285 761 505 Photowatt PW6-230 p-si 230,3 7,2 43,6 6,6 34,9-0,43 0,58 409 1885 962 PHX-162 S p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,49 0,36 205 1318 994 PL 16/140 m-si 136,9 4,5 42,2 4,1 33,8-0,50 0,95 550 1600 800 SDE PW 1250 p-si 123,4 5,0 32,0 4,8 25,7-0,37 0,55 554 1285 814 SDE PW 1650 p-si 123,4 5,0 32,0 4,8 25,7-0,37 0,55 554 1256 814 SM 110-24 m-si 110,3 3,5 43,5 3,2 35,0-0,30 1,18 822 1316 660 Phono Solar PS160M-24/F m-si 160,2 5,1 43,8 4,6 34,6-0,35 0,88 596 1580 808 PS160P-24/F p-si 160,3 5,1 43,8 4,7 34,4-0,35 0,89 625 1580 808 PS165M-24/F m-si 164,9 5,1 44,0 4,7 35,0-0,35 0,83 616 1580 808 PS165P-24/F p-si 165,3 5,1 44,0 4,8 34,8-0,35 0,84 651 1580 808 PS170M-24/F m-si 169,9 5,2 44,2 4,8 35,4-0,35 0,78 643 1580 808 PS170P-24/F p-si 170,4 5,2 44,2 4,8 35,2-0,35 0,79 676 1580 808 PS175M-24/F m-si 175,1 5,2 44,4 4,9 35,8-0,35 0,73 668 1580 808 PS175P-24/F p-si 175,2 5,2 44,4 4,9 35,6-0,35 0,75 692 1580 808 PS180M-24/F m-si 180,3 5,3 44,6 5,0 36,2-0,35 0,69 692 1580 808 PS180P-24/F p-si 180,0 5,3 44,6 5,0 36,0-0,35 0,71 708 1580 808 PS185M-24/F m-si 185,2 5,3 44,8 5,1 36,6-0,35 0,66 708 1580 808 PS185P-24/F p-si 184,9 5,3 44,8 5,1 36,4-0,35 0,68 723 1580 808 PS190M-24/F m-si 190,2 5,4 45,0 5,1 37,0-0,35 0,62 724 1580 808 PS190P-24/F p-si 189,9 5,4 45,0 5,2 36,8-0,35 0,64 738 1580 808 PS210M-20/U m-si 210,2 7,9 36,7 7,3 28,8-0,35 0,47 352 1640 992 PS210P-20/U p-si 210,2 7,9 36,5 7,4 28,6-0,35 0,47 350 1640 992 PS215M-20/U m-si 215,2 8,0 36,9 7,4 29,0-0,35 0,46 356 1640 992 PS215P-20/U p-si 215,1 8,0 36,7 7,5 28,8-0,35 0,46 353 1640 992 PS220M-20/U m-si 220,2 8,1 37,0 7,5 29,2-0,35 0,45 358 1640 992 PS220P-20/U p-si 220,1 8,1 36,9 7,6 29,0-0,35 0,45 357 1640 992 PS225M-20/U m-si 225,2 8,2 37,1 7,7 29,4-0,35 0,43 360 1640 992 PS225P-20/U p-si 225,1 8,2 37,0 7,7 29,2-0,35 0,44 358 1640 992 PS230M-20/U m-si 230,3 8,3 37,3 7,8 29,6-0,35 0,42 363 1640 992 PS230P-20/U p-si 230,2 8,3 37,1 7,8 29,4-0,35 0,42 360 1640 992 PS235M-20/U m-si 235,4 8,4 37,5 7,9 29,8-0,35 0,41 366 1640 992 PS235P-20/U p-si 235,0 8,4 37,3 7,9 29,6-0,35 0,41 361 1640 992 PS240M-20/U m-si 240,0 8,5 37,6 8,0 30,0-0,35 0,40 363 1640 992 PS240P-20/U p-si 240,2 8,5 37,5 8,1 29,8-0,35 0,40 363 1640 992 PS75M-12/D m-si 75,2 4,8 21,6 4,4 17,2-0,35 0,44 317 1195 541 PS75P-12/D p-si 75,1 4,8 21,5 4,4 17,0-0,35 0,45 316 1195 541 PS80M-12/D m-si 80,0 5,0 21,8 4,6 17,4-0,35 0,41 325 1195 541 PS80P-12/D p-si 80,2 5,0 21,7 4,7 17,2-0,35 0,42 328 1195 541 PS85M-12/D m-si 85,0 5,2 22,0 4,8 17,6-0,35 0,39 332 1195 541 PS85P-12/D p-si 84,9 5,2 21,9 4,9 17,4-0,35 0,39 330 1195 541 PS90M-12/D m-si 90,1 5,4 22,2 5,1 17,8-0,35 0,36 336 1195 541 PS90P-12/D p-si 90,1 5,4 22,1 5,1 17,6-0,35 0,37 337 1195 541 Photovoltech BCT156-3420 m-si 3,4 7,9 0,6 7,1 0,5-0,40 0,01 4 156 156 BCT156-3500 m-si 3,5 8,0 0,6 7,3 0,5-0,40 0,01 5 156 156 BCT156-3580 m-si 3,6 8,0 0,6 7,4 0,5-0,40 0,01 5 156 156 BCT156-3660 m-si 3,7 8,2 0,6 7,6 0,5-0,40 0,01 5 156 156 BCT156-3740 m-si 3,8 8,3 0,6 7,7 0,5-0,40 0,01 5 156 156 BCT156-3820 m-si 3,9 8,4 0,6 7,8 0,5-0,40 0,01 5 156 156 BCT156-3900 m-si 3,9 8,5 0,6 7,8 0,5-0,40 0,01 5 156 156

A.2 Solargenerator 335 Tabelle A.2.1.60. 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 BCT156-3980 m-si 4,0 8,5 0,6 7,9 0,5-0,40 0,01 5 156 156 HI-LINE A 0136 (75W) p-si 75,1 4,9 21,3 4,3 17,3-0,49 0,42 237 1208 458 HI-LINE A 0136 (80W) p-si 80,0 5,1 21,5 4,6 17,4-0,49 0,39 270 1208 458 HI-LINE A 0136 (85W) p-si 85,5 5,3 21,7 4,9 17,6-0,49 0,36 281 1208 458 HI-LINE A 0136 (90W) p-si 89,9 5,4 21,9 5,1 17,8-0,49 0,34 306 1208 458 HI-LINE A 0154 (120W) p-si 120,1 5,1 32,3 4,6 26,1-0,49 0,59 407 1208 808 HI-LINE A 0154 (127W) p-si 127,8 5,3 32,6 4,9 26,3-0,49 0,56 425 1208 808 HI-LINE A 0154 (135W) p-si 134,9 5,3 32,6 5,1 26,3-0,49 0,51 561 1208 808 HI-LINE A 0172 (160W) p-si 160,1 5,1 43,0 4,6 34,8-0,42 0,78 541 1600 808 HI-LINE A 0172 (170W) p-si 170,1 5,3 43,4 4,9 35,0-0,42 0,74 566 1600 808 HI-LINE A 0172 (180W) p-si 179,8 5,4 43,8 5,1 35,6-0,42 0,67 612 1600 808 MSTD 120 A p-si 120,1 4,9 32,0 4,6 26,0-0,49 0,53 549 1208 808 MSTD 127 A p-si 126,8 6,1 32,3 4,9 26,1-0,49 1,86 56 1208 808 MSTD 135 A p-si 134,9 5,3 32,6 5,1 26,3-0,49 0,51 561 1208 808 MSTD 160 A p-si 160,1 5,1 43,0 4,6 34,8-0,42 0,78 541 1600 808 MSTD 170 A p-si 171,1 5,3 43,4 4,9 35,2-0,42 0,72 562 1600 808 MSTD 180 A p-si 179,8 5,4 43,8 5,1 35,6-0,42 0,67 612 1600 808 MSTD 190 p-si 190,2 8,0 32,4 7,3 26,2-0,32 0,38 250 1492 994 MSTD 200 p-si 200,0 8,3 32,8 7,5 26,7-0,32 0,36 244 1492 994 MSTD 75 A m-si 75,1 4,9 21,3 4,3 17,3-0,50 0,42 237 1280 584 MSTD 80 A m-si 80,0 5,1 21,5 4,6 17,4-0,50 0,39 270 1280 584 MSTD 85 A m-si 85,5 5,3 21,7 4,9 17,6-0,50 0,36 281 1280 584 MSTD 90 A m-si 89,9 5,4 21,9 5,1 17,8-0,50 0,34 306 1280 584 STD156-3420 m-si 3,4 7,6 0,6 7,0 0,5-0,40 0,01 5 156 156 STD156-3500 m-si 3,5 7,7 0,6 7,1 0,5-0,40 0,01 5 156 156 STD156-3580 m-si 3,6 7,9 0,6 7,3 0,5-0,40 0,01 5 156 156 STD156-3660 m-si 3,7 7,9 0,6 7,4 0,5-0,40 0,01 6 156 156 STD156-3740 m-si 3,7 8,0 0,6 7,5 0,5-0,40 0,01 5 156 156 STD156-3820 m-si 3,8 8,1 0,6 7,5 0,5-0,40 0,01 5 156 156 STD156-3900 m-si 3,9 8,2 0,6 7,6 0,5-0,40 0,01 5 156 156 STD156-3980 m-si 4,0 8,3 0,6 7,7 0,5-0,40 0,01 6 156 156 Photowatt PW 1000 I-1 m-si 105,4 3,3 44,0 3,1 34,0-0,50 1,42 1071 1335 673 PW 1000 I-2 m-si 102,0 3,1 43,5 3,0 34,0-0,50 1,36 1267 1335 673 PW 1000 I-3 m-si 98,6 3,0 43,5 2,9 34,0-0,50 1,41 1304 1335 673 PW 1000 I-4 m-si 95,2 2,9 43,5 2,8 34,0-0,50 1,46 1343 1335 673 PW 1000, 100W p-si 99,8 3,0 43,2 2,9 34,4-0,43 1,28 1287 1335 673 PW 1000, 105W p-si 105,5 3,2 43,2 3,1 34,6-0,43 1,18 1232 1335 673 PW 1000, 110W p-si 109,6 3,4 43,4 3,2 34,8-0,43 1,17 922 1335 673 PW 1000, 90W m-si 90,7 2,8 43,0 2,7 33,6-0,50 1,50 1369 1335 673 PW 1000, 95W m-si 95,2 2,9 43,2 2,8 34,0-0,50 1,40 1331 1335 673 PW 100-12 p-si 11,1 0,7 21,5 0,7 17,0-0,40 3,18 1837 546 256 PW 1250-115 p-si 114,3 4,7 31,9 4,5 25,4-0,40 0,61 583 1237 822

336 Anhang Tabelle A.2.1.61. 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 1250-125 p-si 124,3 5,0 32,3 4,8 25,9-0,40 0,56 560 1237 822 PW 1250-135 p-si 134,6 5,3 32,4 5,1 26,4-0,40 0,48 532 1237 822 PW 1400-140W p-si 140,4 4,5 42,8 4,2 33,6-0,45 0,97 712 1237 1082 PW 1400-150W p-si 150,3 4,7 42,8 4,4 34,0-0,45 0,84 767 1237 1082 PW 1650-125 (24V) p-si 123,4 5,0 32,0 4,8 25,7-0,40 0,55 554 1256 814 PW 1650-155 (12V) p-si 156,4 9,6 21,5 9,2 17,0-0,40 0,21 194 1237 1082 PW 1650-155 (24V) p-si 156,4 4,8 43,0 4,6 34,0-0,40 0,83 775 1237 1082 PW 1650-165 (12V) p-si 165,110,2 21,6 9,6 17,2-0,40 0,19 168 1237 1082 PW 1650-175 (12V) p-si 175,010,6 21,7 10,0 17,5-0,40 0,17 163 1237 1082 PW 1650-24V 165W/3% p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0,78 672 1237 1082 PW 1650-24V 165W/5% p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0,78 672 1237 1082 PW 1650-24V 175W/3% p-si 175,0 5,3 43,4 5,0 35,0-0,43 0,70 652 1237 1082 PW 1650-24V 175W/5% p-si 175,0 5,3 43,2 5,0 34,8-0,43 0,69 669 1237 1082 PW 200-22 p-si 22,1 1,4 21,5 1,3 17,0-0,40 1,59 919 551 462 PW 500, 42W m-si 42,0 2,7 21,3 2,5 16,8-0,50 0,79 577 1007 462 PW 500, 47,5W p-si 47,6 3,1 21,6 2,8 17,0-0,40 0,76 434 1007 462 PW 500, 52W m-si 51,9 3,3 21,6 3,0 17,3-0,50 0,64 416 1007 462 PW 500-45 p-si 44,8 3,0 21,6 2,7 16,9-0,40 0,83 442 1007 462 PW 500-50 p-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,2-0,40 0,65 535 1007 462 PW 500-55 p-si 55,4 3,5 21,7 3,2 17,3-0,40 0,59 460 1007 462 PW 750-70 p-si 70,1 4,5 21,3 4,2 16,7-0,40 0,48 364 1237 556 PW 750-75 p-si 74,8 4,7 21,6 4,4 17,0-0,40 0,45 358 1237 556 PW 750-80 p-si 79,6 5,0 21,9 4,6 17,3-0,40 0,44 308 1237 556 PW 750-85 p-si 84,5 5,4 22,0 4,8 17,6-0,40 0,43 213 1237 556 PW 750-90 p-si 89,0 5,7 22,2 5,0 17,8-0,40 0,43 176 1237 556 PW 850-75 p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,40 0,44 355 1237 556 PW 850-80 p-si 79,6 5,0 21,6 4,6 17,3-0,40 0,41 299 1237 556 PW 850-85 p-si 84,5 5,2 21,6 4,8 17,6-0,40 0,35 288 1237 556 PW5-115 Compact p-si 114,3 4,7 31,9 4,5 25,4-0,43 0,61 583 1204 815 PW5-125 Compact p-si 124,3 5,0 32,3 4,8 25,9-0,43 0,56 560 1204 815 PW5-135 Compact p-si 134,6 5,3 32,4 5,1 26,4-0,43 0,48 532 1204 815 PW5-155 Compact p-si 156,4 4,8 43,0 4,6 34,0-0,43 0,83 775 1204 1073 PW5-165 Compact p-si 165,1 5,1 43,2 4,8 34,4-0,43 0,78 672 1204 1073 PW5-175 Compact p-si 175,0 5,3 43,2 5,0 35,0-0,43 0,68 647 1204 1073 PW5-75 p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,43 0,44 355 1237 557 PW5-80 p-si 79,6 5,0 21,6 4,6 17,3-0,43 0,41 299 1237 557 PW5-85 p-si 84,5 5,2 21,6 4,8 17,6-0,43 0,35 288 1237 557 PW6-110 p-si 110,1 6,9 21,7 6,4 17,2-0,43 0,31 231 1439 657 PW6-110 Compact p-si 110,1 6,9 21,7 6,4 17,2-0,43 0,31 231 1424 655 PW6-123 p-si 123,2 7,6 21,9 7,0 17,6-0,43 0,27 200 1439 657 PW6-123 Compact p-si 123,2 7,6 21,9 7,0 17,6-0,43 0,27 200 1424 655 PW6-230 m-si 230,3 7,2 43,6 6,6 34,9-0,50 0,58 409 1889 988 PW6-230 Compact p-si 230,3 7,2 43,6 6,6 34,9-0,43 0,58 409 1885 962 PW6-230-12V p-si 230,314,4 21,8 13,2 17,5-0,43 0,14 102 1885 962 PW6-230-24V p-si 230,3 7,2 43,6 6,6 34,9-0,43 0,58 409 1885 962 PWM 1650-165W m-si 165,4 5,1 44,4 4,7 35,2-0,40 0,86 616 1237 1082 PWM 1650-175W m-si 177,0 5,3 44,6 5,0 35,4-0,40 0,78 677 1237 1082 PWM 1700-170W m-si 170,7 5,3 44,4 4,9 35,2-0,40 0,84 566 1237 1082 PWM 1700-180W m-si 180,5 5,5 44,6 5,1 35,4-0,40 0,78 595 1237 1082

A.2 Solargenerator 337 Tabelle A.2.1.62. 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 100-12 p-si 11,1 0,7 21,5 0,7 17,0-0,40 3,18 1837 582 262 PWX 200-22 p-si 22,1 1,4 21,5 1,3 17,0-0,40 1,59 919 720 370 PWX 400, 42W p-si 42,0 2,7 21,3 2,5 16,8-0,40 0,79 577 1042 462 PWX 500 p-si 49,0 3,2 21,6 2,9 17,0-0,40 0,72 465 1042 462 PWX 500, 47,5W p-si 47,6 3,1 21,6 2,8 17,0-0,40 0,76 434 1042 462 PWX 500, 52W m-si 51,9 3,3 21,6 3,0 17,3-0,50 0,64 416 1042 462 PWX 500-45 p-si 44,8 3,0 21,6 2,7 16,9-0,40 0,83 442 1042 462 PWX 500-50 p-si 49,9 3,1 21,6 2,9 17,2-0,40 0,65 535 1042 462 PWX 500-55 p-si 55,4 3,5 21,7 3,2 17,3-0,40 0,59 460 1042 462 PWX 500T p-si 51,9 3,3 21,6 3,0 17,3-0,43 0,64 416 1012 452 PWX 750-70 p-si 70,1 4,5 21,3 4,2 16,7-0,40 0,48 364 1272 556 PWX 750-75 p-si 74,8 4,7 21,6 4,4 17,0-0,40 0,45 358 1272 556 PWX 750-80 p-si 79,6 5,0 21,9 4,6 17,3-0,40 0,44 308 1272 556 PWX 850-75 p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,40 0,44 355 1272 556 PWX 850-80 p-si 79,6 5,0 21,6 4,6 17,3-0,40 0,41 299 1272 556 PWX 850-85 p-si 84,5 5,2 21,6 4,8 17,6-0,40 0,35 288 1272 556 S 68 GT m-si 51,2 3,3 21,4 3,1 16,5-0,50 0,70 522 1042 462 Pilkington SRT 35 Pilkington p-si 35,3 4,5 10,7 4,2 8,5-0,40 0,23 169 1194 380 Plaston SDZ 36-10 m-si 36,5 3,5 14,5 3,2 11,6-0,50 0,41 276 761 505 Poulek Solar TXE 100 m-si 100,0 6,9 21,6 5,9 17,0-0,50 0,68 98 1306 676 PSFU/AES P 150 m-si 150,5 4,8 44,0 4,4 34,2-0,50 1,01 642 1200 1060 P 160 p-si 162,0 4,9 43,4 4,5 36,0-0,40 0,67 609 1200 1060 P 80 p-si 81,0 4,9 21,7 4,5 18,0-0,40 0,33 305 1200 540 PST PST 218 GT p-si 218,7 7,9 36,6 7,5 29,0-0,42 0,43 388 1663 997 PST P224GT/6-200 p-si 200,3 7,8 36,0 7,1 28,1-0,44 0,49 333 1663 997 PST P224GT/6-206 p-si 206,1 7,9 36,4 7,2 28,8-0,44 0,49 283 1663 997 PST P224GT/6-212 p-si 211,8 7,9 36,4 7,5 28,4-0,44 0,47 382 1663 997 PST P224GT/6-218 p-si 218,4 7,9 36,6 7,5 29,0-0,44 0,43 386 1663 997 PST P224GT/6-224 p-si 224,0 8,1 36,8 7,7 29,2-0,44 0,42 375 1663 997 PST P224GT/6-230 p-si 230,1 8,2 36,8 7,8 29,5-0,44 0,39 368 1663 997 PST P224GT/6-236 p-si 235,6 8,7 36,9 8,0 29,5-0,44 0,40 305 1663 997 PV Enterprise 160WP-24V-MC4 m-si 160,2 4,8 43,6 4,6 35,2-0,48 0,76 740 1600 798 MJ185-72-1 m-si 185,0 5,8 44,9 5,1 36,2-0,48 0,80 401 1642 855 PS165-50-1 p-si 165,2 7,9 29,9 7,0 23,6-0,48 0,43 212 1688 882 SM115-24 m-si 114,9 3,5 43,2 3,3 34,6-0,48 1,08 1047 1310 660 PVE PVE-MTF1-170-5 m-si 170,1 5,2 43,6 4,8 35,8-0,47 0,70 533 1637 855 PVE-MTF1-175-5 m-si 175,2 5,3 43,7 4,9 35,9-0,47 0,67 556 1637 855 PVE-MTF1-180-5 m-si 180,0 5,5 43,8 5,0 36,0-0,47 0,66 511 1637 855 PVE-MTF1-210-6 p-si 210,1 7,9 36,4 7,3 28,7-0,47 0,46 339 1682 1042 PVE-MTF1-215-6 p-si 215,0 8,0 36,5 7,4 28,9-0,47 0,44 341 1682 1042 PVE-MTF1-220-6 p-si 220,8 8,1 36,6 7,6 29,2-0,47 0,42 342 1682 1042 PVE-MTF1-225-6 p-si 225,1 8,2 36,8 7,6 29,5-0,47 0,41 333 1682 1042 PVE-MTF1-230-6 p-si 230,2 8,4 36,9 7,8 29,7-0,47 0,39 321 1682 1042 PVE-MTF1-235-6 p-si 235,0 8,5 37,0 7,9 29,9-0,47 0,38 321 1682 1042

338 Anhang Tabelle A.2.1.63. 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 0,67 655 391 411 PVT-040AE-A p-si 38,1 2,7 20,0 2,3 16,5-0,46 0,75 283 741 416 PVT-050AET-GF m-si 49,5 2,8 30,0 2,3 21,5-0,50 5,78 347 1180 530 PVT-050LT-GF m-si 49,5 2,8 30,0 2,3 21,5-0,50 5,78 347 1180 530 PVT-080AET-GF m-si 77,7 2,8 48,7 2,3 34,4-0,50 11,15 490 1160 835 PVT-080LT-GF m-si 77,7 2,8 48,7 2,3 34,4-0,50 11,15 490 1160 835 PVT-082AE-A p-si 80,1 4,8 21,8 4,5 18,0-0,46 0,35 319 1186 536 PVT-100AE-A p-si 98,1 4,8 26,4 4,4 22,2-0,46 0,38 360 1441 536 PVT-150AE-A p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,46 0,52 533 1441 791 PVT-150AE-AT p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,50 0,52 533 1441 791 PVT-150AP-A p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,50 0,52 533 1441 791 PVT-150L p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,50 0,52 533 1465 815 PVT-150L-T p-si 148,1 4,8 39,5 4,4 33,5-0,50 0,52 533 1465 815 PVT-155AE-A p-si 152,3 4,9 39,5 4,6 33,4-0,46 0,51 567 1441 791 PVT-155AP-A p-si 152,3 4,9 39,5 4,6 33,4-0,50 0,51 567 1441 791 PVT-155L p-si 152,3 4,9 39,5 4,6 33,4-0,50 0,51 567 1465 815 PVT-165AE-A m-si 164,8 5,5 40,7 4,9 33,7-0,46 0,64 372 1441 791 PVT-200AE-A m-si 197,6 4,8 52,9 4,5 44,4-0,46 0,75 761 1441 1044 PVT-200AE-B p-si 197,6 4,8 52,9 4,5 44,4-0,50 0,75 761 1441 1044 PVT-200AP-A m-si 197,6 4,8 52,9 4,5 44,4-0,50 0,75 761 1441 1044 PVT-200AP-B p-si 197,6 4,8 52,9 4,5 44,4-0,50 0,75 761 1441 1044 PVT-205AE-A m-si 114,2 3,5 43,2 3,3 34,6-0,46 1,10 984 1310 660 PVT-205AE-C poly p-si 207,0 7,5 36,8 6,9 30,0-0,43 0,42 321 1629 982 PVT-210AE-A m-si 208,4 4,9 53,2 4,6 45,2-0,46 0,64 818 1441 1044 PVT-210AE-B p-si 208,4 4,9 53,2 4,6 45,2-0,50 0,64 818 1441 1044 PVT-210AP-A m-si 208,4 4,9 53,2 4,6 45,2-0,50 0,64 818 1441 1044 PVT-210AP-B p-si 208,4 4,9 53,2 4,6 45,2-0,50 0,64 818 1441 1044 PVT-220AE-A m-si 219,6 5,5 54,3 4,9 44,9-0,46 0,86 499 1441 1044 PVT-223AE-A m-si 219,6 5,5 54,3 4,9 44,9-0,46 0,86 499 1441 1044 PVT-230MAE-Cmo. m-si 231,0 8,5 36,4 7,7 30,1-0,48 0,35 245 1629 982 PVT-2xxAE-A_200 p-si 199,8 4,9 53,6 4,5 44,4-0,46 0,85 677 1441 1044 PVT-2xxAE-A_205 p-si 206,1 5,0 54,1 4,6 44,8-0,46 0,82 766 1441 1044 PVT-2xxAE-A_210 p-si 210,6 5,0 54,1 4,7 44,8-0,46 0,78 839 1441 1044 PVT-2xxAE-A_215 p-si 215,0 5,0 54,1 4,8 44,8-0,46 0,76 904 1441 1044 PVT-2xxAE-C_205 p-si 207,0 7,5 36,8 6,9 30,0-0,43 0,42 321 1629 982 PVT-2xxAE-C_210 p-si 210,5 7,6 36,9 7,0 30,2-0,43 0,40 327 1629 982 PVT-2xxAE-C_215 p-si 215,8 7,7 37,1 7,1 30,4-0,43 0,39 329 1629 982 PVT-2xxAE-C_220 p-si 220,3 7,8 37,2 7,2 30,6-0,43 0,38 327 1629 982 PVT-2xxMAE-A205 m-si 206,8 5,4 53,0 4,7 44,0-0,48 0,94 352 1441 1044 PVT-2xxMAE-A210 m-si 211,2 5,5 53,2 4,8 44,0-0,48 0,94 366 1441 1044 PVT-2xxMAE-A215 m-si 215,6 5,6 53,2 4,9 44,0-0,48 0,91 373 1441 1044 PVT-2xxMAE-A220 m-si 220,0 5,8 53,2 5,0 44,0-0,48 0,95 287 1441 1044 PVT-2xxMAE-A230 m-si 230,3 8,5 36,4 7,7 30,1-0,48 0,36 236 1629 982 PVT-2xxMAE-A235 m-si 235,6 8,6 36,4 7,8 30,2-0,48 0,34 249 1629 982 PVT-2xxMAE-A240 m-si 240,1 8,7 36,6 8,0 30,2-0,48 0,34 266 1629 982 PVT-2xxMAE-A245 m-si 245,4 8,8 36,7 8,1 30,3-0,48 0,33 279 1629 982 Q-CELLS Q6L-1410 p-si 3,4 7,5 0,6 6,9 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-1440 p-si 3,5 7,6 0,6 6,9 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-1460 p-si 3,5 7,7 0,6 7,0 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-1480 p-si 3,6 7,7 0,6 7,1 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-1500 p-si 3,6 7,8 0,6 7,1 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-1520 p-si 3,7 7,8 0,6 7,2 0,5-0,43 0,01 5 156 156

A.2 Solargenerator 339 Tabelle A.2.1.64. 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 0,01 5 156 156 Q6L-1560 p-si 3,8 7,9 0,6 7,3 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-M-1600 m-si 3,8 7,9 0,6 7,3 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-M-1620 m-si 3,8 8,0 0,6 7,4 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-M-1640 m-si 3,9 8,0 0,6 7,4 0,5-0,43 0,01 5 156 156 Q6L-M-1660 m-si 3,9 8,1 0,6 7,5 0,5-0,43 0,00 5 156 156 Q8-1410 p-si 6,213,6 0,6 12,5 0,5-0,43 0,00 3 210 210 Q8-1440 p-si 6,413,8 0,6 12,7 0,5-0,43 0,00 3 210 210 Q8-1460 p-si 6,414,0 0,6 12,8 0,5-0,43 0,00 3 210 210 Q8-1480 p-si 6,514,0 0,6 12,9 0,5-0,43 0,00 3 210 210 Q8-1500 p-si 6,614,1 0,6 12,9 0,5-0,43 0,00 3 210 210 Q8-1520 p-si 6,714,2 0,6 13,0 0,5-0,43 0,00 3 210 210 Q8-1540 p-si 6,814,3 0,6 13,1 0,5-0,43 0,00 3 210 210 Q8-1560 p-si 6,914,4 0,6 13,2 0,5-0,43 0,00 3 210 210 Rajasthan Electronics & Instruments Limited Module 37 W m-si 37,1 2,6 21,0 2,3 16,5-0,50 1,06 420 1012 403 Module 74 W m-si 75,9 5,1 21,0 4,6 16,5-0,50 0,45 254 1197 551 Module 75 W m-si 75,7 5,0 21,5 4,5 17,0-0,50 0,48 234 1201 551 Ralos Ra 100 m-si 110,1 7,4 21,0 6,6 16,7-0,50 0,31 160 1387 688 RA 115 m-si 115,1 7,7 21,0 6,9 16,7-0,50 0,29 164 1446 640 Ra 120P (110W) p-si 110,4 6,5 23,7 5,9 18,8-0,48 0,38 221 1253 803 Ra 120P (120W) p-si 119,7 6,9 23,9 6,3 19,0-0,48 0,35 232 1253 803 Ra 155M m-si 155,010,0 21,5 9,0 17,3-0,43 0,22 120 1206 1046 Ra 155P p-si 145,0 9,4 21,4 8,4 17,2-0,43 0,23 128 1206 1046 Ra 165M m-si 165,010,4 21,5 9,5 17,3-0,43 0,19 139 1415 1052 Ra 80M m-si 80,1 5,2 21,5 4,6 17,3-0,43 0,42 231 1206 536 Ra 80P p-si 75,0 4,9 21,3 4,4 17,2-0,43 0,43 240 1206 536 RAP RAP 100 m-si 100,3 3,0 43,2 2,9 34,6-0,50 1,24 1285 1000 895 RAP 100 Laminat m-si 100,3 3,0 43,2 2,9 34,6-0,50 1,24 1285 1000 888 RAP 110 m-si 112,5 3,3 43,6 3,1 36,3-0,50 0,92 1003 1000 895 RAP 110 Laminat m-si 112,5 3,3 43,6 3,1 36,3-0,50 0,92 1003 1000 888 RAP 50 m-si 50,2 3,0 21,6 2,9 17,3-0,50 0,62 642 1000 457 RAP 50 Laminat m-si 50,2 3,0 21,6 2,9 17,3-0,50 0,62 642 993 450 RAP 55 m-si 54,3 3,1 21,8 3,0 18,1-0,50 0,49 623 1000 457 RAP 55 Laminat m-si 54,3 3,1 21,8 3,0 18,1-0,50 0,49 623 993 450 Rathscheck Solar Sklent p-si 55,1 2,8 24,9 2,7 20,8-0,42 0,61 636 921 920 REC Solar REC SM210 (205W) p-si 206,2 7,9 35,1 6,8 30,5-0,43 0,35 88 1665 991 REC SM210 (210W) p-si 210,1 8,1 36,3 7,5 28,2-0,43 0,49 320 1665 991 REC SM210 (215W) p-si 214,6 8,2 39,4 7,6 28,3-0,43 0,82 381 1665 991 REC SM210 (220W) p-si 220,8 8,3 36,5 7,6 28,9-0,43 0,44 304 1665 991 REC SM210 (225W) p-si 224,4 8,5 36,7 7,9 28,4-0,43 0,47 329 1665 991 REC SM210 (230W) p-si 228,0 8,6 36,7 8,0 28,5-0,43 0,45 325 1665 991 Renergies Italia New Type 230W m-si 235,4 9,1 36,7 8,3 28,5-0,50 0,46 266 1640 987 REN m-si 170,0 5,5 43,7 5,0 34,0-0,45 0,90 505 1585 805 REN 160/160M m-si 160,0 4,9 43,2 4,5 35,4-0,45 0,72 604 1585 805 REN 160/170M m-si 169,8 5,1 44,9 4,8 35,6-0,45 0,84 678 1585 805 REN 160/175M m-si 174,8 5,2 45,1 4,9 35,6-0,45 0,83 695 1585 805

340 Anhang Tabelle A.2.1.65. 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 0,27 239 2000 365 SolarPV, Klickleiste a-si(3) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,27 161 4000 475 Solar PV, Stehfalz a-si(3) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,27 161 4000 430 Risun Solar RSM54-156P/170W p-si 170,2 7,6 31,6 6,7 25,4-0,40 0,46 184 1500 1000 RSM54-156P/180W p-si 179,8 7,9 32,0 7,0 25,8-0,40 0,42 201 1500 1000 RSM54-156P/190W p-si 190,2 8,1 32,4 7,3 26,2-0,40 0,39 227 1500 1000 RSM54-156P/200W p-si 200,0 8,2 32,8 7,5 26,6-0,40 0,36 256 1500 1000 RSM54-156P/210W p-si 210,1 8,5 33,0 7,8 27,0-0,40 0,33 257 1500 1000 RSM60-156P/200W p-si 199,9 7,8 35,8 6,8 29,4-0,40 0,46 190 1652 1000 RSM60-156P/210W p-si 210,3 7,8 36,2 7,1 29,7-0,40 0,40 273 1652 1000 RSM60-156P/220W p-si 220,5 8,1 36,5 7,4 29,8-0,40 0,39 283 1652 1000 RSM60-156P/230W p-si 230,1 8,3 36,8 7,7 30,0-0,40 0,38 298 1652 1000 RSM60-156P/240W p-si 240,1 8,5 37,0 8,0 30,2-0,40 0,35 317 1652 1000 Roto Frank RPV 18/14 p-si 270,2 6,0 61,4 5,4 50,5-0,43 0,93 518 1400 1560 RPV 18/14-2 p-si 339,5 5,1 86,0 4,8 70,3-0,43 1,32 1357 1400 1960 RPV 9/14 p-si 112,4 6,0 25,5 5,4 21,0-0,43 0,38 215 1400 645 RV-Energietechnik RV Energy 150 M m-si 150,1 5,1 43,2 4,4 34,2-0,50 1,42 314 1580 808 RV Energy 160 M m-si 160,2 5,2 43,6 4,6 34,6-0,50 0,92 465 1580 808 Ryazan Metal Ceramics Instrumentation Plant RZMP-235-T/200W m-si 200,0 7,5 36,2 7,0 28,5-0,50 0,48 392 1639 982 RZMP-235-T/205W m-si 205,5 7,8 36,0 7,4 27,9-0,50 0,48 372 1639 982 RZMP-235-T/210W m-si 210,1 7,9 36,1 7,5 28,2-0,50 0,46 369 1639 982 RZMP-235-T/215W m-si 215,1 8,0 36,2 7,6 28,5-0,50 0,44 367 1639 982 RZMP-235-T/220W m-si 220,3 8,0 36,5 7,6 29,0-0,50 0,42 368 1639 982 RZMP-235-T/225W m-si 225,0 8,1 36,6 7,7 29,3-0,50 0,40 365 1639 982 RZMP-235-T/230W m-si 230,2 8,2 36,8 7,8 29,7-0,50 0,38 366 1639 982 RZMP-235-T/235W m-si 235,1 8,3 40,0 7,9 30,0-0,50 0,57 411 1639 982 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 0,37 148 1880 1100 Saint-Gobain Glass Solar Prosol-180KD m-si 237,3 7,4 42,1 7,0 33,8-0,50 0,49 467 1880 980 Sanyo HIP-180BE3 HIT 178,2 3,7 66,4 3,3 54,0-0,33 1,73 935 1319 894 HIP-180NE HIT 179,9 5,5 45,5 4,9 36,5-0,30 0,84 475 1443 798 HIP-180NE1 HIT 178,9 5,5 45,5 4,9 36,5-0,33 0,86 440 1443 798 HIP-190BE HIT 190,2 3,8 67,5 3,5 54,8-0,30 1,54 1273 1320 895 HIP-190BE11 HIT 190,2 3,8 67,5 3,5 54,8-0,30 1,54 1273 1319 894 HIP-190BE2 m-si 190,2 3,8 67,5 3,5 54,8-0,50 1,54 1273 1320 895 HIP-190BE3 HIT 191,8 3,8 67,5 3,5 54,8-0,33 1,54 1218 1320 894 HIP-190NE HIT 189,9 5,6 46,4 5,1 37,6-0,30 0,77 509 1443 798 HIP-190NE1 HIT 191,8 5,6 46,4 5,1 37,6-0,30 0,75 524 1443 798 HIP-195BE11 HIT 195,2 3,8 68,1 3,5 55,3-0,30 1,51 1324 1319 894 HIP-200BE11 HIT 200,3 3,8 68,7 3,6 55,8-0,29 1,49 1371 1319 894 HIP-200DNE3 HIT 200,2 5,4 50,3 4,9 40,7-0,30 0,85 593 1602 816 HIP-200NH1-BO-1 HIT 200,0 5,5 49,6 5,0 40,0-0,33 0,85 567 1570 812 HIP-200NHE HIT 200,0 5,5 49,6 5,0 40,0-0,33 0,85 567 1570 798 HIP-200NHE1 m-si 200,0 5,5 49,6 5,0 40,0-0,50 0,85 567 1570 798 HIP-205DNE3 HIT 205,3 5,5 50,9 5,0 41,3-0,30 0,84 586 1602 816 HIP-205NH1-BO-1 HIT 205,5 5,5 50,3 5,1 40,7-0,33 0,83 580 1570 812 HIP-205NHE5 HIT 205,5 5,5 50,3 5,1 40,7-0,30 0,83 580 1570 798

A.2 Solargenerator 341 Tabelle A.2.1.66. 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 0,83 580 1580 798 HIP-205NKHE5 HIT 205,5 5,5 50,3 5,1 40,7-0,30 0,83 580 1580 798 HIP-210DNE3 HIT 210,3 5,5 51,6 5,0 41,8-0,30 0,84 613 1602 816 HIP-210NH1-BO-1 HIT 210,2 5,6 50,9 5,1 41,3-0,30 0,82 592 1570 812 HIP-210NHE1 m-si 210,2 5,6 50,9 5,1 41,3-0,50 0,82 592 1570 798 HIP-210NKHE1 HIT 210,2 5,6 50,9 5,1 41,3-0,30 0,82 592 1580 798 HIP-210NKHE5 HIT 210,2 5,6 50,9 5,1 41,3-0,30 0,82 592 1580 798 HIP-215 HDE3 m-si 215,2 7,0 40,9 6,5 33,1-0,30 0,50 428 1610 861 HIP-215NKHE1 HIT 215,5 5,6 51,6 5,1 42,0-0,30 0,80 597 1580 798 HIP-215NKHE5 HIT 215,5 5,6 51,6 5,1 42,0-0,30 0,80 597 1580 798 HIP-220 HDE2 m-si 220,1 7,1 41,4 6,6 33,5-0,30 0,51 427 1610 861 HIP-225 HDE1 m-si 225,1 7,1 41,8 6,6 33,9-0,30 0,50 428 1610 861 HIP-230HDE1 HIT 230,2 7,2 42,3 6,7 34,3-0,30 0,50 426 1610 861 HIP-235HDE4 HIT 235,2 7,3 43,4 6,7 35,1-0,30 0,54 386 1610 861 HIP-240HDE4 HIT 240,3 7,4 43,6 6,8 35,5-0,30 0,51 397 1610 861 HIP-270NJE HIT 270,1 5,6 66,7 5,0 53,8-0,30 1,15 725 1578 1053 HIP-280NJE HIT 280,5 5,6 67,8 5,1 55,1-0,30 1,08 787 1578 1053 HIP-5618 HIT 55,9 3,6 23,9 3,1 18,1-0,30 1,79 273 990 455 HIP-6219 HIT 62,5 3,6 24,3 3,3 19,0-0,30 0,74 432 1005 470 HIP-6219E m-si 62,5 3,6 24,3 3,3 19,0-0,50 0,74 432 1005 470 HIP-G748B m-si 165,1 4,0 50,0 3,4 48,0-0,50 0,08 175 1320 895 HIP-G751BE HIT 167,1 3,6 64,9 3,3 51,4-0,30 1,95 1024 1320 895 HIP-G751BI m-si 167,1 3,6 64,9 3,3 51,4-0,50 1,95 1024 1320 895 HIP-H552BE HIT 175,1 3,6 65,7 3,3 52,9-0,30 1,71 1140 1320 895 HIP-H552BI m-si 175,1 3,6 65,7 3,3 52,9-0,50 1,71 1140 1320 895 HIP-J50B m-si 180,0 4,0 55,0 3,6 50,7-0,50 0,33 456 1320 895 HIP-J54BE HIT 179,8 3,7 66,4 3,3 54,0-0,30 1,61 1161 1320 895 HIP-J54BI m-si 179,8 3,7 66,4 3,3 54,0-0,50 1,61 1161 1320 895 HIT-200DNKHE1 HIT 200,2 5,3 50,3 4,9 40,7-0,33 0,82 687 1630 862 HIT-205DNKHE1 HIT 205,3 5,4 50,9 5,0 41,3-0,33 0,83 615 1630 862 RTH-45B1K m-si 45,1 3,8 15,0 3,6 12,7-0,50 0,24 285 1403 345 Scanmodule AB SCM 110 (120 Wp) m-si 119,7 7,3 21,6 6,8 17,6-0,50 0,24 217 1423 632 SCM 175 m-si 174,9 7,8 30,0 7,3 24,1-0,50 0,35 283 1669 653 Scheuten Multisol 150 A m-si 150,3 4,5 43,6 4,1 36,4-0,48 0,70 636 1594 810 Multisol 150 B p-si 144,7 4,5 43,6 4,0 36,0-0,48 0,82 560 1594 810 Multisol 150 P5 A p-si 150,0 5,0 42,4 4,5 33,4-0,48 0,92 531 1594 810 Multisol 150 P5 S p-si 160,0 5,0 43,9 4,6 35,0-0,48 0,86 584 1594 810 Multisol 150 S m-si 158,4 5,1 43,7 4,5 35,2-0,48 0,91 408 1594 810 Multisol 180 A m-si 175,0 7,5 32,9 6,9 25,4-0,48 0,50 311 1500 1000 Multisol 180 P6 A p-si 184,9 7,8 32,3 7,3 25,5-0,48 0,41 307 1500 1000 Multisol 180 P6 S p-si 195,6 8,3 32,6 7,7 25,5-0,48 0,41 291 1500 1000 Multisol 180 S m-si 186,9 7,8 32,9 7,3 25,6-0,48 0,44 339 1500 1000 Multisol 200 A p-si 200,0 5,0 57,5 4,2 47,5-0,48 1,53 230 1600 1075 Multisol 200-P5 S p-si 210,0 4,6 57,7 4,4 47,5-0,47 0,92 1079 1600 1075 Multisol 200-P5S+ p-si 229,9 5,1 58,8 4,8 47,5-0,48 0,97 900 1600 1075 Multisol P6-54 180 p-si 180,4 7,8 32,2 7,2 25,2-0,47 0,43 303 1500 1000 Multisol P6-54 185 p-si 185,2 7,9 32,4 7,3 25,4-0,47 0,42 304 1500 1000 Multisol P6-54 190 p-si 189,5 8,0 32,6 7,4 25,5-0,49 0,42 311 1500 1000 Multisol P6-54 195 p-si 194,5 8,1 32,8 7,6 25,7-0,49 0,41 314 1500 1000 Multisol P6-54 200 p-si 199,7 8,2 33,0 7,7 25,9-0,48 0,40 316 1500 1000 Multisol P6-54 205 p-si 204,9 8,3 33,1 7,9 26,1-0,48 0,38 319 1500 1000

342 Anhang Tabelle A.2.1.67. 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 1,41 1210 3111 2090 Schosser Systems Photovoltaics SSP180 m-si 180,0 5,5 43,6 5,0 36,4-0,47 0,62 473 1580 808 SCHOTT Solar ASE-100-DG-UR mono m-si 100,3 3,2 43,2 2,8 35,7-0,47 1,31 509 1017 881 ASE-100-DG-UR poly p-si 90,0 2,8 42,6 2,6 34,9-0,47 1,27 975 1017 881 ASE-100-DG-UT m-si 100,3 3,2 42,9 2,9 35,2-0,47 1,20 749 1017 881 ASE-100-GT-FT, 95 W EFG 95,5 3,2 42,3 2,8 34,1-0,47 1,45 568 1282 644 ASE-100-GT-FT,100 W EFG 100,1 3,2 42,5 2,9 34,5-0,47 1,22 806 1282 644 ASE-100-GT-FT,105 W EFG 105,0 3,3 42,6 3,0 35,0-0,47 1,09 788 1282 644 ASE-100-GT-FT/K, 100 W EFG 100,1 3,2 42,5 2,9 34,5-0,47 1,22 806 1282 644 ASE-100-GT-FT/K, 102 W p-si 102,1 4,9 29,2 4,4 23,2-0,47 0,63 361 1282 644 ASE-100-GT-FT/K, 105 W EFG 105,0 3,3 42,6 3,0 35,0-0,47 1,09 788 1282 644 ASE-100-GT-FT/K, 95 W EFG 95,5 3,2 42,3 2,8 34,1-0,47 1,45 568 1282 644 ASE-100-GT-FT/MC, 102 W m-si 102,1 4,9 29,2 4,4 23,2-0,47 0,63 361 1282 644 ASE-100-GT-FT/MC, 105 W p-si 105,0 4,9 29,5 4,5 23,5-0,47 0,60 383 1282 644 ASE-100-GT-FT/MC, 99 W p-si 99,0 4,8 28,7 4,3 22,8-0,47 0,63 342 1282 644 ASE-100-InDax / 100 W p-si 99,9 5,1 26,8 4,5 22,0-0,47 0,47 293 1480 660 ASE-160-GT-FT 155 W m-si 154,8 3,1 69,6 2,7 56,7-0,47 2,22 1097 1282 1070 ASE-160-GT-FT/ 160 W EFG 159,9 3,1 70,4 2,8 56,9-0,47 2,19 1267 1282 1070 ASE-160-GT-FT/ 170 W EFG 171,0 3,2 71,2 3,0 57,0-0,47 2,00 1722 1282 1070 ASE-165-GT-FT/MC, 160 W p-si 160,1 5,1 43,5 4,5 35,9-0,47 0,84 315 1620 810 ASE-165-GT-FT/MC, 165 W p-si 164,9 5,2 43,8 4,6 36,0-0,47 0,80 389 1620 810 ASE-165-GT-FT/MC, 170 W p-si 169,6 5,3 44,4 4,7 36,0-0,47 0,81 470 1620 810 ASE-190-GT-FT/TF / 180 W m-si 180,0 5,6 44,1 5,0 36,0-0,47 0,74 411 1620 810 ASE-190-GT-FT/TF / 188 W m-si 187,2 5,7 44,6 5,2 36,0-0,47 0,72 505 1620 810 ASE-200-DG-FR/C15, 185 W m-si 189,2 4,5 55,9 4,1 46,6-0,47 0,99 655 1893 913 ASE-200-DG-FR/C15, 200 W m-si 200,2 4,7 56,6 4,4 45,6-0,47 1,05 947 1893 913

A.2 Solargenerator 343 Tabelle A.2.1.68. 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 2,58 1006 1705 1017 ASE-200-DG-UR poly p-si 180,1 2,8 85,2 2,6 69,8-0,47 2,53 1949 1705 1017 ASE-200-DG-UR/C15, 185 W m-si 185,1 4,5 55,9 4,1 45,6-0,47 1,14 687 1880 900 ASE-200-DG-UR/C15, 200 W m-si 200,2 4,7 56,6 4,4 45,6-0,47 1,05 947 1880 900 ASE-200-GT-FT p-si 209,9 4,8 57,7 4,4 47,7-0,47 0,94 777 1600 1075 ASE-200-GT-FT/ES m-si 209,9 4,8 57,7 4,4 47,7-0,47 0,94 777 1500 1075 ASE-200-GT-FT/MC / 218 W p-si 217,9 5,1 58,3 4,5 48,0-0,47 1,00 634 1610 1060 ASE-200-GT-FT/TE / 180 W m-si 179,9 3,5 72,4 3,1 58,8-0,47 2,22 823 1282 1070 ASE-200-GT-FT/TE / 190 W m-si 190,4 3,5 73,0 3,2 59,7-0,47 1,85 1174 1282 1070 ASE-200-GT-FT/TE / 200 W m-si 199,8 3,6 73,4 3,3 60,0-0,47 1,68 1427 1282 1070 ASE-200-GT-FT/TE / 205 W m-si 205,2 3,7 73,7 3,4 60,0-0,47 1,66 1509 1282 1070 ASE-205-AD/ 204 W p-si 204,0 4,9 57,3 4,3 48,0-0,47 1,12 342 1610 1060 ASE-250-DG-FR/C15, 235 W m-si 235,2 4,5 70,1 4,2 56,0-0,47 1,45 1127 1885 1146 ASE-250-DG-FR/C15, 245 W m-si 244,9 4,6 70,7 4,4 56,3-0,47 1,41 1216 1885 1146 ASE-250-DG-FR/C15, 252 W m-si 251,7 4,7 71,2 4,4 57,2-0,47 1,35 1128 1885 1146 ASE-250-DG-FR/MC 15, 250 W p-si 249,9 4,9 72,0 4,2 59,5-0,47 1,52 484 1885 1133 ASE-250-DG-FR/MC 15, 260 W p-si 260,1 4,9 72,6 4,4 59,8-0,47 1,35 710 1885 1133 ASE-250-DG-FT/MC, 265 W p-si 265,3 5,0 72,4 4,5 58,7-0,47 1,32 928 1605 1336 ASE-250-DG-FT/MC, 275 W p-si 274,8 5,1 73,1 4,7 59,1-0,47 1,30 965 1605 1336 ASE-250-DG-FT/MC, 285 W p-si 284,8 5,2 73,6 4,8 59,7-0,47 1,23 1018 1605 1336 ASE-250-DG-UR/C15, 235 W m-si 235,2 4,5 70,1 4,2 56,0-0,47 1,45 1127 1872 1133 ASE-250-DG-UR/C15, 245 W m-si 244,9 4,6 70,7 4,4 56,3-0,47 1,41 1216 1872 1133 ASE-250-DG-UR/C15, 252 W m-si 251,7 4,7 71,2 4,4 57,2-0,47 1,35 1128 1872 1133 ASE-250-DG-UR/MC 15, 250 W p-si 249,9 4,9 72,0 4,2 59,5-0,47 1,52 484 1872 1133 ASE-250-DG-UR/MC 15, 260 W p-si 260,1 4,9 72,6 4,4 59,8-0,47 1,35 710 1872 1133 ASE-250-InDax (242 W) p-si 242,0 5,1 63,8 4,6 52,5-0,47 1,08 681 1975 975 ASE-260-DG-FT/ 250 W EFG 251,2 4,8 70,4 4,4 57,1-0,47 1,30 973 1605 1336

344 Anhang Tabelle A.2.1.69. 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 1,26 1123 1605 1336 ASE-260-DG-FT/ 268 W EFG 268,8 5,0 71,4 4,7 57,2-0,47 1,27 1121 1605 1336 ASE-270-DG-FT/MC, 285 W p-si 284,8 5,2 73,6 4,8 59,7-0,47 1,23 1018 1605 1336 ASE-275-DG-FT/MC, 265 W p-si 265,4 5,1 70,9 4,7 56,7-0,47 1,34 904 1605 1336 ASE-275-DG-FT/MC, 275 W p-si 274,8 5,1 73,1 4,7 59,1-0,47 1,30 965 1605 1336 ASE-275-DG-FT/MC, 285 W p-si 284,8 5,2 73,6 4,8 59,7-0,47 1,23 1018 1605 1336 ASE-275-DG-UT/MC, 275 W p-si 274,8 5,1 73,1 4,7 59,1-0,47 1,30 965 1592 1323 ASE-300-DGF/17, 265W EFG 265,417,3 20,0 15,8 16,8-0,47 0,08 71 1892 1283 ASE-300-DGF/17, 285W EFG 285,618,4 20,0 16,8 17,0-0,47 0,07 65 1892 1283 ASE-300-DGF/17, 300W EFG 299,319,1 20,0 17,4 17,2-0,47 0,06 60 1892 1283 ASE-300-DGF/50, 265W EFG 265,0 5,8 60,0 5,3 50,0-0,47 0,78 645 1892 1283 ASE-300-DGF/50, 285W EFG 282,8 6,2 60,0 5,6 50,5-0,47 0,71 532 1892 1283 ASE-300-DGF/50, 300W EFG 300,9 6,5 60,0 5,9 51,0-0,47 0,61 523 1892 1283 ASE-300-DG-FT / 17V 285W EFG 285,618,4 20,0 16,8 17,0-0,47 0,07 65 1892 1283 ASE-300-DG-FT 285W EFG 284,8 6,2 60,0 5,6 50,5-0,47 0,69 570 1892 1283 ASE-300-DG-FT 300W EFG 302,1 6,4 60,0 5,9 51,2-0,47 0,56 607 1892 1283 ASE-300-DG-FT 315W EFG 315,4 6,7 64,5 6,1 51,7-0,47 0,93 618 1892 1283 ASE-300-DG-FT/17 V, 300 W EFG 299,319,1 20,0 17,4 17,2-0,47 0,06 60 1892 1283 ASE-300-DG-FT/MC, 300 W p-si 300,2 6,5 64,8 5,6 53,6-0,47 1,03 308 1892 1283 ASE-300-DG-FT/MC, 315 W p-si 314,9 6,6 65,7 5,8 54,3-0,47 0,91 462 1892 1283 ASE-300-DG-FT/MC, 330 W p-si 330,4 6,6 66,2 6,0 54,7-0,47 0,79 641 1892 1283 ASE-300-DG-UT 285W EFG 284,8 6,2 60,0 5,6 50,5-0,47 0,69 570 1892 1283 ASE-300-DG-UT, 300 W EFG 302,1 6,4 60,0 5,9 51,2-0,47 0,56 607 1880 1270 ASE-30-DG-UT opak 36V a-si(1) 32,0 1,1 49,0 0,9 36,0-0,20 28,33 640 1000 600 ASE-30-DG-UT opak 68V a-si(1) 32,0 0,6 95,0 0,5 68,0-0,20 113,21 2632 1000 600 ASE-30-DG-UT semitransparent 36V a-si(1) 25,2 0,5 89,0 0,4 68,0-0,20 106,09 923 1000 600

A.2 Solargenerator 345 Tabelle A.2.1.70. 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 68,0-0,47 117,58 1174 1000 600 ASE-50-ALF p-si 49,9 3,2 20,7 2,9 17,2-0,47 0,51 377 965 452 ASE-50-ATF/17, 45 W m-si 45,1 2,9 20,0 2,7 17,0-0,47 0,44 417 965 452 ASE-50-ATF/17, 50 W m-si 49,9 3,2 20,0 2,9 17,2-0,47 0,37 341 965 452 ASE-50-ETF/17, 45 W EFG 45,1 2,9 20,0 2,7 17,0-0,47 0,44 417 975 452 ASE-50-ETF/17, 50 W EFG 49,9 3,2 20,0 2,9 17,2-0,47 0,37 341 975 452 ASE-50-PWX p-si 49,0 3,2 21,6 2,9 17,0-0,47 0,72 465 1042 462 ASE-50-PWX - K p-si 49,0 3,2 21,6 2,9 17,0-0,47 0,72 465 1042 462 ASI-F 10/12 a-si(2) 10,2 0,8 22,8 0,6 16,8-0,22 19,47 260 581 330 ASI-F 2/12 a-si(2) 2,0 0,2 22,8 0,1 16,8-0,22 96,61 1062 293 144 ASI-F 4/12 a-si(2) 3,9 0,3 22,8 0,2 16,8-0,22 49,46 1262 293 249 ASI-F 5/12 a-si(2) 5,0 0,4 22,8 0,3 16,8-0,22 39,80 601 293 330 ASI-F 8/12 a-si(2) 7,7 0,6 22,8 0,5 16,8-0,22 25,92 373 493 293 ASI-F100 a-si(2) 96,8 2,5 68,4 1,9 50,4-0,22 18,65 275 1815 1015 ASI-F32/12 a-si(2) 32,3 2,5 22,8 1,9 16,8-0,22 6,22 92 1005 605 ASIOPAK-30-SG a-si(2) 32,0 1,1 49,0 0,9 36,0-0,22 28,33 640 1000 600 ASITHRU-30-SG a-si(2) 27,0 1,0 49,0 0,8 36,0-0,22 31,99 294 1000 600 Schüco S 125-SP p-si 124,6 7,3 24,0 6,6 18,8-0,48 0,36 222 1248 803 S 158-SP p-si 159,9 7,3 30,2 6,7 23,8-0,48 0,43 281 1580 800 S 300-1 m-si 287,7 4,6 84,0 4,3 66,6-0,37 1,71 1532 2152 1252 S 300-K p-si 299,6 6,2 65,0 5,6 53,5-0,48 0,89 602 2152 1252 S 325-K p-si 326,4 6,8 65,0 6,1 53,5-0,48 0,84 514 2152 1252 S 325-PP p-si 324,7 5,1 88,3 4,5 72,0-0,48 1,65 918 2152 1252 S 330-PM m-si 329,8 5,1 87,3 4,6 72,0-0,37 1,51 847 2152 1252 S 330-PM -2 m-si 330,3 4,8 88,6 4,5 73,4-0,37 1,35 1369 2152 1252 S 340-K p-si 339,8 6,6 67,7 6,1 55,7-0,48 0,81 709 2152 1252 SchwabenSolar AS 130-6,2 p-si 131,0 7,8 22,2 7,2 18,2-0,43 0,23 196 1500 680 AS 165-12 p-si 164,7 9,7 22,0 9,0 18,3-0,40 0,16 159 1600 800 AS 165-24 p-si 163,8 4,9 44,0 4,5 36,4-0,40 0,70 588 1600 800 AS 180-6,2 p-si 181,4 7,8 30,7 7,2 25,2-0,43 0,32 270 1660 830 AS 220-6,2 p-si 219,6 7,9 37,8 7,2 30,5-0,43 0,44 307 1660 990 SED Biber p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0,15 122 675 555 Doppel-S p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0,15 122 632 620 Frankfurter Pfanne p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0,15 122 630 420 Strangfalz p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0,15 122 627 400 Wiener Tasche p-si 10,6 3,0 4,8 2,8 3,8-0,43 0,15 122 675 555 S-Energy SM-100MG0 m-si 100,0 5,5 25,8 4,8 20,8-0,50 0,51 210 1000 950 SM-122PG0 p-si 122,2 8,3 22,0 7,4 16,6-0,50 0,48 157 1200 1500 SM-142MG0 m-si 142,0 5,5 36,9 4,8 29,6-0,50 0,75 305 1500 1000 SM-175MQ5 m-si 175,0 5,4 44,5 5,0 35,3-0,44 0,82 571 1587 790 SM-185PG0 p-si 185,0 8,0 33,7 6,9 26,8-0,50 0,65 158 1200 1100 SM-200PA8 p-si 200,6 8,3 32,9 7,6 26,4-0,38 0,37 278 1460 980

346 Anhang Tabelle A.2.1.71. 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 0,20 225 1580 1000 SES Solo-50 p-si 50,0 4,8 13,3 4,5 11,1-0,47 0,19 207 1190 330 Sesol Quick Solardachst. D4-FrPf/E48 p-si 47,6 7,3 8,5 6,9 6,9-0,50 0,10 93 420 1230 Quick Solardachst.D6-E58/48 p-si 47,6 7,3 8,5 6,9 6,9-0,50 0,10 93 420 1265 Sesol Quick FrPf 1-4/45,5/10P m-si 45,0 4,9 12,2 4,5 10,0-0,50 0,21 160 333 1080 Sesol Quick Solardachstein D4-FrPf/45,5 m-si 45,5 5,0 12,2 4,5 10,1-0,50 0,20 149 420 1230 Solardachstein Ty Fr Pf 1-4/47 m-si 46,1 3,4 18,6 3,2 14,4-0,50 0,58 443 333 1080 Solardachstein Typ Fr.Pf. 1-4/47 p-si 47,0 3,4 18,6 3,2 14,7-0,50 0,52 436 1080 333 SET Solar Energie Technik GmbH MM 110-12 m-si 110,0 7,4 21,0 6,5 17,0-0,50 0,31 110 1300 650 Shanghai Solar S-10C m-si 10,1 0,6 22,0 0,6 18,0-0,50 3,14 2062 301 356 S-10D p-si 10,0 0,7 21,0 0,6 17,0-0,50 3,12 1715 301 356 S-115E/115W m-si 115,0 5,4 28,8 4,8 24,0-0,50 0,44 270 1309 985 S-115E/120W m-si 120,0 5,6 28,8 5,0 24,0-0,50 0,43 255 1309 985 S-115E/125W m-si 125,0 5,7 29,5 5,1 24,5-0,50 0,44 260 1309 985 S-115E/130W m-si 130,1 6,0 29,5 5,3 24,5-0,50 0,42 247 1309 985 S-125DJ p-si 125,0 8,2 21,0 7,4 17,0-0,50 0,25 136 1497 660 S-135C m-si 135,0 8,4 22,0 7,5 18,0-0,50 0,24 136 1497 660 S-15C m-si 14,9 0,9 22,0 0,8 18,0-0,50 2,13 1375 452 357 S-15D p-si 15,0 1,0 21,0 0,9 17,0-0,50 2,20 955 452 357 S-165D p-si 164,9 8,0 28,5 7,2 23,0-0,48 0,36 190 1318 994 S-165D - 145W p-si 145,2 7,5 28,1 6,5 22,4-0,48 0,49 156 1316 992 S-165D - 155W p-si 155,5 7,7 28,5 6,9 22,5-0,48 0,40 226 1316 992 S-165D - 160W p-si 160,9 7,7 29,5 6,8 23,5-0,48 0,42 196 1316 992 S-165D - 165W p-si 165,0 7,8 29,0 7,0 23,5-0,48 0,36 208 1316 992 S-165D/175W p-si 175,1 8,3 29,0 7,5 23,5-0,48 0,34 186 1318 994 S-165D-A p-si 164,9 5,3 43,5 4,7 35,0-0,48 0,83 468 1575 826 S-165D-A/155W p-si 155,0 5,1 42,5 4,6 34,0-0,48 0,87 462 1575 826 S-165D-A/165W p-si 164,9 5,3 43,5 4,7 35,0-0,48 0,83 468 1575 826 S-165D-A/175W p-si 175,0 5,5 44,0 4,9 35,5-0,48 0,80 429 1575 826 S-165DJ-Q - 160W m-si 160,2 7,8 28,7 7,1 22,6-0,50 0,39 232 1316 992 S-180C/170W m-si 170,0 5,3 44,4 4,8 35,5-0,50 0,83 536 1575 826 S-180C/175W m-si 175,0 5,4 45,0 4,9 36,0-0,50 0,86 455 1575 826 S-180C/180W m-si 180,0 5,5 45,0 5,0 36,0-0,50 0,80 521 1575 826 S-180C-A m-si 180,0 8,3 30,0 7,5 24,0-0,50 0,36 215 1318 994 S-180C-A m-si 180,0 5,5 45,0 5,0 36,0-0,50 0,80 521 1575 826 S-180C-A/170W m-si 170,2 8,2 28,5 7,4 23,0-0,50 0,33 203 1318 994 S-180C-A/180W m-si 180,0 8,3 30,0 7,5 24,0-0,50 0,36 215 1318 994 S-180C-A/190W m-si 190,1 8,6 30,5 7,8 24,5-0,50 0,35 209 1318 994 S-180F p-si 180,0 8,4 30,0 7,5 24,0-0,50 0,37 195 2000 1000 S-188E m-si 187,5 8,4 31,2 7,5 25,0-0,50 0,39 202 2000 1000 S-20D p-si 20,1 1,3 21,0 1,2 17,0-0,50 1,56 858 556 346 S-21C m-si 21,1 1,3 22,0 1,2 18,0-0,50 1,56 875 621 281 S-220D p-si 221,3 8,4 37,0 7,5 29,5-0,50 0,47 243 1650 994 S-225C m-si 225,0 8,4 37,5 7,5 30,0-0,50 0,47 244 1650 994

A.2 Solargenerator 347 Tabelle A.2.1.72. 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 0,54 283 1965 994 S-270C m-si 270,0 8,4 45,0 7,5 36,0-0,50 0,56 293 1965 994 S-30C m-si 30,1 1,9 22,0 1,7 18,0-0,50 1,09 613 556 531 S-30D p-si 29,9 2,0 21,0 1,8 17,0-0,50 1,06 540 556 531 S-40D p-si 40,0 2,6 21,0 2,4 17,0-0,50 0,79 411 646 551 S-42C m-si 41,9 2,6 22,0 2,3 18,0-0,50 0,78 437 626 531 S-50D p-si 50,0 3,3 21,0 2,9 17,0-0,50 0,63 343 856 531 S-55C m-si 55,1 3,4 22,0 3,1 18,0-0,50 0,59 342 856 531 S-5C m-si 5,0 0,3 22,0 0,3 18,0-0,50 6,28 4124 266 276 S-5D p-si 4,9 0,3 21,0 0,3 17,0-0,50 6,71 2845 266 276 S-60D p-si 60,2 3,9 21,0 3,5 17,0-0,50 0,50 332 782 672 S-65C m-si 65,0 4,0 22,0 3,6 18,0-0,50 0,49 317 782 672 S-75DJ p-si 75,0 4,9 21,0 4,4 17,0-0,50 0,42 226 1176 531 S-80D p-si 80,1 5,3 21,0 4,7 17,0-0,50 0,39 214 1030 672 S-85C m-si 85,0 5,3 22,0 4,7 18,0-0,50 0,38 219 1176 531 S-90C m-si 90,0 5,6 22,0 5,0 18,0-0,50 0,36 204 1207 543 Sharp LN-H1 W m-si 35,1 0,9 62,0 0,8 45,0-0,50 12,48 5551 985 620 NA-851(WQ) Initial Values a-si(2) 99,8 2,2 65,0 1,9 52,0-0,24 3,46 1261 1129 934 NA-851(WQ) Nominal Values a-si(2) 85,3 2,1 63,8 1,7 49,0-0,24 11,63 679 1129 934 NA-901(WQ) Initial Values a-si(2) 105,9 2,2 66,6 2,0 53,5-0,24 3,01 1765 1129 934 NA-901(WQ) Nominal Values a-si(2) 90,2 2,1 65,2 1,8 49,3-0,24 7,21 1480 1129 934 ND-155AN m-si 155,0 8,3 25,4 7,5 20,7-0,50 0,28 182 1165 990 ND-155E1P p-si 155,0 7,6 28,3 6,9 22,6-0,49 0,38 217 1318 994 ND-158(E1F) p-si 158,2 7,9 28,6 7,0 22,5-0,48 0,42 194 1318 994 ND-160E1 p-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,49 0,40 150 1318 994 ND-162E1D p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,49 0,36 205 1318 994 ND-167U1 m-si 166,8 7,9 29,2 7,1 23,5-0,50 0,37 206 1328 1004 ND-167U3 m-si 167,1 7,9 29,0 7,1 23,5-0,50 0,35 205 1318 944 ND-170(E1F) p-si 170,1 8,0 29,3 7,3 23,2-0,48 0,37 241 1318 994 ND-200(N1F) p-si 200,2 7,9 36,0 7,1 28,4-0,48 0,51 256 1652 994 ND-200U1 m-si 200,1 7,8 35,5 7,0 28,5-0,50 0,46 259 1640 994 ND-208U1 m-si 208,1 8,1 36,1 7,3 28,5-0,50 0,49 262 1640 994 ND-210(E1F) p-si 210,2 8,0 36,4 7,3 28,8-0,48 0,47 294 1652 994 ND-70ELU m-si 70,0 7,8 12,4 7,0 10,0-0,50 0,16 91 1165 990 ND-70ERU m-si 70,0 7,8 12,4 7,0 10,0-0,50 0,16 91 1165 990 ND-L3E1E p-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0,28 123 1499 662 ND-L3E1U p-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0,28 123 1499 662 ND-L3E6E p-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0,28 123 1499 662 ND-L3EJE m-si 123,2 8,1 21,3 7,2 17,2-0,50 0,28 123 1499 662 ND-L5E6E p-si 125,6 8,1 21,7 7,3 17,2-0,49 0,29 155 1499 662 ND-N0ECU m-si 140,0 7,8 24,9 7,0 20,0-0,50 0,32 184 1165 990 ND-N8(E3EF) p-si 148,1 7,6 28,4 6,6 22,3-0,48 0,57 169 1318 994 ND-P5E3EP p-si 155,0 7,6 28,3 6,9 22,6-0,49 0,38 217 1318 994 ND-P8(E3EF) p-si 158,2 7,9 28,6 7,0 22,5-0,48 0,42 194 1318 994 ND-Q0E3E p-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,49 0,40 150 1318 994 ND-Q0E7H m-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,50 0,40 150 1318 994 ND-Q2E3EF p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,49 0,36 205 1318 994 NE-142AN m-si 142,0 5,8 33,2 5,3 27,1-0,50 0,50 369 1200 802

348 Anhang Tabelle A.2.1.73. 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 0,89 337 1575 826 NE-36K4F m-si 37,0 5,4 9,7 4,9 7,6-0,50 0,20 113 985 620 NE-36K5F m-si 51,0 5,4 13,3 4,9 10,5-0,50 0,27 154 970 430 NE-38Y1N m-si 38,0 5,4 9,7 4,9 7,7-0,50 0,18 115 985 620 NE-53Y1N m-si 52,5 5,4 13,3 4,9 10,7-0,50 0,23 156 970 430 NE-80(E1EJ) p-si 80,1 5,2 21,6 4,6 17,3-0,48 0,43 244 1214 545 NE-80E1U p-si 79,9 5,3 21,3 4,7 17,1-0,50 0,44 186 1200 530 NE-80E2E p-si 79,9 5,3 21,3 4,7 17,1-0,50 0,44 186 1200 530 NE-80E4H m-si 79,9 5,3 21,3 4,7 17,1-0,50 0,44 186 1200 530 NE-80EJE m-si 79,9 5,3 21,3 4,7 17,1-0,50 0,44 186 1200 530 NE-L5E2E p-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,50 0,64 270 1190 792 NE-L5E3H m-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,50 0,64 270 1200 802 NE-PO(E3Z) p-si 150,0 4,9 43,1 4,5 33,7-0,48 0,95 622 1575 826 NE-Q2(E3E) p-si 162,2 5,3 43,1 4,7 34,3-0,48 0,86 474 1575 826 NE-Q5E2E m-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0,89 337 1575 826 NE-Q5E2U p-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0,89 337 1575 825 NE-Q5E3E p-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0,89 337 1575 826 NE-Q5E3H m-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0,89 337 1575 826 NE-Q7E3E p-si 167,1 5,4 43,1 4,8 34,6-0,49 0,80 466 1575 826 NT-167AK m-si 167,3 4,3 50,3 4,1 41,3-0,50 0,89 925 1200 802 NT-170(E1) m-si 170,1 5,3 44,2 4,9 35,0-0,48 0,84 572 1575 826 NT-175E1 m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,49 0,80 558 1575 826 NT-175U1 m-si 174,9 5,6 44,4 4,9 35,4-0,50 0,86 428 1575 826 NT-185U1 m-si 185,0 5,8 44,9 5,1 36,2-0,50 0,80 401 1575 826 NT41A57E m-si 57,2 3,6 22,0 3,3 17,4-0,50 0,63 411 970 430 NT50A72E/S m-si 72,1 4,6 21,8 4,2 17,3-0,50 0,48 327 1200 480 NT-51A85E m-si 85,4 5,5 22,0 4,9 17,4-0,53 0,44 224 1200 530 NT-R0(E3E) m-si 170,1 5,3 44,2 4,9 35,0-0,48 0,84 572 1575 826 NT-R5E1U m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,50 0,86 437 1575 825 NT-R5E2E m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,50 0,86 437 1575 826 NT-R5E3E m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,49 0,80 558 1575 826 NT-R5E3H m-si 175,2 5,6 44,4 5,0 35,4-0,50 0,86 437 1575 826 NT-S5E1U m-si 185,0 5,7 45,4 5,1 36,2-0,50 0,85 432 1575 825 NT-S5E2E m-si 185,0 5,8 44,9 5,1 36,2-0,50 0,80 401 1575 826 NU-180(E1) m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,48 0,38 231 1318 994 NU-183E1 m-si 183,1 8,5 30,1 7,7 23,9-0,49 0,37 218 1318 994 NU-185E1 m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,49 0,37 216 1318 994 NU-R0(E3E) m-si 170,2 8,4 29,4 7,6 22,4-0,48 0,46 238 1318 994 NU-R5(E3Z) m-si 175,2 8,3 29,8 7,6 23,2-0,48 0,40 241 1318 994 NU-S0E3E m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,49 0,38 231 1318 994 NU-S5E3E m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,49 0,37 216 1318 994 Shell Solar IRS 105 MA p-si 104,1 4,5 32,0 4,1 25,4-0,40 0,72 466 1185 815 IRS 110 MA p-si 109,2 4,6 32,3 4,2 26,0-0,40 0,66 458 1185 815 IRS 115 MA p-si 113,4 4,7 32,8 4,2 27,0-0,40 0,62 361 1185 815 IRS 75 MA p-si 73,1 4,6 21,4 4,3 17,0-0,40 0,44 357 1185 545 M 05-300 m-si 0,1 0,3 0,6 0,3 0,5-0,50 0,15 134 60 36 M 05-600 m-si 0,3 0,7 0,6 0,6 0,5-0,50 0,08 61 60 60 M 15-300 m-si 0,4 0,3 1,7 0,3 1,4-0,50 0,48 409 65 95 M 25-150 m-si 0,3 0,2 2,9 0,2 2,3-0,50 1,88 825 65 95 M 25-300 m-si 0,7 0,3 2,9 0,3 2,3-0,50 0,79 682 70 150 M 3-600 m-si 1,7 0,7 3,4 0,6 2,7-0,50 0,50 374 179 122 M 5-300 m-si 1,4 0,3 5,7 0,3 4,6-0,50 1,59 1363 125 175

A.2 Solargenerator 349 Tabelle A.2.1.74. 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 1,11 486 1622 814 PowerMax Plus 150-LCA p-si 150,2 5,1 42,6 4,6 33,0-0,37 1,11 486 1613 851 PowerMax Plus 150-LCB p-si 150,2 5,1 42,6 4,6 33,0-0,37 1,11 486 1613 806 PowerMax Plus 160-C p-si 160,1 5,2 43,1 4,7 34,0-0,37 0,88 525 1622 814 PowerMax Plus 160-LCA p-si 160,1 5,2 43,1 4,7 34,0-0,37 0,88 525 1613 851 PowerMax Plus 160-LCB p-si 160,1 5,2 43,1 4,7 34,0-0,37 0,88 525 1613 806 PowerMax Ultra 165-C m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1,19 379 1622 814 PowerMax Ultra 165-LCA m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1,19 379 1613 851 PowerMax Ultra 165-LCB m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1,19 379 1613 806 PowerMax Ultra 165-PC m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1,19 379 1622 814 PowerMax Ultra 165-PLC m-si 165,2 5,4 44,5 4,7 35,0-0,37 1,19 379 1613 807 PowerMax Ultra 175-C m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0,83 540 1622 814 PowerMax Ultra 175-LCA m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0,83 540 1613 851 PowerMax Ultra 175-LCB m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0,83 540 1613 806 PowerMax Ultra 175-PC m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0,83 540 1622 814 PowerMax Ultra 175-PLC m-si 175,2 5,4 44,6 5,0 35,4-0,37 0,83 540 1613 807 PowerMax Ultra 80P m-si 80,4 5,4 21,8 4,8 16,9-0,43 0,55 231 1200 527 PowerMax Ultra 85P m-si 85,1 5,5 22,2 5,0 17,2-0,43 0,47 270 1200 527 RSM 100 m-si 98,0 3,0 43,1 2,8 35,0-0,50 1,20 1072 1328 710 RSM 100 Photowatt m-si 95,2 3,1 43,4 2,8 34,0-0,50 1,55 878 1328 710 RSM 105 p-si 104,1 4,5 32,0 4,1 25,4-0,40 0,72 466 1220 850 RSM 110 p-si 109,2 4,6 32,3 4,2 26,0-0,40 0,66 458 1220 850 RSM 115 p-si 113,4 4,7 32,8 4,2 27,0-0,40 0,62 361 1220 850 RSM 120 m-si 117,8 4,8 33,0 4,3 27,4-0,50 0,57 357 1220 850 RSM 45 m-si 42,9 2,9 21,5 2,6 16,5-0,50 1,03 456 1006 478 RSM 50 p-si 51,2 3,2 21,4 3,1 16,5-0,45 0,69 609 1006 478 RSM 50 Photowatt m-si 47,6 3,1 21,7 2,8 17,0-0,50 0,78 439 1006 478 RSM 55 m-si 52,1 3,2 21,9 3,1 16,8-0,50 0,72 624 1006 478 RSM 70 m-si 68,1 4,4 21,3 4,1 16,6-0,50 0,51 371 1220 580 RSM 75 p-si 73,1 4,6 21,4 4,3 17,0-0,40 0,44 357 1220 580 RSM 80 m-si 77,8 4,8 21,7 4,3 18,1-0,50 0,37 233 1220 580 RSM 90 m-si 87,1 2,9 43,0 2,6 33,5-0,50 1,74 888 1328 710 RSM 95 m-si 91,8 3,0 43,1 2,7 34,0-0,50 1,56 866 1328 710 S 10 p-si 9,1 0,6 21,4 0,6 16,5-0,45 3,89 3369 430 255 S 105 p-si 105,1 4,5 31,8 4,1 25,5-0,45 0,67 472 1220 850 S 105-C p-si 105,1 4,5 31,8 4,1 25,5-0,45 0,67 472 1220 850 S 115 p-si 115,0 4,7 32,8 4,3 26,8-0,45 0,60 444 1220 850

350 Anhang Tabelle A.2.1.75. 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 0,60 444 1220 850 S 25 p-si 23,9 1,5 21,4 1,5 16,5-0,45 1,47 1289 550 449 S 36 p-si 36,0 2,3 21,4 2,2 16,5-0,45 0,99 779 635 550 S 36 KL m-si 24,0 1,8 20,3 1,5 16,0-0,50 3,15 257 525 450 S 37 p-si 37,0 2,3 21,4 2,2 16,5-0,45 0,96 862 635 550 S 56 KL m-si 49,6 3,3 20,3 3,1 16,0-0,50 0,60 487 990 460 S 60 m-si 60,0 4,1 20,7 3,8 16,0-0,50 0,57 351 1220 580 S 65 p-si 65,0 4,3 20,9 3,9 16,5-0,45 0,50 333 1220 580 S 70 p-si 70,0 4,5 21,2 4,1 17,0-0,45 0,45 315 1220 580 S 70-C p-si 70,0 4,5 21,2 4,1 17,0-0,45 0,45 315 1220 580 S 75 p-si 75,0 4,7 21,6 4,3 17,6-0,45 0,41 277 1220 580 S 75-C p-si 75,0 4,7 21,6 4,3 17,6-0,45 0,41 277 1220 580 SE 25 m-si 25,1 1,7 21,3 1,5 16,7-0,50 1,66 642 550 449 SE 40 m-si 40,8 2,6 21,6 2,4 17,0-0,50 0,85 599 635 550 SE 50 m-si 51,0 3,4 21,3 3,0 17,0-0,50 0,70 306 861 536 SM 10 m-si 9,9 0,7 19,9 0,6 16,3-0,50 3,11 867 360 330 SM 10 m-si 10,4 0,7 21,3 0,6 17,4-0,50 2,94 1709 438 310 SM 100 m-si 100,3 6,5 21,0 5,9 17,0-0,50 0,30 199 1316 660 SM 100-12 m-si 100,0 6,5 21,0 5,9 17,0-0,37 0,30 194 1316 660 SM 100-12P p-si 100,0 6,5 21,0 5,9 17,0-0,50 0,30 194 1316 660 SM 100-24C m-si 102,0 3,3 42,0 3,0 34,0-0,50 1,13 902 1316 660 SM 100-24L m-si 100,3 3,3 42,0 3,0 34,0-0,37 1,20 798 1307 652 SM 100-24P m-si 102,0 3,3 42,0 3,0 34,0-0,37 1,13 902 1316 660 SM 100-L m-si 100,3 6,5 21,0 5,9 17,0-0,37 0,30 199 1307 652 SM 10-CMM m-si 10,6 0,9 16,6 0,8 13,3-0,50 1,95 963 438 310 SM 110 m-si 110,3 6,9 21,7 6,3 17,5-0,50 0,29 204 1316 660 SM 110-12 m-si 109,9 6,9 21,7 6,3 17,5-0,37 0,29 200 1316 660 SM 110-12P m-si 99,9 6,9 21,7 5,7 17,5-0,50 0,77 55 1316 660 SM 110-24C m-si 110,3 3,5 43,5 3,2 35,0-0,37 1,18 822 1316 660 SM 110-24L m-si 110,3 3,5 43,5 3,2 35,0-0,37 1,18 822 1307 652 SM 110-24P m-si 110,3 3,5 43,5 3,2 35,0-0,37 1,18 822 1316 660 SM 110-L m-si 110,3 6,9 21,7 6,3 17,5-0,37 0,29 204 1307 652 SM 20 m-si 20,0 1,6 18,0 1,4 14,5-0,50 1,43 398 567 328 SM 20-CMM m-si 21,3 1,8 16,6 1,6 13,3-0,50 0,98 481 567 328 SM 35-CMM m-si 34,6 3,1 16,6 2,6 13,3-0,50 1,16 124 633 527 SM 400S p-si 102,3 3,2 43,0 3,1 33,0-0,45 1,41 1225 1328 701 SM 400S/AC p-si 99,0 3,3 40,0 3,0 33,0-0,45 0,99 735 1328 701 SM 46 m-si 46,0 3,4 18,0 3,2 14,6-0,37 0,45 418 1083 329 SM 50 m-si 50,6 3,4 21,4 3,1 16,6-0,37 0,77 382 1293 329 SM 50-H m-si 50,1 3,4 19,8 3,2 15,9-0,37 0,53 420 1220 329 SM 55 m-si 54,8 3,4 21,7 3,2 17,4-0,37 0,59 461 1293 329 SM 6 m-si 5,9 0,4 19,5 0,4 15,0-0,50 5,18 3536 330 175 SP 130 m-si 128,7 4,5 42,8 3,9 33,0-0,37 1,91 424 1619 814 SP 130-L m-si 128,7 4,5 42,8 3,9 33,0-0,37 1,91 424 1613 806 SP 135 m-si 135,3 9,4 21,4 8,2 16,5-0,50 0,42 109 1613 806 SP 140 m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,37 1,10 591 1619 814 SP 140 CHV m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,50 1,10 591 1619 814 SP 140-L m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,37 1,10 591 1613 806 SP 150 m-si 149,6 4,8 43,4 4,4 34,0-0,37 0,96 628 1619 814 SP 150-L m-si 149,6 4,8 43,4 4,4 34,0-0,37 0,96 628 1613 806 SP 18 m-si 18,7 1,2 21,7 1,1 17,0-0,50 1,92 1255 633 275 SP 36 m-si 35,7 2,4 21,7 2,1 17,0-0,50 1,35 426 633 527 SP 65 m-si 65,2 4,5 21,4 4,0 16,5-0,37 0,81 242 1200 527

A.2 Solargenerator 351 Tabelle A.2.1.76. 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 0,55 295 1200 527 SP 75 m-si 74,8 4,8 21,7 4,4 17,0-0,37 0,48 314 1200 527 SQ 140-C m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,52 1,10 591 1622 814 SQ 140-LCA m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,52 1,10 591 1613 851 SQ 140-PC m-si 140,3 4,7 42,8 4,3 33,0-0,52 1,10 591 1622 814 SQ 150-C m-si 149,9 4,8 43,4 4,4 34,0-0,52 0,95 636 1622 814 SQ 150-LCA m-si 149,9 4,8 43,4 4,4 34,0-0,52 0,95 636 1613 851 SQ 150-PC m-si 149,9 4,8 43,4 4,4 34,0-0,52 0,95 636 1622 814 SQ 160-C m-si 160,0 4,9 43,5 4,6 35,0-0,45 0,79 665 1622 814 SQ 160-LCA m-si 160,0 4,9 43,5 4,6 35,0-0,45 0,79 665 1613 851 SQ 160-PC m-si 160,0 4,9 43,5 4,6 35,0-0,45 0,79 665 1622 814 SQ 70 m-si 70,0 4,7 21,4 4,2 16,5-0,50 0,56 291 1200 527 SQ 75 m-si 75,0 4,8 21,7 4,4 17,0-0,45 0,48 318 1200 527 SQ 80 m-si 80,0 4,9 21,8 4,6 17,5-0,45 0,39 357 1200 527 SR 100 m-si 100,3 6,5 21,6 5,9 17,0-0,37 0,36 215 1498 594 SR 50 m-si 50,2 3,2 21,6 3,0 17,0-0,37 0,69 483 783 594 SR 50-Z m-si 50,2 3,2 21,6 3,0 17,0-0,37 0,69 483 822 597 SR 90 m-si 91,8 3,2 21,6 5,4 17,0-0,37 2,89 302 1498 594 ST 10 CIS 10,0 0,8 22,9 0,6 15,6-0,36 16,20 1404 387 328 ST 20 CIS 20,0 1,5 22,9 1,3 15,6-0,36 8,10 702 748 328 ST 36 CIS 36,0 2,7 22,9 2,3 15,8-0,36 3,68 463 1293 328 ST 40 CIS 39,8 2,7 23,3 2,4 16,6-0,36 2,05 601 1293 328 ST 5 CIS 5,0 0,4 22,9 0,3 15,6-0,36 35,61 2468 328 206 Shenzhen Xinhonghua Mini Panel m-si 0,5 0,1 5,0 0,1 4,0-0,50 3,54 2387 100 55 XHH001-4 m-si 1,0 0,2 7,2 0,2 6,0-0,50 3,04 2298 110 80 XHH002-6 m-si 2,0 0,2 11,0 0,2 9,0-0,50 3,85 3006 135 135 XHH003-12 m-si 3,1 0,2 21,6 0,2 18,0-0,50 9,31 5782 250 180 XHH005-12 m-si 5,4 0,3 21,6 0,3 18,0-0,50 5,01 3900 340 180 XHH010-12 m-si 10,4 0,6 21,6 0,6 18,0-0,50 2,61 1954 365 280 XHH020-12 m-si 20,7 1,3 21,6 1,2 18,0-0,50 1,32 977 635 280 XHH025-12 m-si 25,9 1,6 21,6 1,4 18,0-0,50 1,04 833 650 270 XHH030-12 m-si 31,0 1,9 21,6 1,7 18,0-0,50 0,87 687 620 400 XHH040-12 m-si 41,4 2,5 21,6 2,3 18,0-0,50 0,65 509 630 530 XHH050-12 m-si 51,7 3,2 21,6 2,9 18,0-0,50 0,52 404 1000 440 XHH055-12 m-si 56,9 3,5 21,6 3,2 18,0-0,50 0,48 366 1100 400 XHH075-12 m-si 77,6 4,7 21,6 4,3 18,0-0,50 0,35 272 1190 530 XHH080-12 m-si 82,8 5,0 21,6 4,6 18,0-0,50 0,32 284 1190 530 XHH100-12 m-si 103,5 6,3 21,6 5,8 18,0-0,50 0,26 202 980 795 XHH120-24 m-si 125,3 3,8 43,0 3,5 36,0-0,50 0,81 713 1190 800 XHH140-24 m-si 144,0 4,4 43,0 4,0 36,0-0,50 0,70 644 1580 800 XHH150-24 m-si 154,4 4,7 43,0 4,3 36,0-0,50 0,66 583 1580 800 XHH160-24 m-si 164,5 5,0 43,0 4,6 36,0-0,50 0,62 553 1580 800 XHH170-24 m-si 169,9 5,1 43,0 4,7 36,0-0,50 0,59 577 1580 800 XHH175-24 m-si 180,0 5,4 43,0 5,0 36,0-0,50 0,55 555 1580 800 XHH180-24 m-si 185,0 5,5 43,0 5,1 36,0-0,50 0,54 540 1580 800 XHH200-24 m-si 199,8 6,1 43,0 5,6 36,0-0,50 0,52 420 1700 920 XHH240-24 m-si 239,8 7,3 43,0 6,7 36,0-0,50 0,43 350 1950 950 XHH270-24 m-si 277,9 8,4 43,0 7,7 36,0-0,50 0,36 332 1950 950 XHH300-48 m-si 300,2 4,6 86,0 4,2 72,0-0,50 1,40 1076 1600 1600 XHH380-48 m-si 391,0 6,0 86,0 5,4 72,0-0,50 1,08 812 1600 1600

352 Anhang Tabelle A.2.1.77. 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 0,23 58 1490 673 SE 200 p-si 199,5 8,2 32,9 7,1 28,3-0,43 0,33 96 1640 990 SE 60 TFC CIGS 60,0 4,3 24,5 4,4 13,7-0,50 1,20 2 1640 990 SIG Solar B 155 m-si 155,0 4,9 43,0 4,5 34,6-0,40 0,81 607 1630 550 B 155 p-si 155,0 4,9 43,0 4,5 34,6-0,40 0,81 607 1630 550 C 150 m-si 150,0 4,8 42,8 4,4 34,4-0,40 0,84 591 1630 550 C 150 p-si 150,0 4,8 42,8 4,4 34,4-0,40 0,84 591 1630 550 D 160 m-si 160,1 5,0 43,2 4,6 34,8-0,40 0,78 621 1630 550 D 160 p-si 160,1 5,0 43,2 4,6 34,8-0,40 0,78 621 1630 550 E 165 m-si 164,9 5,1 43,4 4,7 35,0-0,40 0,75 625 1630 550 E 165 p-si 164,9 5,1 43,4 4,7 35,0-0,40 0,75 625 1630 550 F 170 m-si 170,0 5,2 43,6 4,8 35,2-0,40 0,73 644 1630 550 F 170 p-si 170,0 5,2 43,6 4,8 35,2-0,40 0,73 644 1630 550 G175 m-si 174,9 5,3 43,8 4,9 35,4-0,40 0,71 646 1630 550 G175 p-si 174,9 5,3 43,8 4,9 35,4-0,40 0,71 646 1630 550 Siliken SLK36P5 80W12V m-si 80,1 4,8 21,7 4,5 18,0-0,50 0,34 306 1189 536 SLK36P6 120W12V p-si 120,1 7,2 22,2 6,6 18,2-0,37 0,26 199 1420 655 SLK36P6 125W12V m-si 124,9 7,3 22,2 6,8 18,5-0,50 0,22 205 1420 655 SLK36P6L130W12V p-si 130,7 7,8 22,2 7,3 17,9-0,37 0,25 217 1490 673 SLK60M6 210W30V m-si 210,0 7,5 37,0 6,9 30,3-0,37 0,40 342 1580 955 SLK60M6L223W30V m-si 224,3 8,0 36,9 7,5 29,9-0,37 0,39 354 1640 990 SLK 60P6 200W30V p-si 200,0 7,2 37,0 6,6 30,3-0,37 0,43 333 1580 955 SLK 60P6 210W24V m-si 209,9 7,3 36,8 6,8 31,1-0,50 0,33 335 1580 955 SLK 60P6C-212 p-si 212,4 7,8 36,6 7,3 29,1-0,43 0,44 362 1640 990 SLK 60P6C-215 p-si 216,8 7,9 36,8 7,4 29,3-0,43 0,43 361 1640 990 SLK 60P6C-221 p-si 220,5 8,1 36,8 7,5 29,4-0,43 0,43 329 1640 990 SLK 60P6C-224 p-si 225,0 8,1 36,9 7,6 29,6-0,43 0,40 353 1640 990 SLK 60P6C-227 p-si 227,9 8,1 36,9 7,7 29,6-0,43 0,40 378 1640 990 SLK 60P6C-230 p-si 231,7 8,1 37,0 7,8 29,7-0,43 0,39 401 1640 990 SLK 60P6L214W30V p-si 213,1 7,8 36,2 7,2 29,6-0,37 0,38 320 1640 990 SLK 60P6L-205 p-si 205,2 7,9 36,4 7,2 28,7-0,43 0,49 290 1640 990 SLK 60P6L-209 p-si 208,8 7,9 36,4 7,3 28,8-0,43 0,47 312 1640 990 SLK 60P6L-212 p-si 212,4 7,9 36,5 7,4 28,9-0,43 0,45 340 1640 990 SLK 60P6L-215 p-si 215,2 8,0 36,5 7,4 29,0-0,43 0,44 329 1640 990 SLK 60P6L-218 p-si 218,3 8,1 36,6 7,5 29,1-0,43 0,43 339 1640 990 SLK 60P6L-221 p-si 220,8 8,1 36,6 7,6 29,2-0,43 0,42 342 1640 990 SLK 60P6L-224 p-si 223,9 8,2 36,8 7,6 29,3-0,43 0,42 343 1640 990 SLK 60P6L-227 p-si 227,0 8,2 36,8 7,7 29,4-0,43 0,41 356 1640 990 SLK 60P6L-230 p-si 229,8 8,3 36,9 7,8 29,5-0,43 0,40 352 1640 990 SLK 60P6L-233 p-si 232,7 8,3 36,9 7,9 29,6-0,43 0,39 357 1640 990 SLK 60P6L-235 p-si 234,7 8,4 36,9 7,9 29,6-0,43 0,38 365 1640 990 SLK 60P6L-236 p-si 238,2 8,4 37,0 8,0 29,7-0,43 0,38 375 1640 990 SLK 72M5176W24V m-si 176,0 5,5 44,4 4,8 36,6-0,37 0,78 336 1580 806 SLK 72M5180W24V m-si 180,0 5,5 44,4 4,9 36,8-0,37 0,70 405 1580 806 SLK 72M5184W24V m-si 184,1 5,5 44,5 5,0 36,9-0,37 0,64 486 1580 806 SLK 72M5-162 m-si 162,3 4,9 44,0 4,6 35,2-0,43 0,81 699 1580 806 SLK 72M5-165 m-si 165,1 4,9 44,0 4,7 35,2-0,43 0,78 760 1580 806 SLK 72M5-167 m-si 167,3 5,0 44,0 4,7 35,3-0,43 0,77 704 1580 806 SLK 72M5-170 m-si 170,3 5,1 44,1 4,8 35,4-0,43 0,75 680 1580 806 SLK 72M5-173 m-si 173,0 5,2 44,1 4,9 35,6-0,43 0,73 640 1580 806 SLK 72M5-175 m-si 175,1 5,3 44,1 4,9 35,8-0,43 0,71 585 1580 806

A.2 Solargenerator 353 Tabelle A.2.1.78. 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 0,68 587 1580 806 SLK 72M5-181 m-si 181,2 5,4 44,1 5,0 36,1-0,43 0,66 565 1580 806 SLK 72P4 105W 24V p-si 105,0 3,2 42,5 3,0 35,6-0,37 0,93 881 1272 640 SLK 72P5 160W 24V p-si 160,0 4,8 44,2 4,4 36,2-0,37 0,75 634 1580 806 SLK 72P5 170W24V p-si 169,1 4,9 44,3 4,6 36,6-0,37 0,66 743 1580 806 SLK GG36M5 m-si 92,6 5,5 21,8 5,1 18,2-0,43 0,28 279 1000 1000 SLK GG54M5 m-si 128,1 5,1 33,1 4,7 27,1-0,43 0,52 461 1500 1000 SLK GT40M6L-150 m-si 143,0 7,8 24,4 7,3 19,7-0,43 0,27 231 1634 984 SLK GT40M6L-154 m-si 145,0 7,9 24,4 7,4 19,7-0,43 0,27 233 1634 984 SLK GT40M6L-158 m-si 147,3 7,9 24,5 7,4 19,8-0,43 0,26 236 1634 984 SLK GT40P6L-143 p-si 143,0 7,8 24,4 7,3 19,7-0,43 0,27 231 1634 984 SLK GT40P6L-145 p-si 145,0 7,9 24,4 7,4 19,7-0,43 0,27 233 1634 984 SLK GT40P6L-147 p-si 147,3 7,9 24,5 7,4 19,8-0,43 0,26 236 1634 984 Sinonar Corp. PVS 50-12 F m-si 50,1 3,6 25,0 2,9 17,5-0,50 4,97 168 790 1550 Sinosol EGM 170 m-si 170,1 5,2 44,0 4,9 35,0-0,50 0,79 687 1580 808 EGM 175 m-si 174,9 5,3 44,2 5,0 35,2-0,50 0,77 687 1580 808 EGM 180 m-si 179,8 5,4 44,4 5,1 35,4-0,50 0,75 687 1580 808 STP 260 p-si 260,0 8,1 44,0 7,5 34,8-0,47 0,54 390 1956 992 STP 270 p-si 269,9 8,2 44,5 7,7 35,0-0,47 0,53 432 1956 992 STP 280 p-si 279,8 8,3 44,8 8,0 35,2-0,47 0,52 459 1956 992 Sintek STK-120P6-A p-si 119,3 7,9 20,7 7,1 16,8-0,38 0,25 148 1504 679 STK-130P6-A p-si 130,5 8,0 22,1 7,5 17,4-0,38 0,27 217 1504 679 STK-140P6-A p-si 140,9 8,2 23,0 7,7 18,3-0,38 0,26 220 1504 679 STK-160P6-A p-si 161,9 8,0 27,5 7,1 22,8-0,38 0,30 161 1345 997 STK-170P6-A p-si 170,9 8,2 28,3 7,4 23,1-0,38 0,31 200 1345 997 STK-180P6-A p-si 180,9 8,3 29,2 7,6 23,8-0,38 0,30 230 1345 997 STK-210P6-A p-si 212,4 8,0 36,6 7,3 29,1-0,38 0,46 302 1663 997 STK-220P6-A p-si 226,5 8,1 37,1 7,6 29,8-0,38 0,40 355 1663 997 STK-230P6-A p-si 231,0 8,3 37,4 7,7 30,0-0,38 0,41 328 1663 997 Solar Cells SCH 1,8 W/ 12 V m-si 1,6 0,1 22,0 0,1 14,5-0,50 128,76 5153 300 150 SCH 12 W/ 12 V m-si 11,0 1,0 22,0 0,8 14,5-0,50 19,29 484 450 300 SCH 3,6 W/ 12 V m-si 3,5 0,3 22,0 0,2 14,5-0,50 60,30 1277 300 300 SCH 6 W/ 12 V m-si 5,5 0,5 22,0 0,4 14,5-0,50 38,57 968 450 300 SM 106 m-si 2,0 0,2 22,5 0,1 14,5-0,50 81,25 7269 308 234 SM 112 m-si 4,1 0,3 22,5 0,3 14,5-0,50 33,14 4398 313 308 SM 118 m-si 5,9 0,5 22,5 0,4 14,5-0,50 24,92 2762 463 308 SM 136 m-si 12,0 1,0 22,5 0,8 14,5-0,50 13,01 1294 920 308 SMAL 436 a-si(1) 49,3 4,0 22,5 3,4 14,5-0,23 2,70 366 1244 1244 Solar Electric Power SunEarth 150 m-si 150,1 5,1 43,2 4,4 34,2-0,40 1,42 314 1176 737 SunEarth 155 m-si 155,1 5,1 43,4 4,5 34,4-0,40 1,02 405 1176 737 SunEarth 160 m-si 160,2 5,2 43,4 4,6 34,6-0,40 0,89 457 1176 737 SunEarth 165 m-si 165,0 5,3 43,6 4,8 34,6-0,40 0,85 525 1176 737 SunEarth 170 m-si 170,1 5,3 44,0 4,9 35,0-0,40 0,82 550 1176 737 SunEarth 175 m-si 174,6 5,5 44,2 5,0 35,2-0,40 0,82 500 1176 737 Solar for People SfP 152 m-si 153,1 5,0 43,2 4,4 34,8-0,50 0,93 399 1590 800

354 Anhang Tabelle A.2.1.79. 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 11,54 1174 1235 641 SC75-EX-A CIS 74,9 2,2 55,5 1,9 40,5-0,34 10,21 991 1235 641 SC80-EX-A CIS 80,0 2,3 56,5 2,0 41,0-0,34 7,88 1296 1235 641 Solar Integrated Technologies SI1088T2 a-si(1)1090,3 5,1 369,6 4,1 264,0-0,21 44,19 1982 11836 2000 SI1488G1 a-si(3)1486,8 5,1 505,0 4,1 360,0-0,21 60,68 2743 11126 3050 SI1488G2 a-si(1)1486,8 5,1 504,0 4,1 360,0-0,21 60,25 2702 10900 3050 SI1632G1 a-si(3)1635,5 5,1 554,4 4,1 396,0-0,21 66,28 2972 12192 3050 SI544T2 a-si(3) 545,2 5,1 184,8 4,1 132,0-0,21 22,09 991 5918 2000 SI744G1 a-si(3) 743,4 5,1 252,0 4,1 180,0-0,21 30,13 1351 5563 3050 SI744G2 a-si(3) 743,4 5,1 252,0 4,1 180,0-0,21 30,13 1351 5450 3050 SI816G1 a-si(3) 817,7 5,1 277,4 4,1 198,0-0,21 33,23 1494 6096 3050 SR 2004 a-si(3)1476,0 5,1 505,0 4,1 360,0-0,21 63,72 2478 10930 3050 Solar Markt SMM 170-M5/S1 m-si 170,2 5,2 44,1 4,7 35,9-0,46 0,74 564 1580 809 SMM 170-M5/T1 m-si 167,2 5,1 43,9 4,6 36,4-0,45 0,69 511 1576 825 Solar Nord N-12-50 m-si 49,5 3,2 20,8 3,0 16,5-0,50 0,61 507 940 440 N-12-70 m-si 69,7 4,6 20,2 4,3 16,2-0,50 0,39 334 1165 540 Solar Swiss SSM 160/24M m-si 160,2 5,2 43,6 4,6 34,6-0,45 0,91 482 1585 805 SSM 165/24M m-si 165,2 5,2 44,1 4,7 35,0-0,45 0,89 505 1585 805 SSM 170/24M m-si 169,9 5,4 44,3 4,8 35,3-0,45 0,87 487 1585 805 SSM 175/24M m-si 175,0 5,4 44,5 4,9 35,5-0,45 0,81 544 1585 805 SSM 180/24M m-si 180,0 5,5 44,9 5,0 36,0-0,45 0,80 502 1585 805 SSM-200P p-si 200,3 8,1 36,5 7,5 26,7-0,45 0,66 366 1665 997 SSM-210P p-si 210,0 8,2 36,9 7,5 28,0-0,45 0,57 320 1665 997 SSM-220P p-si 220,2 8,3 36,9 7,7 28,6-0,45 0,48 335 1665 997 SSM-230P p-si 229,9 8,5 37,0 7,9 29,1-0,45 0,43 339 1665 997 Solar Werk Solo m-si 39,7 3,3 15,8 3,1 13,0-0,38 0,38 331 990 330 Solo-40 m-si 40,0 3,3 15,9 3,1 12,9-0,50 0,40 373 990 330 Solo-50 m-si 50,2 3,3 19,5 3,1 16,2-0,50 0,42 449 1190 330 Solo-P 40 m-si 40,1 4,8 10,7 4,5 8,9-0,50 0,16 167 330 990 Solo-P 50 m-si 50,0 4,8 13,3 4,5 11,1-0,50 0,19 207 330 1190 ST-100 m-si 100,7 5,9 22,0 5,5 18,3-0,50 0,27 270 1310 655 Status m-si 106,1 6,6 21,0 6,1 17,4-0,38 0,24 218 1310 655 Status 105 m-si 105,5 6,6 21,0 6,1 17,3-0,50 0,25 220 1310 655 Status 115 m-si 114,9 6,8 22,0 6,3 18,3-0,50 0,24 230 1310 655 Status 125 m-si 125,0 6,8 23,4 6,3 19,9-0,50 0,21 239 1410 655 Status 145 m-si 145,1 3,4 54,6 3,1 46,2-0,50 1,02 1122 1410 760 Status 200 m-si 199,8 9,3 28,0 8,5 23,5-0,50 0,21 186 1575 1115 Solar Wind Europe MSW 24(12) 125 m-si 24,0 1,6 21,6 1,4 17,0-0,50 1,55 771 552 405 MSWb 42(12) 125 (a) Front m-si 42,0 3,2 21,6 2,5 17,0-0,50 3,60 42 639 600 MSWb 42(12) 125 (b) Back m-si 21,0 1,6 21,2 1,2 17,0-0,50 6,44 74 639 600 MSWb 80(12) 125 (a) Front m-si 80,1 5,2 21,6 4,7 17,0-0,50 0,45 264 1174 534 MSWb 80(12) 125 (b) Back m-si 40,0 2,6 21,2 2,4 17,0-0,50 0,80 503 1174 534 SC 125x125-max m-si 2,5 5,8 0,6 5,0 0,5-0,50 0,01 4 125 125

A.2 Solargenerator 355 Tabelle A.2.1.80. 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 0,01 6 125 125 SC 125x150-max m-si 2,7 6,0 0,6 5,4 0,5-0,50 0,01 6 150 125 SC 125x150-min m-si 2,2 4,9 0,6 4,6 0,5-0,50 0,01 9 150 125 Solara AG S820TI p-si 147,8 4,6 42,5 4,2 35,2-0,50 0,73 577 1610 820 S830TI p-si 157,5 4,7 42,8 4,4 35,8-0,50 0,62 674 1610 820 S840TI p-si 166,1 4,9 43,6 4,6 36,5-0,50 0,61 622 1608 818 S860TI p-si 170,1 4,9 43,6 4,6 37,3-0,50 0,51 618 1610 820 S861TI p-si 161,0 7,4 29,7 6,6 24,4-0,43 0,36 204 1640 840 S865TI/M m-si 165,6 5,4 43,5 4,6 36,0-0,50 0,88 205 1608 818 S866TI p-si 166,2 7,2 29,9 6,7 24,8-0,43 0,30 297 1608 818 S870TI p-si 169,9 7,5 29,8 6,9 24,7-0,43 0,30 273 1640 840 S875TI p-si 175,1 7,7 29,9 7,1 24,8-0,43 0,29 264 1640 840 S875TI/M m-si 175,2 5,5 44,4 4,8 36,5-0,50 0,80 331 1608 818 S880TI p-si 180,0 7,7 30,0 7,2 24,9-0,43 0,28 287 1640 840 S880TI/M m-si 179,9 5,6 44,8 4,9 36,5-0,50 0,79 374 1618 818 S885TI/M m-si 185,1 5,7 44,8 5,1 36,5-0,50 0,76 396 1618 818 S890TI p-si 189,9 8,1 31,9 7,4 25,7-0,43 0,36 268 1640 840 S890TI/M m-si 189,8 5,8 44,9 5,2 36,5-0,50 0,73 424 1618 818 S890TI/M-200 m-si 200,0 8,3 32,0 7,8 25,8-0,43 0,34 283 1639 839 S895TI/M m-si 195,1 5,8 44,9 5,3 36,6-0,50 0,67 498 1608 818 SM 1000 CZ m-si 100,0 6,5 21,7 5,8 17,3-0,40 0,36 183 1446 579 SM 1000/95 m-si 95,2 2,9 43,2 2,8 34,0-0,50 1,40 1331 1335 673 SM 120 DZ p-si 10,3 2,8 4,8 2,7 3,8-0,38 0,16 163 400 200 SM 120 M p-si 30,1 2,0 21,0 1,8 16,7-0,50 1,10 624 590 450 SM 160 M p-si 40,1 2,7 21,0 2,4 16,7-0,50 0,83 462 740 450 SM 164S p-si 40,9 2,3 22,4 2,2 18,6-0,50 0,68 817 707 562 SM 2000/12V p-si 101,5 6,0 21,5 5,9 17,2-0,38 0,31 341 1335 673 SM 2000/24V p-si 101,5 3,0 43,0 3,0 34,4-0,38 1,24 1362 1335 673 SM 200S p-si 49,8 3,0 21,7 2,8 17,8-0,50 0,56 560 997 457 SM 220K p-si 55,2 3,2 21,8 3,1 17,8-0,50 0,53 609 995 455 SM 220S/M55 p-si 55,2 3,2 21,8 3,1 17,8-0,50 0,53 609 1298 328 SM 225 M p-si 55,1 3,7 21,0 3,3 16,7-0,50 0,60 337 750 610 SM 3000/12V p-si 104,9 6,3 21,5 6,1 17,2-0,38 0,30 307 1335 673 SM 3000/24V p-si 104,9 3,2 43,0 3,1 34,4-0,38 1,18 1226 1335 673 SM 300S p-si 76,5 4,8 21,5 4,5 17,2-0,50 0,41 349 1237 556 SM 320S p-si 79,6 5,0 21,9 4,6 17,3-0,50 0,44 308 1237 556 SM 340S p-si 85,0 5,2 21,9 4,7 18,0-0,50 0,35 277 1237 557 SM 40 M p-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,7-0,50 3,34 1784 450 270 SM 4000 p-si 123,4 5,0 32,0 4,8 25,7-0,38 0,55 554 1245 826 SM 400SP m-si 99,7 5,9 21,4 5,6 17,8-0,38 0,25 292 1087 557 SM 480S p-si 120,0 7,0 22,0 6,7 17,9-0,50 0,25 270 1438 658 SM 5000 p-si 124,8 5,5 32,3 4,8 26,0-0,33 0,64 270 1200 802 SM 500S p-si 124,3 8,0 21,7 7,1 17,5-0,50 0,28 137 1500 680 SM 560GT p-si 125,2 4,9 32,6 4,6 27,4-0,50 0,44 478 1220 820 SM 60 M p-si 15,0 1,0 21,0 0,9 16,7-0,50 2,20 1248 620 250 SM 640 DS a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,27 161 1366 741 SM 7000 m-si 160,1 8,0 28,4 7,0 22,8-0,50 0,40 150 1318 994 SM 7000/170 m-si 170,1 8,3 28,9 7,5 22,8-0,50 0,38 205 1318 994 SM 7000/M/180 m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,50 0,38 231 1318 994 SM 7000/M/185 m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,50 0,37 216 1318 994 SM 7000/S p-si 162,1 7,9 28,4 7,1 22,8-0,50 0,36 205 1318 994 SM 7001 m-si 165,0 5,5 43,1 4,8 34,6-0,50 0,89 337 1575 826

356 Anhang Tabelle A.2.1.81. 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 0,80 466 1575 826 SM 7002 m-si 175,2 5,4 44,4 5,0 35,4-0,49 0,80 558 1575 826 SM 720S p-si 179,5 9,9 21,9 9,7 18,5-0,50 0,14 205 1610 820 SM 80 M p-si 20,0 1,3 21,0 1,2 16,7-0,50 1,64 957 430 450 SM 8195 m-si 196,7 7,6 35,9 6,9 28,5-0,43 0,48 301 1660 990 SM 8200 m-si 201,2 7,8 35,7 7,2 28,1-0,43 0,47 322 1660 990 SM 8205 m-si 204,9 7,8 36,2 7,1 28,7-0,43 0,47 314 1660 990 SM 8210 m-si 210,4 7,9 36,2 7,3 28,9-0,43 0,43 337 1660 990 SM 8215 m-si 215,0 7,9 36,3 7,4 29,1-0,43 0,41 351 1660 990 SM 8220 m-si 220,3 8,3 36,3 7,7 28,8-0,43 0,43 323 1660 990 SM 8225 m-si 225,4 8,3 36,4 7,8 28,9-0,43 0,41 346 1660 990 SM 8230 m-si 231,2 8,4 36,7 8,0 28,9-0,43 0,42 369 1660 990 SM 8235 m-si 234,9 8,5 36,8 8,1 29,0-0,43 0,41 373 1660 990 SM 8240 m-si 239,0 8,7 37,0 8,1 29,4-0,43 0,40 323 1660 990 SM 900 CZ m-si 90,0 6,0 21,0 5,4 16,7-0,40 0,37 205 1446 579 SM 950 CZ m-si 95,0 6,3 21,4 5,6 17,0-0,40 0,37 184 1446 579 Solarc CSM 16.5806 m-si 5,9 0,8 9,4 0,8 7,8-0,50 0,91 643 270 240 CSM 36.610 m-si 6,2 0,4 20,1 0,4 17,3-0,50 2,76 3318 280 235 CSM 8,600 m-si 5,9 1,7 4,6 1,6 3,8-0,50 0,21 213 230 230 CSM 8.0406 m-si 0,4 0,1 4,7 0,1 3,9-0,50 3,00 2519 83 46,5 CSM 8.050 m-si 0,5 0,1 4,7 0,1 3,9-0,50 2,71 2452 83 47 CSM 8.150 m-si 1,5 0,4 4,7 0,4 3,9-0,50 0,81 935 223 76 CSM 9,1400 m-si 14,1 3,4 5,3 3,2 4,4-0,50 0,11 132 330 330 CSM 9.040 m-si 0,4 0,1 5,3 0,1 4,4-0,50 9,66 577 83 46,5 Solarcentury PV-C21-P40B m-si 39,6 4,8 11,0 4,3 9,2-0,50 0,18 120 1240 420 Solarex Milennia 48MV a-si(1) 48,2 0,8 101,0 0,7 73,0-0,20 57,33 4871 1229 667 Milennia 50MV a-si(1) 50,1 0,8 101,0 0,7 77,0-0,20 71,06 1265 1229 667 Milennia 56MV a-si(1) 55,9 0,9 102,0 0,7 81,0-0,20 52,07 1122 1229 667 Milennia MST-43LV (Integra-Framed) a-si(1) 42,9 3,3 22,7 2,6 16,5-0,20 4,64 111 1229 705 Milennia MST-43LV (Unframed) a-si(1) 42,9 3,3 22,7 2,6 16,5-0,20 4,64 111 1219 657 Milennia MST-43LV (Universal-Framed) a-si(1) 42,9 3,3 22,7 2,6 16,5-0,20 4,64 111 1229 666 Milennia MST-43MV (Integra-Framed) a-si(1) 43,2 0,8 98,0 0,6 72,0-0,20 83,74 931 1229 705 Milennia MST-43MV (Unframed) a-si(1) 43,2 0,8 98,0 0,6 72,0-0,20 83,74 931 1219 657 Milennia MST-43MV (Universal-Framed) a-si(1) 43,2 0,8 98,0 0,6 72,0-0,20 83,74 931 1229 666 MSX 120/12V p-si 119,7 7,6 21,3 7,0 17,1-0,38 0,26 195 1122 990 MSX 120/24V p-si 119,7 3,8 42,6 3,5 34,2-0,38 1,04 779 1108 990 MSX 40 p-si 40,0 2,5 21,1 2,3 17,1-0,34 0,72 589 762 502 MSX 50 p-si 49,9 3,2 21,1 2,9 17,1-0,34 0,58 458 934 502 MSX 53 p-si 53,4 3,4 20,6 3,2 16,7-0,34 0,50 474 1105 502 MSX 56 p-si 56,3 3,6 20,8 3,4 16,8-0,34 0,50 425 1105 502 MSX 60 p-si 59,9 3,8 21,1 3,5 17,1-0,34 0,49 381 1105 502 MSX 64 p-si 64,1 4,0 21,3 3,7 17,5-0,34 0,44 342 1105 502 MSX 77 p-si 77,1 5,0 21,0 4,6 16,9-0,34 0,40 271 1105 660 MSX 80 p-si 79,8 5,2 21,0 4,8 16,8-0,34 0,39 279 1105 502

A.2 Solargenerator 357 Tabelle A.2.1.82. 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 0,36 276 1105 660 MSX 83/24V p-si 83,1 2,6 42,4 2,4 34,2-0,34 1,45 1105 1105 660 Solar-Fabrik SF 100/2 p-si 100,3 4,9 28,6 4,4 22,8-0,47 0,61 339 1276 638 SF 100/3 p-si 102,1 4,9 29,2 4,4 23,2-0,47 0,63 361 1276 638 SF 102 m-si 102,1 4,9 29,2 4,4 23,2-0,50 0,63 361 1276 638 SF 115 m-si 115,9 7,6 20,9 6,9 16,8-0,50 0,26 172 1470 654 SF 120-115 p-si 115,0 7,2 22,0 6,7 17,3-0,47 0,31 221 1470 654 SF 125 p-si 124,9 7,7 22,0 7,2 17,4-0,32 0,28 221 1491 669 SF 125 rahmenlos p-si 124,9 7,7 22,0 7,2 17,4-0,32 0,28 221 1485 663 SF 125-120 p-si 120,1 7,5 21,9 7,0 17,2-0,32 0,29 221 1491 669 SF 125-120 rahmenl. p-si 120,1 7,5 21,9 7,0 17,2-0,32 0,29 221 1485 663 SF 125-130 p-si 130,0 7,9 22,3 7,4 17,5-0,32 0,28 225 1491 669 SF 125-130 rahmenl. p-si 130,0 7,9 22,3 7,4 17,5-0,32 0,28 225 1485 663 SF 130/2-125 p-si 125,0 7,8 21,5 7,1 17,5-0,47 0,24 172 1485 663 SF 130/2-130 p-si 129,9 8,0 21,7 7,3 17,7-0,47 0,23 187 1485 663 SF 130/2-135 p-si 134,6 8,1 21,9 7,5 17,9-0,47 0,22 197 1485 663 SF 130/2A-125 p-si 125,0 7,8 21,5 7,1 17,5-0,47 0,24 172 1491 669 SF 130/2A-130 p-si 129,9 8,0 21,7 7,3 17,7-0,47 0,23 187 1491 669 SF 130/2A-135 p-si 134,6 8,1 21,9 7,5 17,9-0,47 0,22 197 1491 669 SF 145A EFG 144,6 4,7 42,2 4,2 34,1-0,47 0,85 539 1291 951 SF 150/10-150A m-si 150,1 4,9 43,0 4,4 34,5-0,45 0,94 430 1593 801 SF 150/10-155A m-si 155,1 5,0 43,5 4,4 35,0-0,45 0,90 465 1593 801 SF 150/10-160A m-si 160,1 5,0 43,9 4,5 35,5-0,45 0,84 495 1593 801 SF 150/10-165A m-si 165,2 5,1 44,3 4,6 36,0-0,45 0,80 525 1593 801 SF 150/2A-158 m-si 157,7 5,3 40,7 4,8 33,0-0,45 0,70 489 1466 801 SF 150A p-si 150,0 5,1 40,2 4,6 32,6-0,47 0,74 460 1466 801 SF 150A/2A-146 p-si 145,8 5,0 39,9 4,5 32,4-0,47 0,75 455 1466 801 SF 150A/2A-154 p-si 153,8 5,2 40,5 4,7 32,8-0,47 0,74 447 1466 801 SF 170 m-si 170,0 7,6 30,8 6,8 25,0-0,50 0,39 219 1470 981 SF 200A-200 p-si 200,7 7,8 35,0 7,3 27,6-0,50 0,44 349 1667 998 SF 200A-210 p-si 208,7 8,0 35,8 7,5 27,9-0,50 0,46 360 1667 998 SF 200A-220 p-si 220,2 8,2 36,4 7,7 28,6-0,50 0,44 364 1667 998 SF 340 m-si 340,0 7,6 61,5 6,8 50,0-0,50 0,77 436 1962 1470 SF 50 m-si 49,6 3,1 21,1 2,9 17,1-0,50 0,57 515 976 440 SF 52A m-si 51,8 3,3 21,5 3,1 16,7-0,50 0,68 521 858 660 SF 75 m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0,39 291 1194 521 SF 75 A m-si 74,8 4,8 21,0 4,4 17,0-0,50 0,39 291 1200 525 SF Facell 130 plus m-si 133,3 7,2 25,5 6,5 20,5-0,50 0,35 212 1900 700 SolarIncell 95 plus p-si 96,8 4,9 27,0 4,5 21,5-0,47 0,54 379 1219 677 Solarfotonica SF 100 m-si 100,1 4,5 42,5 2,9 34,5-0,50 2,93 17 1295 650 SF 120 m-si 118,2 3,9 42,5 3,5 34,1-0,50 1,14 572 1295 650 SF 150 m-si 152,2 4,8 43,9 4,5 34,0-0,50 0,98 711 1575 794 Solarfun SF005-18 m-si 5,0 0,3 21,0 0,3 16,8-0,40 6,79 2997 316 218 SF010-18 m-si 10,1 0,7 21,0 0,6 16,8-0,40 3,12 2026 400 284 SF020-18 m-si 20,0 1,3 21,5 1,2 16,8-0,40 1,76 1206 662 284 SF040-18 m-si 40,1 2,6 21,6 2,3 17,2-0,40 0,86 510 634 540 SF050-18 m-si 49,9 3,2 21,6 2,9 17,2-0,40 0,69 423 752 642 SF100M6-17/100m m-si 100,0 6,4 21,6 6,0 16,8-0,40 0,36 248 1440 654 SF100M6-17/100p p-si 100,0 6,4 21,6 6,0 16,8-0,40 0,36 248 1440 654 SF100M6-17/105m m-si 105,0 6,6 21,7 6,1 17,2-0,40 0,32 234 1440 654

358 Anhang Tabelle A.2.1.83. 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 0,32 234 1440 654 SF100M6-17/110m m-si 110,0 6,8 21,8 6,3 17,5-0,40 0,29 218 1440 654 SF100M6-17/110p p-si 110,0 6,8 21,8 6,3 17,5-0,40 0,29 218 1440 654 SF100M6-17/90m m-si 90,0 6,0 21,4 5,6 16,0-0,40 0,44 293 1440 654 SF100M6-17/90p p-si 90,0 6,0 21,4 5,6 16,0-0,40 0,44 293 1440 654 SF100M6-17/95m m-si 95,0 6,2 21,5 5,8 16,4-0,40 0,40 269 1440 654 SF100M6-17/95p p-si 95,0 6,2 21,5 5,8 16,4-0,40 0,40 269 1440 654 SF120M6-18/110m m-si 109,9 6,8 22,1 6,1 18,0-0,40 0,30 190 1494 678 SF120M6-18/110p p-si 109,9 6,8 22,1 6,1 18,0-0,40 0,30 190 1494 678 SF120M6-18/115m m-si 114,9 7,1 22,2 6,3 18,1-0,40 0,29 170 1494 678 SF120M6-18/115p p-si 114,9 7,1 22,2 6,3 18,1-0,40 0,29 170 1494 678 SF120M6-18/120m m-si 119,9 7,4 22,2 6,6 18,2-0,40 0,27 158 1494 678 SF120M6-18/120p p-si 119,9 7,4 22,2 6,6 18,2-0,40 0,27 158 1494 678 SF120M6-18/125m m-si 124,9 7,7 22,3 6,8 18,3-0,40 0,27 143 1494 678 SF120M6-18/125p p-si 124,9 7,7 22,3 6,8 18,3-0,40 0,27 143 1494 678 SF120M6-18/130m m-si 130,0 8,0 22,3 7,1 18,4-0,40 0,26 131 1494 678 SF120M6-18/130p p-si 130,0 8,0 22,3 7,1 18,4-0,40 0,26 131 1494 678 SF160-24-M/150 m-si 150,0 4,9 43,4 4,3 34,8-0,40 0,96 433 1580 808 SF160-24-M/155 m-si 155,1 4,9 43,5 4,4 35,4-0,40 0,85 473 1580 808 SF160-24-M/160 m-si 160,2 5,0 43,5 4,5 35,6-0,40 0,78 489 1580 808 SF160-24-M/165 m-si 165,0 5,1 44,0 4,6 35,8-0,40 0,79 510 1580 808 SF160-24-M/170 m-si 170,2 5,1 44,5 4,7 35,9-0,40 0,77 621 1580 808 SF160-24-M/175 m-si 175,0 5,2 44,8 4,9 36,0-0,40 0,76 679 1580 808 SF160-24-M/180 m-si 180,0 5,2 45,0 5,0 36,0-0,40 0,75 756 1580 808 SF160-24-M/185W m-si 184,8 5,2 45,3 5,1 36,1-0,40 0,76 811 1580 808 SF170M m-si 169,9 5,3 44,5 4,7 36,0-0,50 0,84 436 1580 808 SF180-29/175 m-si 175,0 7,1 35,9 6,2 28,2-0,40 0,73 234 1590 958 SF180-29/180 m-si 180,0 7,2 36,0 6,3 28,6-0,40 0,63 221 1590 958 SF180-29/185 m-si 185,0 7,3 36,1 6,4 29,0-0,40 0,55 216 1590 958 SF180-29/190 m-si 189,9 7,4 36,2 6,5 29,3-0,40 0,52 217 1590 958 SF180-29/195 m-si 195,0 7,4 36,2 6,6 29,7-0,40 0,47 223 1590 958 SF180-29/200 m-si 200,0 7,5 36,3 6,6 30,2-0,40 0,43 214 1590 958 SF190-27-P/170 p-si 169,9 7,5 32,4 6,5 26,1-0,40 0,49 171 1494 1000 SF190-27-P/175W p-si 175,0 7,6 32,3 6,6 26,4-0,40 0,45 154 1494 1000 SF190-27-P/180 p-si 179,9 7,8 32,6 6,8 26,3-0,40 0,45 190 1494 1000 SF190-27-P/185W p-si 185,1 7,8 32,5 7,0 26,6-0,40 0,39 215 1494 1000 SF190-27-P/190 p-si 190,0 7,9 32,8 7,2 26,5-0,40 0,39 248 1494 1000 SF190-27-P/195W p-si 195,1 8,1 32,7 7,3 26,8-0,40 0,36 235 1494 1000 SF190-27-P/200 p-si 200,0 8,2 33,0 7,5 26,7-0,40 0,36 264 1494 1000 SF190-27-P/205W p-si 205,2 8,4 32,9 7,6 27,0-0,40 0,33 243 1494 1000 SF190-27-P/210 p-si 210,1 8,3 33,2 7,8 26,9-0,40 0,33 308 1494 1000 SF190-27-P/220 p-si 220,1 8,4 33,4 8,1 27,1-0,40 0,32 345 1494 1000 SF220-30-P/200W p-si 200,0 7,5 36,0 6,8 29,5-0,40 0,42 273 1652 1000 SF220-30-P/205W p-si 205,1 7,7 36,1 6,9 29,6-0,40 0,41 273 1652 1000 SF220-30-P/210W p-si 210,3 7,8 36,2 7,1 29,7-0,40 0,40 273 1652 1000 SF220-30-P/215W p-si 215,0 8,0 36,4 7,2 29,7-0,40 0,40 280 1652 1000 SF220-30-P/220W p-si 220,5 8,1 36,5 7,4 29,8-0,40 0,39 283 1652 1000 SF220-30-P/225W p-si 225,1 8,1 36,7 7,5 29,9-0,40 0,38 323 1652 1000 SF220-30-P/230W p-si 230,1 8,3 36,8 7,7 30,0-0,40 0,38 298 1652 1000 SF220-30-P/235W p-si 235,1 8,4 36,8 7,8 30,1-0,40 0,36 306 1652 1000 SF220-30-P/240W p-si 240,1 8,5 37,0 8,0 30,2-0,40 0,35 317 1652 1000 SF80M5-18/75-mono m-si 75,0 4,9 21,7 4,3 17,4-0,40 0,48 217 1210 554 SF80M5-18/75-poly p-si 75,0 4,9 21,7 4,3 17,4-0,40 0,48 217 1210 554

A.2 Solargenerator 359 Tabelle A.2.1.84. 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 0,40 246 1210 554 SF80M5-18/80-poly p-si 80,1 5,0 21,8 4,5 17,8-0,40 0,40 246 1210 554 SF80M5-18/85-mono m-si 84,8 5,1 22,3 4,7 17,9-0,40 0,40 313 1210 554 SF80M5-18/85-poly p-si 84,8 5,1 22,3 4,7 17,9-0,40 0,40 313 1210 554 SF80M5-18/90-mono m-si 90,0 5,2 22,5 5,0 18,0-0,40 0,38 378 1210 554 SF80M5-18/90-poly p-si 90,0 5,2 22,5 5,0 18,0-0,40 0,38 378 1210 554 SolarGate SG-0851 m-si 86,3 5,2 22,0 4,7 18,4-0,50 0,32 253 1202 536 SG-1601 m-si 159,1 4,9 43,6 4,4 36,0-0,50 0,72 544 1575 825 SG-1651 m-si 164,7 4,9 43,9 4,5 36,4-0,50 0,69 586 1575 825 SG-1701 m-si 168,3 5,0 44,3 4,6 36,4-0,50 0,70 660 1575 825 SG-1751 m-si 176,8 5,4 45,0 4,9 36,4-0,50 0,79 516 1575 825 SG-2000 m-si 199,9 8,0 35,6 7,2 27,6-0,50 0,51 297 1669 986 SG-2100 m-si 209,9 8,2 36,4 7,5 28,2-0,50 0,51 295 1669 986 SG-2200 m-si 219,9 8,4 37,1 7,7 28,7-0,50 0,50 293 1669 986 SG-2300 m-si 229,9 8,6 37,9 7,8 29,3-0,50 0,50 292 1669 986 SG-2400 m-si 240,0 8,8 38,6 8,0 29,9-0,50 0,50 293 1669 986 Solaris 125M36-65S m-si 64,7 4,5 21,6 3,9 16,4-0,50 0,84 276 1210 548 125M36-70S m-si 68,9 4,7 21,7 4,0 17,2-0,50 0,81 167 1210 560 125M36-75S m-si 75,5 4,6 22,0 4,3 17,4-0,50 0,45 386 1210 550 125M72-150S m-si 149,9 4,8 43,9 4,3 34,7-0,47 0,99 549 1595 795 S56KL p-si 51,2 3,3 21,4 3,1 16,5-0,46 0,70 522 990 460 S68GT p-si 51,2 3,3 21,4 3,1 16,5-0,46 0,70 522 1042 462 Solarnova SOL 100 AC p-si 99,9 3,0 40,0 2,9 34,2-0,42 0,74 1201 1004 881 SOL 100 D-L band 101,9 3,2 43,2 3,0 34,2-0,43 1,31 1017 1004 881 SOL 100 K-L band 101,9 3,2 43,2 3,0 34,2-0,42 1,31 1017 1004 881 SOL 12 K m-si 11,9 0,7 29,9 0,7 17,5-0,50 10,58 3934 565 243 SOL 204 GT p-si 204,0 7,5 36,1 7,2 28,3-0,32 0,46 418 1663 997 SOL 212 GT p-si 212,3 7,8 36,4 7,4 28,8-0,32 0,44 390 1663 997 SOL 218 GT p-si 218,1 7,9 36,6 7,5 29,0-0,32 0,43 384 1663 997 SOL 224 GT p-si 225,4 8,6 36,4 7,8 28,9-0,32 0,44 257 1663 997 SOL 230 GT p-si 230,3 8,7 36,5 7,9 29,0-0,32 0,42 275 1663 997 SOL 236 GT p-si 236,2 8,7 36,6 8,1 29,2-0,32 0,39 312 1663 997 SOL 24 K m-si 24,1 1,4 23,1 1,3 18,5-0,50 1,58 1027 571 462 SOL 242 GT p-si 242,2 8,9 36,8 8,2 29,5-0,32 0,38 296 1663 997 SOL 48 D p-si 47,6 3,1 20,7 2,8 17,0-0,42 0,58 385 977 462 SOL 48 K p-si 47,6 3,1 20,7 2,8 17,0-0,50 0,58 385 977 462 SOL 50 D p-si 50,3 3,2 20,7 2,9 17,1-0,43 0,51 426 977 462 SOL 50 K p-si 50,6 3,2 20,7 2,9 17,2-0,43 0,49 423 977 462 SOL 53 D p-si 53,5 3,1 23,0 2,8 19,1-0,50 0,60 419 1079 462 SOL 53 K p-si 53,5 3,1 23,0 2,8 19,1-0,50 0,60 419 1079 462 SOL 55 D p-si 55,4 3,2 23,0 2,9 19,1-0,43 0,57 419 1079 462 SOL 55 K p-si 55,4 3,2 23,0 2,9 19,1-0,43 0,57 419 1079 462 SOL 56 D band 50,0 2,9 23,0 2,6 19,1-0,43 0,63 465 1079 462 SOL 96 AC m-si 95,2 3,1 41,4 2,8 34,0-0,50 1,15 771 1004 881 SOL 96 D-L p-si 95,2 3,1 41,4 2,8 34,0-0,43 1,15 771 1004 881 SOL 96 K-L p-si 95,2 3,1 41,4 2,8 34,0-0,43 1,15 771 1004 881 SolarQ SQ 175 m-si 172,5 5,6 43,4 4,9 35,5-0,40 0,81 299 1594 804 SQ 175-24/170Wp m-si 170,2 5,1 44,5 4,7 35,9-0,40 0,77 621 1580 808 SQ 175-24/175Wp m-si 175,0 5,2 44,8 4,9 36,0-0,40 0,76 679 1580 808

360 Anhang Tabelle A.2.1.85. 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 175-24/180Wp m-si 180,0 5,2 45,0 5,0 36,0-0,40 0,75 756 1580 808 SQ 200 m-si 198,7 6,3 47,0 5,4 36,8-0,40 1,44 286 1715 804 Solarstocc SL 165 M5-JDE m-si 165,1 4,9 43,9 4,5 36,6-0,38 0,65 612 1576 827 SL 165 M5-JSA m-si 165,2 5,0 43,8 4,6 36,3-0,37 0,69 542 1576 827 SL 170 m-si 169,9 5,0 43,7 4,7 36,3-0,50 0,62 687 1636 827 SL 170 M5-JDE m-si 170,1 5,1 44,4 4,6 36,9-0,38 0,69 495 1576 827 SL 170 M5-JSA m-si 170,2 5,1 43,9 4,7 36,6-0,37 0,65 516 1576 827 SL 170 M6-JTO p-si 170,2 7,2 33,3 6,4 26,6-0,45 0,49 254 1576 827 SL 170Wp p-si 170,2 4,9 43,7 4,7 36,3-0,50 0,62 750 1575 795 SL 175 M5-JDE m-si 175,1 5,1 44,6 4,7 37,1-0,38 0,65 564 1576 827 SL 175 M5-JSA m-si 175,1 5,2 44,1 4,8 36,7-0,37 0,65 509 1576 827 SL 175 M6-JTO p-si 170,2 7,2 33,3 6,4 26,6-0,45 0,49 254 1576 827 SL 180 p-si 181,4 7,7 30,4 7,2 25,2-0,43 0,29 292 1636 827 SL 193Wp p-si 192,9 5,1 48,2 4,9 39,8-0,50 0,69 735 1725 795 SL 196Wp p-si 196,3 7,4 34,7 6,8 28,7-0,43 0,35 339 1725 795 SLP 180 M+6-JTO p-si 180,1 7,3 33,8 6,8 26,6-0,45 0,47 340 1576 827 SLP 180 M5-JDE m-si 180,4 5,2 44,9 4,8 37,5-0,38 0,61 599 1576 827 SLP 185 M+6-JTO p-si 185,1 7,4 34,1 7,0 26,6-0,45 0,47 367 1576 827 SLP 190 M+6-JTO p-si 189,9 7,5 34,1 7,1 26,6-0,45 0,45 391 1576 827 SLP 190 M5-JDE m-si 185,3 5,2 45,0 4,9 37,5-0,38 0,59 682 1576 827 X 160Wp m-si 160,3 4,9 42,9 4,6 34,7-0,50 0,74 693 1575 795 X 165 p-si 163,8 4,9 43,9 4,5 36,4-0,43 0,68 585 1636 827 X165 M5-JDE p-si 165,1 4,9 43,9 4,5 36,6-0,38 0,65 612 1576 827 X165 M5-JSA p-si 165,2 5,0 43,8 4,6 36,3-0,37 0,69 542 1576 827 X170 M5-JDE p-si 170,1 5,1 44,4 4,6 36,9-0,38 0,69 495 1576 827 X170 M5-JSA p-si 170,2 5,1 43,9 4,7 36,6-0,37 0,65 516 1576 827 X175 M5-JDE p-si 175,1 5,1 44,6 4,7 37,1-0,38 0,65 564 1576 827 X175 M5-JSA p-si 175,1 5,2 44,1 4,8 36,7-0,37 0,65 509 1576 827 Solartec RADIX72-102 m-si 102,2 6,5 21,4 5,9 17,2-0,50 0,31 216 1315 660 RADIX72-106 m-si 106,1 6,7 21,5 6,1 17,4-0,50 0,29 203 1315 660 RADIX72-110 m-si 92,6 6,8 21,5 5,3 17,6-0,50 1,34 17 1315 660 RADIX72-113 m-si 112,9 6,9 21,6 6,3 17,8-0,41 0,25 202 1315 660 SG36-051 m-si 51,1 3,3 21,4 3,0 17,2-0,50 0,64 378 988 439 SG36-053 m-si 53,1 3,4 21,5 3,1 17,4-0,50 0,59 406 988 439 SG36-054 m-si 53,7 3,5 21,5 3,1 17,1-0,41 0,65 365 985 440 SG36-055 m-si 55,1 3,4 21,5 3,1 17,6-0,50 0,53 407 988 439 SG36-056 m-si 55,9 3,5 21,5 3,2 17,4-0,41 0,56 391 985 440 SG36-058 m-si 57,6 3,6 21,6 3,3 17,6-0,41 0,52 416 985 440 SG72-108 m-si 107,6 7,0 21,5 6,3 17,1-0,41 0,32 185 1293 650 SG72-112 m-si 111,5 7,0 21,5 6,4 17,4-0,41 0,28 193 1293 650 SG72-116 m-si 114,9 7,1 21,6 6,5 17,6-0,41 0,26 206 1293 650 SG72-118 m-si 117,7 7,2 21,6 6,7 17,7-0,41 0,24 212 1293 650 SI36-55 m-si 54,8 3,4 21,6 3,2 17,4-0,50 0,56 505 1304 340 SSW36-54 m-si 53,7 3,5 21,5 3,1 17,1-0,41 0,65 365 970 440 SSW36-56 m-si 55,9 3,5 21,5 3,2 17,4-0,41 0,56 391 970 440 SSW36-58 m-si 57,6 3,6 21,6 3,3 17,6-0,41 0,52 416 970 440 SSW72-08 m-si 107,6 8,0 21,5 6,3 17,1-0,41 1,23 23 1320 660 SSW72-12 m-si 111,5 7,0 21,5 6,4 17,4-0,41 0,28 193 1320 660 SSW72-16 m-si 114,9 7,1 21,6 6,5 17,6-0,41 0,26 206 1320 660 SSW72-18 m-si 117,7 7,2 21,6 6,7 17,7-0,41 0,24 212 1320 660 STR36-50 m-si 51,9 3,3 21,5 3,0 17,4-0,50 0,60 419 1005 453

A.2 Solargenerator 361 Tabelle A.2.1.86. 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 0,56 447 1005 453 STR36-56 m-si 54,9 3,3 21,6 3,1 17,7-0,50 0,52 462 1005 453 Solartechnics GS-44S614 a-si(1) 44,4 1,5 48,5 1,3 35,5-0,20 14,18 1121 1252 642 Solartron SC 120-36 m-si 120,0 7,5 21,5 7,1 16,9-0,50 0,28 245 1425 652 SC 120-72 m-si 119,6 7,7 21,0 7,1 16,8-0,50 0,26 188 1456 731 SC 55 m-si 54,8 3,5 21,7 3,2 17,4-0,50 0,60 412 1293 329 SC 57 /12V m-si 74,8 4,8 21,7 4,4 17,0-0,50 0,48 314 1220 527 SC 57 /6V m-si 74,8 9,6 10,9 8,8 8,5-0,50 0,12 79 1220 527 Solarwatt A 10-15 GET AK m-si 10,3 0,8 24,5 0,6 18,0-0,34 22,50 292 593 346 A 15-30 GET AK m-si 15,8 0,6 49,0 0,4 36,0-0,34 57,65 1246 593 505 A10-30GET AK a-si(1) 10,1 0,4 49,0 0,3 36,0-0,20 91,11 1122 586 339 A5-15GET AK a-si(1) 5,0 0,4 24,5 0,3 18,0-0,20 45,55 561 339 302 E25-36 GET AK Laminat m-si 26,0 1,6 21,0 1,5 17,3-0,34 1,02 862 527 457 E25-36 GET AK Rahmen m-si 26,0 1,6 21,1 1,5 17,3-0,34 1,06 871 510 440 E51-36 GET AK m-si 51,9 3,3 21,1 3,0 17,3-0,50 0,53 447 1017 481 E51-36 TEA LK m-si 51,9 3,3 21,1 3,0 17,3-0,55 0,53 447 1000 464 EP 100-48 GEG LK, 105W p-si 105,1 4,9 29,2 4,4 24,0-0,40 0,54 295 1310 675 EP 100-48 GET AK, 100W m-si 100,1 4,6 28,4 4,2 24,0-0,50 0,44 316 1282 644 EP 100-48 GET LK, 100W m-si 99,8 4,6 28,4 4,2 24,0-0,55 0,45 308 1310 675 EP 100-72 GEG LK, 100W m-si 100,3 3,2 42,6 2,9 34,6-0,55 1,21 807 1310 675 EP 100-72 GEG LK, 105W p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1,24 670 1310 675 EP 100-72 GEG LK, 110W p-si 110,2 3,3 44,1 3,1 36,0-0,40 1,11 931 1310 675 EP 115-54 GET AK p-si 115,0 4,9 32,6 4,3 27,0-0,40 0,64 252 985 985 EP 14-36 GET AK m-si 14,0 0,8 22,0 0,8 18,0-0,50 2,07 2207 576 250 EP 170-80 GET AK m-si 168,3 4,7 47,3 4,4 38,0-0,50 0,87 851 1282 1086 EP 28-36 GET AK m-si 27,5 1,7 22,0 1,5 18,0-0,50 1,08 948 527 457 EP 55-36 GET AK p-si 55,1 3,3 22,0 3,1 18,0-0,40 0,54 463 1017 481 M 1,3-17 PRK EK m-si 1,3 0,2 10,2 0,2 8,4-0,50 7,25 1137 272 95 M 110-72 GEG LK, 105W m-si 105,1 3,3 42,9 3,0 34,8-0,55 1,17 809 1310 675 M 110-72 GEG LK, 112W m-si 111,8 3,4 43,3 3,1 35,6-0,55 1,03 814 1310 675 M 120-72 GEG LK, 115W m-si 115,1 3,5 43,9 3,2 36,3-0,55 1,00 817 1310 675 M 120-72 GEG LK, 120W m-si 119,8 3,5 44,0 3,3 36,4-0,55 0,92 944 1310 675 M 120-72 GET LK Blackline m-si 112,1 3,4 43,9 3,1 36,4-0,34 1,00 841 1310 675 M 15-36 GET AK m-si 20,917,1 0,9 22,0 1,0-0,34 0,02 0 676 250 M 15-36 TEA LK m-si 20,917,1 0,9 22,0 1,0-0,34 0,02 0 550 235 M 2,6-34 PRK EK m-si 2,6 0,2 20,4 0,2 17,0-0,34 33,03 725 272 158

362 Anhang Tabelle A.2.1.87. 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 30-36 GET AK Laminat m-si 30,2 1,8 22,2 1,7 18,0-0,34 1,04 921 510 440 M 30-36 GET AK Rahmen m-si 28,2 1,9 22,0 1,7 17,1-0,34 1,84 582 527 457 M 30-36 TEA LK m-si 29,9 1,9 22,1 1,8 17,1-0,34 1,29 843 540 440 M 60-36 TEA LK m-si 60,0 3,8 22,0 3,5 17,1-0,34 0,63 417 1010 440 M110-72 GEG LK m-si 109,1 3,4 43,1 3,1 35,2-0,45 1,10 800 1310 675 M110-72 GET AK m-si 109,1 3,4 43,1 3,1 35,2-0,34 1,10 800 1316 681 M115-50 GEG-opaque LK m-si 115,8 5,0 31,0 4,7 24,8-0,34 0,56 470 1490 755 M120-72 GEG LK, 108W m-si 108,6 3,4 43,2 3,1 34,7-0,46 1,20 800 1310 675 M120-72 GET LK 110W m-si 109,8 3,3 43,9 3,0 36,3-0,47 1,04 860 1310 675 M120-72 GET LK 112W m-si 111,8 3,4 43,9 3,1 36,3-0,47 1,02 845 1310 675 M120-72 GET LK Blackl., 108W m-si 108,6 3,4 43,2 3,1 34,7-0,46 1,20 800 1310 675 M120-72 GET LK, 108W m-si 108,6 3,4 43,2 3,1 34,7-0,46 1,20 800 1282 644 M135-55 GEG LK m-si 137,8 5,5 33,6 5,0 27,5-0,34 0,52 388 1526 716 M135-55 GEG LK ISO m-si 137,8 5,5 33,6 5,0 27,5-0,34 0,52 388 1550 800 M135-55 GET AK m-si 138,9 5,5 33,6 5,1 27,5-0,34 0,52 381 1526 716 M135-55 GET LK m-si 138,9 5,5 33,6 5,1 27,5-0,34 0,52 381 1526 716 M140-36 GEG LK/101 m-si 101,0 6,9 20,5 6,0 16,8-0,50 0,31 111 1520 710 M140-36 GEG LK/135 m-si 135,4 8,6 22,0 7,4 18,3-0,50 0,25 82 1520 710 M140-36 GEG LK/140 m-si 140,4 8,6 22,1 7,6 18,4-0,50 0,22 121 1520 710 M140-36 GEG LK/98 m-si 98,0 6,9 20,4 5,9 16,7-0,50 0,36 80 1520 710 M180-48 GET AK m-si 181,0 8,4 29,1 7,7 23,5-0,34 0,31 231 2000 680 M220-60 GET AK m-si 222,3 8,5 36,5 7,7 28,8-0,34 0,46 269 1680 990 M220-60 GET AK/151 m-si 151,0 6,4 32,3 6,1 24,8-0,50 0,54 420 1680 990 M220-60 GET AK/154 m-si 154,0 6,5 32,5 6,2 25,0-0,50 0,54 409 1680 990 M220-60 GET AK/158 m-si 158,0 6,6 32,6 6,3 25,2-0,50 0,52 404 1680 990 M220-60 GET AK/162 m-si 162,1 6,7 32,7 6,4 25,4-0,50 0,50 415 1680 990 M220-60 GET AK/165 m-si 165,0 6,8 32,9 6,4 25,7-0,50 0,49 388 1680 990 M220-60 GET AK/169 m-si 168,9 6,9 33,1 6,5 25,9-0,50 0,48 380 1680 990 M220-60 GET AK/172 m-si 172,0 7,1 33,3 6,6 26,1-0,50 0,48 366 1680 990 M220-60 GET AK/210 m-si 210,1 8,0 35,7 7,5 28,2-0,50 0,44 340 1680 990

A.2 Solargenerator 363 Tabelle A.2.1.88. 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 M220-60 GET AK/215 m-si 215,3 8,1 35,9 7,6 28,4-0,50 0,43 338 1680 990 M220-60 GET AK/220 m-si 220,5 8,3 36,0 7,7 28,6-0,50 0,41 334 1680 990 M220-60 GET AK/225 m-si 225,2 8,3 36,1 7,8 28,8-0,50 0,40 341 1680 990 M220-60 GET AK/230 m-si 230,5 8,5 36,3 7,9 29,1-0,50 0,39 324 1680 990 M220-60 GET AK/235 m-si 235,3 8,6 36,5 8,0 29,3-0,50 0,38 316 1680 990 M220-60 GET AK/240 m-si 240,4 8,8 36,7 8,2 29,5-0,50 0,38 310 1680 990 M220-60 GET LK m-si 222,3 8,5 36,5 7,7 28,8-0,34 0,46 269 1680 990 M230-96 GET AK m-si 226,0 5,2 59,4 4,9 46,5-0,34 1,16 875 1610 1060 M230-96 GET AK/215 m-si 215,3 5,1 58,3 4,6 47,0-0,50 1,11 687 1610 1060 M230-96 GET AK/220 m-si 220,4 5,1 58,5 4,7 47,4-0,50 1,05 695 1610 1060 M230-96 GET AK/225 m-si 225,6 5,2 58,7 4,7 47,6-0,50 1,02 707 1610 1060 M230-96 GET AK/230 m-si 230,4 5,3 58,9 4,8 47,7-0,50 1,00 731 1610 1060 M230-96 GET AK/235 m-si 235,2 5,4 59,1 4,9 47,8-0,50 1,00 697 1610 1060 M230-96 GET AK/240 m-si 240,5 5,5 59,2 5,0 48,0-0,50 0,97 682 1610 1060 M230-96 GET AK/245 m-si 245,3 5,6 59,3 5,1 48,1-0,50 0,96 669 1610 1060 M230-96 GET AK/250 m-si 250,2 5,7 59,4 5,2 48,3-0,50 0,92 696 1610 1060 M230-96 GET LK m-si 226,0 5,2 59,4 4,9 46,5-0,34 1,16 875 1610 1060 M30-18 GEG K m-si 28,8 3,5 11,0 3,2 9,1-0,47 0,25 205 1095 395 M60-36 GET AK m-si 60,0 3,8 22,0 3,5 17,1-0,50 0,63 417 1017 481 P 11-36 GET AK Laminat p-si 11,9 0,8 21,4 0,7 16,8-0,40 2,88 1995 559 233 P 11-36 GET AK Rahmen p-si 11,9 0,8 21,4 0,7 16,8-0,40 2,88 1995 576 250 P 170-72 GET AK, 168W p-si 168,2 5,1 44,2 4,8 34,9-0,40 0,82 729 1610 800 P 20-36 GET AK p-si 19,8 1,2 22,1 1,1 18,0-0,40 1,62 1131 310 650 P 210-96 GET AK p-si 209,910,1 28,9 9,3 22,5-0,40 0,31 208 1610 1060 P 23-36 GET AK Laminat p-si 11,9 1,5 21,4 0,7 16,8-0,40 0,53 13 510 440 P 23-36 GET AK Rahmen p-si 11,8 1,5 21,4 0,7 16,8-0,40 0,33 13 527 457 P 30-36 GET AK p-si 29,9 1,8 22,1 1,7 18,0-0,40 1,07 772 420 650 P 35-16 GEG LK p-si 35,0 4,9 9,6 4,4 8,0-0,40 0,16 106 1095 395 P 40-36 GET AK p-si 39,8 2,4 22,1 2,2 18,0-0,40 0,80 586 540 650 P 47-36 GET AK p-si 47,5 3,1 21,4 2,8 16,8-0,40 0,72 500 1017 481 P 47-36 TEA LK p-si 47,5 3,1 21,4 2,8 16,8-0,40 0,72 500 1000 464 P 60-36 GET AK p-si 59,6 3,6 22,1 3,3 18,0-0,40 0,53 386 760 650

364 Anhang Tabelle A.2.1.89. 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 P100-72 GEG LK 100W p-si 101,0 3,2 42,6 2,9 34,6-0,40 1,19 852 1310 675 P100-72 GEG LK 105W p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1,24 670 1310 675 P100-72 GET AK 100W p-si 100,3 3,2 42,6 2,9 34,6-0,40 1,21 807 1282 644 P100-72 GET AK 105W p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1,24 670 1282 644 P100-72 GET LK 105W p-si 105,1 3,3 43,9 2,9 36,0-0,40 1,24 670 1310 675 P110-50 GEG opaque LK m-si 110,1 7,5 19,6 6,9 16,0-0,34 0,22 182 1490 755 P180-120 GET AK 175W p-si 174,9 9,7 24,5 8,9 19,7-0,37 0,24 168 1282 1086 P180-120 GET AK 180W p-si 180,010,0 24,6 9,1 19,8-0,37 0,23 155 1282 1086 P210-60 GET AK p-si 210,0 7,6 36,8 7,0 30,0-0,37 0,41 330 1680 990 P210-60 GET AK/200 p-si 200,8 7,8 36,1 7,2 28,0-0,46 0,51 339 1680 990 P210-60 GET AK/205 p-si 205,1 7,9 36,2 7,3 28,1-0,46 0,50 340 1680 990 P210-60 GET AK/215 p-si 215,4 8,2 36,5 7,6 28,3-0,46 0,48 346 1680 990 P210-60 GET AK/220 p-si 220,4 8,3 36,6 7,8 28,4-0,46 0,47 345 1680 990 P210-60 GET AK/225 p-si 225,1 8,4 36,7 7,9 28,6-0,46 0,45 339 1680 990 P210-60 GET AK/230 p-si 235,2 8,5 36,9 8,0 29,4-0,46 0,40 344 1680 990 P210-60 GET LK p-si 205,0 8,2 36,7 7,3 28,0-0,37 0,72 259 1680 990 P220-96 GET AK 210W p-si 209,910,1 28,9 9,3 22,5-0,37 0,31 208 1610 1060 P220-96 GET AK 220W p-si 220,010,4 29,1 9,7 22,8-0,37 0,29 209 1610 1060 P220-96 GET AK S p-si 220,5 4,9 59,1 4,5 49,0-0,37 0,91 830 1610 1060 P220-96 GET LK p-si 220,5 9,7 29,6 9,0 24,5-0,37 0,23 210 1610 1060 Power 70-72 GEG LK 100W p-si 100,3 3,2 42,6 2,9 34,6-0,40 1,21 807 1310 675 Power 70-72 GEG LK 65W m-si 65,0 2,9 40,0 2,3 28,0-0,50 9,37 385 1310 675 Power 70-72 GEG LK 70W m-si 70,1 2,9 41,8 2,4 29,2-0,50 8,40 516 1310 675 SolarWorld GPV 102 P p-si 102,0 3,2 42,0 3,0 34,0-0,50 1,11 1007 1293 650 GPV 150 M-R/24V m-si 150,1 4,0 44,1 4,3 34,9-0,50 1,49 3 1580 790 GPV 150 P p-si 149,6 4,7 43,0 4,4 34,0-0,50 0,88 710 1580 790 GPV 51 P p-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0,65 525 1293 330 GPV 61W m-si 61,2 3,2 25,8 3,0 20,4-0,50 0,77 630 1198 448 GPV 75 P p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0,44 355 1200 532 SM 150-12V m-si 150,5 9,2 21,5 8,6 17,5-0,50 0,19 176 1580 790 SM 150-12V-LAM m-si 150,5 9,2 21,5 8,6 17,5-0,50 0,19 176 1579 806 SM 150P-12V-LAM m-si 149,6 9,4 21,5 8,8 17,0-0,50 0,22 177 1597 806 SM 165-12V m-si 164,610,1 21,6 9,3 17,7-0,50 0,18 145 1580 790

A.2 Solargenerator 365 Tabelle A.2.1.90. 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 165-12V-LAM m-si 164,610,1 21,6 9,3 17,7-0,50 0,18 145 1579 806 SM 51 m-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0,65 525 1293 330 Sunmodule Plus SW 170 mono m-si 170,4 5,2 44,2 4,8 35,5-0,47 0,78 599 1610 810 Sunmodule Plus SW 180 mono m-si 180,0 5,4 44,6 5,0 36,0-0,47 0,73 590 1610 810 Sunmodule Plus SW 205 poly p-si 205,2 7,8 36,0 7,2 28,5-0,48 0,46 330 1675 1001 Sunmodule Plus SW 215 poly p-si 214,6 8,0 36,4 7,4 29,0-0,48 0,43 328 1675 1001 Sunmodule Plus SW 225 poly p-si 224,2 8,2 36,8 7,6 29,5-0,48 0,41 325 1675 1001 SW 051 m-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0,65 525 985 440 SW 051-D p-si 51,0 3,2 21,5 3,0 17,0-0,50 0,65 525 1293 330 SW 075 m-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0,44 355 1200 489 SW 075-D p-si 74,8 4,7 21,5 4,4 17,0-0,50 0,44 355 1200 532 SW 085 m-si 85,1 5,2 21,5 4,9 17,5-0,50 0,34 318 1200 532 SW 123-S p-si 123,0 7,6 21,8 7,2 17,2-0,50 0,27 220 1499 662 SW 150 poly p-si 149,6 4,9 43,0 4,4 34,0-0,50 0,93 566 1610 810 SW 150-D/24V p-si 149,6 4,7 43,0 4,4 34,0-0,50 0,88 710 1580 790 SW 155 m-si 154,0 4,7 43,3 4,4 35,0-0,50 0,79 702 1580 790 SW 155 mono m-si 156,6 4,9 43,1 4,5 34,8-0,50 0,79 595 1620 820 SW 155 mono 12V m-si 157,510,4 21,1 9,4 16,8-0,50 0,21 124 1610 810 SW 155 mono 24V m-si 157,5 5,2 42,1 4,7 33,5-0,50 0,83 497 1610 810 SW 155 mono ST m-si 155,1 4,9 43,2 4,5 34,4-0,33 0,85 616 1610 810 SW 155 poly p-si 156,6 4,9 43,3 4,5 34,8-0,29 0,82 601 1610 810 SW 160 mono m-si 161,0 5,0 43,8 4,6 35,0-0,47 0,83 607 1610 810 SW 160 poly p-si 160,5 5,0 43,2 4,6 34,9-0,50 0,77 591 1610 810 SW 160-C 12V p-si 160,2 9,8 21,6 9,1 17,6-0,42 0,18 159 1610 810 SW 160-C 24V p-si 158,4 4,9 43,2 4,5 35,2-0,42 0,76 589 1610 810 SW 165 m-si 166,4 5,1 43,2 4,7 35,4-0,50 0,69 576 1580 790 SW 165 mono m-si 165,9 5,2 44,1 4,7 35,3-0,29 0,85 516 1610 810 SW 165 mono 12V m-si 166,110,6 21,5 9,6 17,3-0,50 0,20 124 1610 810 SW 165 mono 24V m-si 166,1 5,3 43,0 4,8 34,6-0,50 0,78 497 1610 810 SW 165 mono ST m-si 165,0 5,0 43,6 4,7 34,8-0,33 0,79 683 1610 810 SW 165 poly p-si 163,3 5,1 43,9 4,6 35,5-0,29 0,82 505 1610 810 SW 165 poly 12V p-si 163,310,2 22,0 9,2 17,8-0,50 0,20 126 1610 810 SW 165-C 12V p-si 165,110,2 21,6 9,3 17,7-0,42 0,18 138 1610 810 SW 165-C 24V p-si 165,1 5,1 43,2 4,7 35,4-0,42 0,72 552 1610 810 SW 165-S p-si 165,0 5,1 43,8 4,8 34,6-0,50 0,83 662 1575 826 SW 170 m-si 170,0 5,2 44,2 4,8 35,5-0,50 0,78 591 1610 810 SW 175 m-si 173,7 5,3 43,9 4,9 35,5-0,50 0,73 586 1580 790 SW 175 mono m-si 174,9 5,4 44,4 4,9 35,7-0,29 0,79 512 1610 810 SW 175 mono ST m-si 174,2 5,2 44,2 5,0 35,2-0,33 0,77 712 1610 810 SW 175 poly p-si 176,4 5,3 44,2 4,9 36,0-0,29 0,70 584 1610 810 SW 175-S m-si 175,2 5,3 44,8 5,0 35,4-0,50 0,82 655 1575 826 SW 180 m-si 180,4 5,4 44,6 5,0 36,0-0,50 0,73 598 1610 810 SW 185 mono m-si 183,6 5,5 44,5 5,1 36,0-0,29 0,70 582 1610 810 SW 200 poly p-si 200,2 7,6 36,2 7,0 28,6-0,50 0,48 337 1675 1001 SW 200-S p-si 200,1 7,5 36,0 7,0 28,5-0,50 0,46 372 1637 994 SW 205 p-si 205,2 7,8 36,2 7,2 28,5-0,50 0,47 334 1675 1001 SW 210 poly p-si 210,2 7,8 36,4 7,2 29,2-0,48 0,43 329 1675 1001 SW 215 p-si 215,0 8,0 36,5 7,4 28,9-0,50 0,44 341 1675 1001

366 Anhang Tabelle A.2.1.91. 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 0,42 355 1675 1001 SW 225 p-si 225,1 8,2 36,8 7,6 29,5-0,50 0,41 341 1675 1001 Solec S-008 m-si 8,0 0,5 21,3 0,5 17,1-0,50 3,76 3338 259 259 S-012 m-si 12,0 0,8 21,3 0,7 17,1-0,50 2,54 2140 356 330 S-020 m-si 20,0 1,3 21,3 1,2 17,1-0,50 1,52 1305 406 432 S-025 m-si 25,0 1,6 21,3 1,5 17,1-0,50 1,21 1045 667 330 S-055 m-si 55,1 3,4 21,3 3,2 17,1-0,50 0,55 474 1289 330 S-100D 12V m-si 100,0 6,3 21,3 5,9 17,1-0,50 0,30 258 1289 648 S-100D 24V m-si 99,9 3,1 42,6 2,9 34,2-0,50 1,22 1023 1289 648 S-110D m-si 110,1 3,4 42,6 3,2 34,2-0,50 1,10 948 1289 648 S-110D 12V m-si 110,0 6,9 21,3 6,4 17,1-0,50 0,28 233 1289 648 S-110D 24V m-si 110,1 3,4 42,6 3,2 34,2-0,50 1,10 948 1289 648 SQ-080 m-si 80,0 5,0 21,3 4,7 17,1-0,50 0,38 322 1321 584 SQ-090 m-si 89,9 5,6 21,3 5,3 17,1-0,50 0,34 287 1321 584 Solex FSM-190-24 m-si 189,8 6,6 44,2 5,5 34,5-0,50 2,03 162 1570 810 FSM-60-12 m-si 60,0 3,8 21,0 3,5 17,0-0,50 0,48 379 987 452 FSM-90-12 m-si 90,1 5,9 21,3 5,3 17,0-0,50 0,37 227 1198 530 Solibro SL1-65 CIS 65,0 1,6 68,5 1,3 51,2-0,45 23,05 861 1190 630 SL1-65F CIS 65,0 1,6 68,5 1,3 51,2-0,45 23,05 861 1196 636 SL1-70 CIS 69,9 1,6 70,3 1,3 53,8-0,45 17,91 985 1190 630 SL1-70F CIS 69,9 1,6 70,3 1,3 53,8-0,45 17,91 985 1196 636 SL1-75 CIS 75,1 1,6 71,5 1,4 55,6-0,45 11,01 1485 1190 630 SL1-75F CIS 75,1 1,6 71,5 1,4 55,6-0,45 11,01 1485 1196 636 SL1-80 CIS 79,9 1,6 72,5 1,4 57,1-0,45 6,36 2098 1190 630 SL1-80F CIS 79,9 1,6 72,5 1,4 57,1-0,45 6,36 2098 1196 636 SL1-85F CIS 85,0 1,6 73,5 1,4 59,0-0,45 4,67 2520 1190 630 Solon alpha m-si 70,1 4,5 21,1 4,2 16,7-0,50 0,45 358 1205 543 beta m-si 150,5 8,8 23,5 7,8 19,3-0,50 0,25 127 1351 1064 Solo 50 p-si 48,8 4,8 13,5 4,4 11,1-0,50 0,23 183 1190 330 SOLON 230/6+ m-si 230,0 8,7 36,6 7,9 29,3-0,43 0,42 252 1660 990 SOLON 72 W p-si 71,9 4,7 21,2 4,2 17,0-0,43 0,45 264 1220 560 SOLON M110 m-si 111,0 3,3 42,4 3,1 35,8-0,45 0,80 964 1315 660 SOLON M180 M6 m-si 180,0 6,7 34,6 6,0 30,0-0,40 0,30 240 1600 950 SOLON M180/6 m-si 179,6 7,6 34,6 6,7 26,8-0,45 0,70 239 1600 950 SOLON M210/6 m-si 210,0 7,6 37,3 7,0 30,0-0,45 0,45 340 1600 950 SOLON M230/6+(205W) m-si 204,8 8,4 35,4 7,7 26,6-0,43 0,55 319 1660 990 SOLON M230/6+ (210W) m-si 210,0 8,4 35,7 7,8 27,1-0,43 0,51 317 1660 990 SOLON M230/6+ (215W) m-si 215,3 8,5 35,9 7,8 27,6-0,43 0,48 314 1660 990 SOLON M230/6+ (220W) m-si 220,6 8,6 36,1 7,9 28,1-0,43 0,46 298 1660 990 SOLON M230/6+ (225W) m-si 225,3 8,6 36,4 7,9 28,7-0,43 0,44 283 1660 990 SOLON M230/6+ (230W) m-si 230,0 8,7 36,6 7,9 29,3-0,43 0,42 252 1660 990 SOLON M230/6+ (235W) m-si 235,4 8,8 36,9 7,9 29,8-0,43 0,41 236 1660 990

A.2 Solargenerator 367 Tabelle A.2.1.92. 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 0,39 202 1660 990 SOLON P 200(Q200) m-si 199,8 5,0 53,0 4,5 44,4-0,50 0,81 567 1480 1060 SOLON P100 p-si 98,8 3,2 42,8 2,8 35,3-0,43 1,30 531 1315 660 SOLON P100 TL p-si 100,3 6,4 21,0 5,8 17,3-0,43 0,27 194 1308 653 SOLON P100 TR p-si 100,3 6,4 21,0 5,8 17,3-0,43 0,27 194 1315 660 SOLON P120 Q6 p-si 119,9 7,3 22,1 6,6 18,3-0,40 0,25 164 1440 660 SOLON P120/6 p-si 120,1 7,5 22,0 6,9 17,4-0,43 0,29 216 1440 660 SOLON P130/6+ p-si 131,4 7,8 22,1 7,3 18,0-0,43 0,23 214 1500 680 SOLON P130/6+(120W) p-si 121,4 7,5 21,9 6,9 17,6-0,43 0,27 201 1500 680 SOLON P130/6+(125W) p-si 125,3 7,6 22,0 7,0 17,9-0,43 0,25 198 1500 680 SOLON P130/6+(130W) p-si 129,8 8,1 21,9 7,5 17,3-0,43 0,27 206 1500 680 SOLON P130/6+(135W) p-si 135,5 8,1 22,1 7,7 17,6-0,43 0,25 227 1500 680 SOLON P150 (17V) p-si 150,5 9,6 21,2 8,8 17,1-0,43 0,20 148 1600 800 SOLON P150 (34V) p-si 150,5 4,8 42,4 4,4 34,2-0,43 0,81 591 1600 800 SOLON P160 Q6 p-si 160,0 7,3 30,4 6,3 25,4-0,40 0,40 127 1600 800 SOLON P160/6 p-si 160,0 7,1 31,6 6,3 25,4-0,43 0,47 226 1600 800 SOLON P165/5(18V) p-si 164,7 10,0 22,0 9,0 18,3-0,43 0,18 120 1600 800 SOLON P165/5 (36V) p-si 164,7 5,0 44,0 4,5 36,6-0,43 0,71 478 1600 800 SOLON P180/6+ p-si 180,2 7,8 30,7 7,2 25,2-0,43 0,32 257 1660 830 SOLON P180/6+(165W) p-si 164,8 7,4 30,4 6,7 24,6-0,43 0,38 249 1660 830 SOLON P180/6+(170W) p-si 170,2 7,5 30,5 7,2 23,8-0,43 0,40 346 1660 830 SOLON P180/6+(175W) p-si 175,2 7,7 30,6 7,3 24,0-0,44 0,39 330 1660 830 SOLON P180/6+(180W) p-si 180,3 8,2 30,5 7,5 24,2-0,43 0,38 251 1660 830 SOLON P180/6+(185W) p-si 185,0 8,3 30,6 7,6 24,5-0,44 0,35 248 1660 830 SOLON P200 (22V) p-si 199,810,0 26,5 9,0 22,2-0,43 0,20 142 1480 1060 SOLON P200 (44V) p-si 199,8 5,0 53,0 4,5 44,4-0,43 0,81 567 1480 1060 SOLON P200 Q6 p-si 199,9 7,3 36,8 6,8 29,4-0,40 0,47 377 1600 950 SOLON P200/5 (21V) p-si 199,5 9,9 26,8 9,3 21,5-0,43 0,24 211 1480 1060 SOLON P200/5 (42V) p-si 199,5 5,0 53,5 4,7 42,9-0,43 0,96 845 1480 1060 SOLON P200/6 p-si 200,1 7,5 36,6 6,9 29,0-0,43 0,49 342 1600 950 SOLON P200/6 (190W) p-si 189,8 7,0 36,5 6,5 29,2-0,43 0,48 383 1600 950 SOLON P200/6 (200W) p-si 199,9 7,3 36,8 6,8 29,4-0,43 0,47 377 1600 950 SOLON P220/6+ p-si 219,6 7,9 37,8 7,2 30,5-0,44 0,44 307 1660 990 SOLON P220/6+(200W) p-si 200,2 7,8 35,5 7,2 27,8-0,44 0,48 330 1660 990 SOLON P220/6+(205W) p-si 205,1 7,6 36,6 7,0 29,3-0,44 0,45 336 1660 990 SOLON P220/6+(210W) p-si 210,1 8,1 36,1 7,5 28,2-0,44 0,48 317 1660 990

368 Anhang Tabelle A.2.1.93. 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 0,46 315 1660 990 SOLON P220/6+(220W) p-si 219,6 8,3 36,4 7,7 28,7-0,44 0,44 312 1660 990 SOLON P220/6+(225W) p-si 224,6 8,5 36,5 7,8 28,8-0,44 0,44 297 1660 990 SOLON P220/6+(230W) p-si 229,8 8,6 36,8 8,0 28,9-0,44 0,44 312 1660 990 SOLON P220/6+(235W) p-si 234,9 8,7 36,9 8,1 29,0-0,44 0,43 321 1660 990 SOLON T130/6+ m-si 131,4 7,8 22,1 7,3 18,0-0,50 0,23 214 1500 680 SOLON T130/6+(120W) m-si 121,4 7,5 21,9 6,9 17,6-0,50 0,27 201 1500 680 SOLON T130/6+(125W) m-si 125,3 7,6 22,0 7,0 17,9-0,50 0,25 198 1500 680 SOLON T130/6+(135W) m-si 136,7 8,0 22,4 7,6 18,1-0,50 0,24 232 1500 680 SOLON T180/6+ m-si 182,5 7,8 30,7 7,3 25,0-0,50 0,32 298 1660 830 SOLON T180/6+(165W) m-si 164,8 7,4 30,4 6,7 24,6-0,50 0,38 249 1660 830 SOLON T180/6+(170W) m-si 171,1 7,5 30,5 6,9 24,8-0,50 0,35 276 1660 830 SOLON T180/6+(175W) m-si 176,8 7,7 30,6 7,1 24,9-0,50 0,34 274 1660 830 SOLON T180/6+(185W) m-si 187,2 7,9 30,9 7,4 25,3-0,50 0,31 296 1660 830 SOLON T220/6+ m-si 221,2 7,8 37,0 7,4 30,1-0,50 0,39 373 1660 990 SOLON T220/6+(200W) m-si 200,1 7,5 36,5 6,9 29,0-0,50 0,48 340 1660 990 SOLON T220/6+(205W) m-si 205,1 7,6 36,6 7,0 29,3-0,50 0,45 336 1660 990 SOLON T220/6+(210W) m-si 210,2 7,7 36,7 7,1 29,6-0,50 0,43 332 1660 990 SOLON T220/6+(215W) m-si 215,3 7,8 36,8 7,2 29,9-0,50 0,40 344 1660 990 SOLON T220/6+(225W) m-si 228,0 8,0 37,3 7,6 30,2-0,50 0,39 385 1660 990 Solsonica Solsonica 608/165W p-si 168,2 7,9 29,2 7,4 22,6-0,45 0,39 291 1347 998 Solsonica 608/170W p-si 172,3 8,0 29,4 7,5 22,9-0,45 0,38 290 1347 998 Solsonica 608/175W p-si 176,4 8,1 29,6 7,6 23,2-0,45 0,37 291 1347 998 Solsonica 608/180W p-si 180,6 8,2 29,8 7,7 23,5-0,45 0,36 290 1347 998 Solsonica 608/185W p-si 184,9 8,3 30,0 7,8 23,7-0,45 0,35 288 1347 998 Solsonica 610/210W p-si 210,3 7,9 36,7 7,4 28,4-0,45 0,49 367 1663 1979 Solsonica 610/215W p-si 215,1 8,0 36,9 7,5 28,7-0,45 0,48 364 1663 1979 Solsonica 610/220W p-si 220,0 8,1 37,1 7,6 29,0-0,45 0,46 362 1663 1979 Solsonica 610/225W p-si 224,9 8,2 37,3 7,7 29,3-0,45 0,45 363 1663 1979 Solsonica 610/230W p-si 229,9 8,3 37,5 7,8 29,6-0,45 0,43 361 1663 1979 Solsonica 610/235W p-si 235,0 8,4 37,7 7,9 29,9-0,45 0,42 359 1663 1979 Solsonica 612/250W p-si 246,7 7,8 43,9 7,3 33,8-0,45 0,61 445 1979 998 Solsonica 612/255W p-si 252,1 7,9 44,1 7,4 34,1-0,45 0,60 442 1979 998 Solsonica 612/260W p-si 257,6 8,0 44,3 7,5 34,4-0,45 0,58 439 1979 998 Solsonica 612/265W p-si 263,2 8,1 44,5 7,6 34,8-0,45 0,56 436 1979 998

A.2 Solargenerator 369 Tabelle A.2.1.94. 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 0,54 436 1979 998 Solsonica 612/275W p-si 274,7 8,2 44,9 7,8 35,4-0,45 0,52 434 1979 998 Solsonica 612/280W p-si 280,4 8,3 45,1 7,8 35,8-0,45 0,51 431 1979 998 Soltech M-SOL 110 WP m-si 110,0 3,2 43,2 3,1 35,3-0,50 1,04 1239 1328 668 M-SOL 160 WP m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0,82 616 1582 810 P-SOL 50Wp m-si 49,9 3,2 21,6 2,9 17,2-0,50 0,69 423 1008 453 P-SOL 75Wp m-si 75,0 4,8 21,3 4,3 17,4-0,50 0,40 256 1208 543 P-SOL 100Wp m-si 99,8 3,2 43,2 2,9 34,4-0,50 1,37 846 1328 668 P-SOL 110 WP p-si 110,0 3,2 43,2 3,1 35,3-0,50 1,04 1239 1328 668 P-SOL 160 WP p-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0,82 616 1582 810 PVS 60-12 a-si(1) 61,2 4,0 25,0 3,6 17,0-0,20 1,68 472 1549 787 PVS 60-24 a-si(1) 60,8 1,8 56,0 1,6 38,0-0,20 9,39 2237 1549 787 Solterra Sol 130 m-si 130,5 4,6 43,0 3,9 33,3-0,40 2,20 342 1596 798 Sol 140 m-si 139,8 4,8 43,6 4,1 34,1-0,40 1,94 318 1596 798 Sol 150 m-si 149,6 4,9 44,3 4,3 34,8-0,40 1,26 436 1596 798 Sol 150+ m-si 154,0 4,9 44,5 4,4 35,0-0,40 1,01 541 1596 798 Sol 155 H m-si 153,9 5,2 43,4 4,5 34,2-0,40 1,36 338 1596 798 Sol 160 H m-si 160,1 5,2 43,5 4,6 34,8-0,40 0,91 417 1596 798 Sol 165 H m-si 164,2 5,2 44,0 4,6 35,7-0,40 0,86 406 1596 798 Sol 170 H m-si 169,7 5,2 44,2 4,7 36,1-0,40 0,76 499 1596 798 Sol 175 H m-si 174,7 5,2 44,3 4,8 36,4-0,40 0,68 585 1596 798 Sol 180 H m-si 178,6 5,2 44,4 4,8 37,2-0,40 0,60 572 1596 798 Sol 70 m-si 70,1 4,8 21,6 4,1 17,2-0,40 0,93 127 1215 555 Sol 75 m-si 75,0 4,9 21,9 4,3 17,4-0,40 0,51 230 1215 555 Till 19 m-si 19,0 4,7 5,5 4,1 4,7-0,40 0,10 34 490 490 Sontor Sontor SN2 125 a-si/c-si124,9 1,7 128,0 1,3 96,8-0,40 47,07 505 1684 1056 Sontor SN2 130 a-si/c-si130,4 1,7 128,2 1,3 98,8-0,40 43,49 595 1684 1056 Sontor SN2 135 a-si/c-si134,9 1,7 128,4 1,3 100,7-0,40 38,39 654 1684 1056 Sontor SN2 140 a-si/c-si139,7 1,7 128,6 1,4 102,7-0,40 31,50 725 1684 1056 Sontor SN2 145 a-si/c-si145,4 1,7 128,8 1,4 104,6-0,40 21,88 925 1684 1056 Sovello AG SV-X-195 p-si 195,111,9 22,3 11,0 17,8-0,45 0,18 131 1650 951 SV-X-200 p-si 200,012,0 22,5 11,1 18,1-0,45 0,17 130 1650 951 SV-X-205 p-si 205,212,1 22,8 11,2 18,4-0,45 0,17 131 1650 951 SV-X-210 p-si 210,012,2 23,1 11,2 18,7-0,45 0,17 130 1650 951 Spheral Solar Power SSP PM 170 spher 169,311,8 23,2 9,3 18,2-0,50 0,98 19 1654 1283 SSP PM 185 spher 185,611,8 23,2 10,2 18,2-0,50 0,34 80 1654 1283 SSP PM 200 spher 200,211,8 23,2 11,0 18,2-0,50 0,20 150 1654 1283 SSP Superflex 25 spher 24,9 2,0 20,7 1,5 16,2-0,50 5,20 103 1062 422 SSP Superflex 50 spher 49,9 3,6 20,7 3,1 16,2-0,50 1,00 238 1537 502 SSP Superflex 75 spher 74,8 5,0 20,7 4,6 16,2-0,50 0,42 317 1537 722 Spire Solar Chicago SS75 m-si 76,5 4,8 24,2 4,5 17,0-0,50 0,87 428 1188 630 Star Unity Sunny Tile, Typ amorph a-si(1) 2,0 0,2 22,0 0,1 15,0-0,20 54,81 9223 440 260 Sunny Tile, Typ mono m-si 6,4 0,5 16,3 0,5 12,8-0,50 3,02 2492 440 260

370 Anhang Tabelle A.2.1.95. 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 SS6-1525 m-si 3,7 8,0 0,6 7,4 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 SS6-1550 m-si 3,7 8,1 0,6 7,4 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 SS6-1575 m-si 3,8 8,1 0,6 7,4 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 SS6-1600 m-si 3,8 8,2 0,6 7,5 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 SS6-1625 m-si 3,9 8,3 0,6 7,6 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 SS6-1650 m-si 4,0 8,3 0,6 7,6 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 SS6-1675 m-si 4,0 8,4 0,6 7,7 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 SS6-1700 m-si 4,1 8,5 0,6 7,7 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 SS6-1725 m-si 4,1 8,5 0,6 7,8 0,5-0,50 0,01 5 156,5 156,5 Sulfurcell SCG50-HV CIS 50,6 1,7 49,5 1,4 37,5-0,30 13,50 648 1256 655 SCG50-LV CIS 50,3 3,3 24,0 2,8 18,3-0,30 2,60 202 1256 656 SCG55-HV CIS 54,6 1,7 51,0 1,4 39,0-0,30 12,01 678 1256 656 SCG55-LV CIS 53,2 3,4 24,7 2,8 19,0-0,30 2,40 203 1256 656 SCG60-HV CIS 60,2 1,7 52,5 1,5 41,5-0,30 6,03 1008 1256 656 Sun Power SPR-200-BLK-I m-si 200,0 5,7 47,6 5,0 40,0-0,38 0,69 367 1559 798 SPR-205-BLK-I m-si 205,2 5,5 47,8 5,1 40,0-0,38 0,60 601 1559 798 SPR-210-BLK-I m-si 210,0 5,9 47,7 5,3 40,0-0,38 0,63 422 1559 798 SPR-210-WHT-I m-si 210,0 5,8 47,7 5,3 40,0-0,38 0,60 508 1559 798 SPR-215-BLK-I m-si 214,9 5,8 48,3 5,4 39,8-0,38 0,64 603 1559 798 SPR-220-WHT-I m-si 220,1 6,0 48,3 5,5 39,8-0,38 0,63 582 1559 798 SPR-230-WHT-D m-si 229,6 6,1 48,2 5,7 40,5-0,38 0,52 591 1559 798 SPR-305-WHT-D m-si 305,2 6,0 64,7 5,6 54,7-0,38 0,68 796 1559 1046 SPR-315-WHT-D m-si 315,1 6,1 64,7 5,8 54,7-0,38 0,65 783 1559 1046 Sun Tech Solar XTP 10-17 m-si 9,7 0,6 20,1 0,6 16,7-0,50 2,32 2402 322 277 XTP 135-17A p-si 124,6 7,9 21,2 7,2 17,3-0,50 0,23 169 1413 648 XTP 150-17 p-si 147,9 9,5 21,4 8,7 17,1-0,50 0,22 145 1550 688 XTP 20-17 A m-si 22,0 1,4 20,7 1,3 16,9-0,50 1,29 835 539 357 XTP 20-17 B m-si 19,8 1,3 20,3 1,2 16,8-0,50 1,26 929 539 357 XTP 50-17 B m-si 49,3 3,3 21,5 2,9 17,3-0,50 0,83 236 990 445 XTP 75-17 m-si 74,8 4,7 22,3 4,2 17,8-0,50 0,50 263 1130 525 XTP 80-17 m-si 84,8 5,5 21,1 4,9 17,3-0,50 0,35 194 1182 528 XTP180-26 p-si 179,9 7,7 33,5 6,8 26,5-0,50 0,54 210 1420 940 XTP180-34 m-si 178,6 5,8 44,8 5,1 35,3-0,45 1,00 383 1576 788 Sun Ware SW 3061/12Wp m-si 11,0 0,6 24,6 0,6 20,0-0,50 3,58 2713 467 249 SW 3062/18Wp m-si 16,6 0,9 24,6 0,8 20,0-0,50 2,34 1887 642 249 SW 3063//24Wp m-si 22,0 1,2 24,6 1,1 20,0-0,50 1,79 1356 467 459 SW 3064/36Wp m-si 33,0 1,8 24,6 1,7 20,0-0,50 1,19 904 638 459 SW 3065/48Wp m-si 44,0 2,4 24,6 2,2 20,0-0,50 0,89 678 838 499 SW 3066/70Wp m-si 66,0 3,6 24,6 3,3 20,0-0,50 0,60 452 638 891 SW 3265 24V/48Wp m-si 22,0 1,2 49,2 1,1 20,0-0,50 14,47 29 838 499 SW 3266 24V/70Wp m-si 32,0 1,7 48,0 1,6 20,0-0,50 9,22 18 638 891 SW 5065/48Wp m-si 44,0 2,4 24,0 2,2 20,0-0,50 0,74 639 780 460 SW 5066/69Wp m-si 66,0 3,6 24,0 3,3 20,0-0,50 0,49 426 600 890 Sungen SGM-160D m-si 160,1 5,1 41,8 4,6 34,5-0,37 0,66 528 1581 809 SGM-165D m-si 165,0 5,1 43,6 4,7 35,4-0,37 0,75 572 1581 809 SGM-170D m-si 167,3 5,2 44,2 4,8 35,0-0,37 0,84 634 1581 809 SGM-175D m-si 175,1 5,3 44,2 4,9 35,8-0,37 0,72 622 1581 809 SGM-180D m-si 179,9 5,4 44,2 5,0 36,2-0,37 0,67 585 1581 809

A.2 Solargenerator 371 Tabelle A.2.1.96. 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 0,41 170 1650 990 SGM-210P p-si 210,1 8,1 35,5 7,2 29,3-0,45 0,40 197 1650 990 SGM-220P p-si 219,9 8,4 35,9 7,5 29,4-0,45 0,40 215 1650 990 SGM-230P p-si 229,9 8,7 36,2 7,7 29,7-0,45 0,39 207 1650 990 SG-NH100-GS a-si(1) 100,1 1,8 96,5 1,4 71,5-0,19 34,08 806 1100 1400 SG-NH80-GS a-si(1) 80,2 1,5 93,5 1,2 68,0-0,19 41,38 1086 1100 1400 SG-NH85-GS a-si(1) 85,4 1,6 94,3 1,2 68,9-0,19 39,50 964 1100 1400 SG-NH90-GS a-si(1) 89,9 1,6 95,0 1,3 69,7-0,19 38,18 847 1100 1400 SG-NH95-GS a-si(1) 95,4 1,7 95,8 1,4 70,7-0,19 35,76 829 1100 1400 Sunlink SL110-12 p-si 120,1 7,5 21,6 7,0 17,2-0,47 0,27 215 1483 665 SL160-24 p-si 176,0 5,1 44,1 5,0 35,2-0,47 0,75 814 1580 808 SL190-27 p-si 199,5 8,0 33,5 7,3 27,4-0,47 0,36 260 1496 1000 Sunovation Sebo Hatch m-si 23,4 5,0 5,5 4,7 5,0-0,50 0,02 75 561 561 Sunovation 70 p-si 71,3 4,9 21,2 4,4 16,2-0,50 0,57 289 1308 690 Sunovation Golf p-si 234,0 5,0 60,7 4,7 50,0-0,50 0,92 909 1900 977 Sunset AS 110 m-si 110,2 7,5 20,7 6,6 16,7-0,45 0,29 127 1476 660 AS 1105 m-si 110,0 4,7 30,0 4,4 25,0-0,48 0,45 474 1476 658 AS 120 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,45 0,25 190 1476 660 AS 1204E m-si 119,3 4,6 33,1 4,5 26,8-0,50 0,58 613 1476 660 AS 1205 m-si 120,0 4,9 31,0 4,6 26,2-0,48 0,39 495 1476 658 AS 1304E m-si 129,7 4,9 33,9 4,7 27,9-0,50 0,52 574 1476 660 AS 1305 m-si 130,2 5,0 32,0 4,8 27,4-0,48 0,35 523 1476 658 AS 140 m-si 139,9 4,7 43,0 4,2 33,3-0,45 1,20 540 1618 814 AS 150 m-si 149,6 4,8 43,4 4,4 34,0-0,45 0,96 628 1618 814 AS 160 m-si 160,0 7,2 32,0 6,4 25,0-0,45 0,56 246 1477 975 AS 165 m-si 165,0 7,4 32,0 6,6 25,0-0,45 0,52 247 1477 975 AS 170 m-si 170,0 7,6 32,0 6,8 25,0-0,50 0,49 247 1477 975 AS 6506 m-si 64,9 4,1 21,2 3,8 17,3-0,50 0,44 335 773 660 AS 8005 m-si 79,6 5,0 21,5 4,6 17,3-0,50 0,39 318 1200 526 KA 120 a-si(1) 119,7 2,3 85,0 1,9 63,0-0,21 16,79 1061 1900 950 KA 54 a-si(1) 53,9 1,1 85,0 0,9 62,0-0,21 52,43 741 920 920 KA 58 a-si(1) 57,9 1,1 84,0 0,9 65,0-0,21 33,94 1191 920 920 KA 60 a-si(1) 60,3 1,2 91,8 0,9 67,0-0,21 54,05 680 960 990 SM 20/36 m-si 20,0 1,3 20,8 1,2 17,2-0,50 1,33 954 685 340 SM 30 L/36 m-si 30,1 1,9 20,8 1,7 17,3-0,50 0,86 596 681 336 SM 30/36 m-si 30,1 1,9 20,8 1,7 17,3-0,50 0,86 596 685 340 Twin 130 a-si(3) 129,9 4,8 47,6 3,9 33,3-0,21 6,20 323 2420 780 Twin 135 a-si(3) 135,3 4,9 47,7 4,1 33,4-0,21 5,28 384 2420 780 Twin 140 a-si(3) 140,1 5,0 50,1 4,2 33,8-0,21 5,61 490 2420 780 SunStrom P110-49 GET LK p-si 114,8 4,9 30,4 4,6 25,0-0,40 0,48 448 985 985 SunSumSolar SSS-MCS03W m-si 3,6 0,3 17,2 0,3 14,4-0,50 4,92 3016 260 150 SSS-MCS05W m-si 5,0 0,3 21,6 0,3 17,2-0,50 11,39 2003 285 235 SSS-MCS10W m-si 10,0 0,6 21,6 0,6 17,2-0,50 3,32 2398 285 335 SSS-MCS120W m-si 120,1 8,0 21,5 6,9 17,5-0,50 0,31 88 1480 670 SSS-MCS140W m-si 140,0 9,2 21,7 8,0 17,5-0,50 0,27 90 1480 670 SSS-MCS150W m-si 150,0 9,8 21,7 8,5 17,6-0,50 0,25 82 1480 670 SSS-MCS15W m-si 15,0 1,0 21,6 0,9 17,2-0,50 2,35 1282 414 449 SSS-MCS160W m-si 159,9 5,3 43,4 4,6 34,6-0,50 0,95 375 1580 808

372 Anhang Tabelle A.2.1.97. 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 0,69 578 1580 808 SSS-MCS20W m-si 20,3 1,3 21,5 1,2 17,2-0,50 1,60 1110 630 280 SSS-MCS40W m-si 39,9 2,6 21,6 2,3 17,2-0,50 0,87 511 670 450 SSS-MCS60W m-si 60,0 3,9 21,6 3,5 17,2-0,50 0,58 320 670 780 SSS-MCS80W m-si 80,0 5,1 21,7 4,6 17,5-0,50 0,43 227 1200 540 SSS-MCS90W m-si 89,9 5,5 21,8 5,1 17,6-0,50 0,35 289 1200 540 Suntech STP 075-12/B m-si 75,0 4,9 21,6 4,4 17,2-0,50 0,47 251 1196 534 STP 080S-12/B m-si 80,0 5,0 21,6 4,7 17,2-0,50 0,41 321 1186 534 STP 080S-12/Bb m-si 80,0 5,0 21,6 4,7 17,2-0,50 0,41 321 1185 541 STP 110-12/Tc p-si 110,0 7,5 21,0 6,5 17,0-0,47 0,32 102 1482 676 STP 120-12/Tc p-si 120,1 7,7 21,6 7,0 17,2-0,47 0,28 176 1482 676 STP 120S-12/Tb m-si 120,1 7,7 21,6 7,0 17,2-0,48 0,28 176 1482 676 STP 130S-12/Tb m-si 130,0 7,9 21,8 7,6 17,2-0,48 0,26 245 1482 676 STP 140S-12/Tb m-si 139,9 8,1 22,1 8,0 17,6-0,48 0,24 258 1482 676 STP 150-12/B m-si 150,0 9,7 21,3 8,7 17,2-0,50 0,21 123 1580 808 STP 150-24/Aa m-si 150,0 4,9 43,2 4,4 34,4-0,50 0,94 502 1580 808 STP 150-24/B m-si 150,0 4,9 43,2 4,4 34,4-0,50 0,94 502 1580 808 STP 155-24/Aa m-si 155,1 4,9 43,2 4,5 34,4-0,50 0,85 616 1580 808 STP 160-24/Aa m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0,81 643 1580 808 STP 160-24/Ab m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,50 0,81 643 1580 808 STP 160-24/Ac p-si 160,1 5,1 42,4 4,8 33,5-0,47 0,81 634 1580 808 STP 160S-24/Ac m-si 160,0 5,0 43,2 4,7 34,4-0,48 0,81 643 1580 808 STP 165-24/Aa m-si 165,0 5,0 43,6 4,7 34,8-0,50 0,79 683 1580 808 STP 170-24/Ac p-si 170,2 5,2 42,8 5,0 34,1-0,47 0,73 743 1580 808 STP 170S-18/Ub m-si 170,0 7,6 32,4 6,6 25,8-0,48 0,59 170 1482 992 STP 170S-18/Uc p-si 170,0 7,4 32,6 6,5 26,0-0,47 0,49 223 1482 992 STP 170S-24/Ab m-si 170,0 5,2 44,2 4,8 35,2-0,50 0,80 628 1580 808 STP 170S-24/Ac m-si 170,0 5,1 43,8 4,8 35,2-0,48 0,75 666 1580 808 STP 175-24/Ac p-si 174,2 5,2 44,2 5,0 35,2-0,47 0,77 742 1580 808 STP 175S-24/Ac m-si 174,2 5,2 44,2 5,0 35,2-0,48 0,77 712 1580 808 STP 180 S-24/Ac m-si 179,8 5,4 44,4 5,1 35,6-0,47 0,74 627 1580 808 STP 180-18/Uc p-si 180,0 7,5 32,8 6,9 26,2-0,47 0,42 289 1482 992 STP 180-24/Ac p-si 180,0 5,3 44,8 5,0 36,0-0,47 0,74 674 1580 808 STP 180S-18/Ub m-si 180,1 7,7 32,4 7,0 25,8-0,48 0,43 264 1482 992 STP 180S-24/Aa m-si 179,8 5,4 44,4 5,1 35,6-0,50 0,74 627 1580 808 STP 190-18/Uc p-si 188,6 7,6 33,0 7,2 26,2-0,47 0,40 351 1482 992 STP 190S-18/Ub m-si 190,0 7,8 32,8 7,3 26,2-0,48 0,39 305 1482 992 STP 200S-18/Ub m-si 199,9 8,0 32,8 7,6 26,2-0,48 0,36 346 1482 992 STP 220-24/Vb m-si 220,0 7,5 42,2 6,5 34,0-0,50 0,68 208 1956 992 STP 240-24/V p-si 240,1 7,2 43,2 6,8 35,2-0,47 0,48 484 1888 956 STP 240-24/V1 p-si 240,1 7,2 43,2 6,8 35,2-0,47 0,48 484 1948 986 STP 240-24/Vb p-si 240,1 7,7 43,2 7,0 34,4-0,47 0,57 352 1956 992 STP 240-24/Vc p-si 240,1 7,5 43,6 6,9 34,6-0,47 0,56 421 1956 992 STP 240S-24/Vb m-si 236,7 7,2 43,2 6,9 34,4-0,47 0,54 511 1956 992 STP 250-24/Vb p-si 250,2 7,6 43,4 7,2 34,6-0,47 0,51 477 1956 992 STP 250S-24/Vb m-si 250,2 7,6 43,4 7,2 34,6-0,47 0,51 477 1956 992 STP 260-24/Vb p-si 260,0 7,9 43,6 7,5 34,8-0,47 0,50 447 1956 992 STP 260S-24/Vb m-si 260,0 7,9 43,6 7,5 34,8-0,48 0,50 447 1956 992 STP 270-24/Vb p-si 270,0 8,1 43,8 7,7 35,2-0,47 0,47 440 1956 992 STP 270S-24/Vb m-si 270,0 8,1 43,8 7,7 35,2-0,48 0,47 440 1956 992 STP 280-24/Vb p-si 279,8 8,3 43,8 8,0 35,2-0,47 0,45 452 1956 992 STP 280S-24/Vb m-si 279,8 8,3 44,2 8,0 35,2-0,48 0,48 458 1956 992

A.2 Solargenerator 373 Tabelle A.2.1.98. 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 4,41 898 446 286 XTP120-17 p-si 125,0 8,4 21,0 7,4 17,0-0,50 0,26 115 1420 636 XTP120-34 p-si 119,7 4,0 43,3 3,5 34,0-0,50 1,46 538 1310 656 XTP180-26 p-si 179,9 7,7 33,5 6,8 26,5-0,50 0,54 210 1420 940 XTP180-34 m-si 178,6 5,8 44,8 5,1 35,3-0,45 1,00 383 1576 788 XTP180-53 p-si 179,6 3,7 67,2 3,3 53,8-0,50 1,87 1012 1510 872 XTP20-17 p-si 19,9 1,4 21,0 1,2 17,0-0,50 2,14 455 566 406 XTP60-17 p-si 59,8 4,0 21,3 3,5 17,0-0,50 0,60 253 996 448 XTP80-17 p-si 85,0 5,7 21,3 5,0 17,0-0,50 0,42 178 1192 632 Suntechnics STM 145F m-si 144,9 4,8 43,1 4,3 33,7-0,50 1,01 581 1618 814 STM 162 F m-si 162,0 5,0 43,6 4,7 34,4-0,50 0,84 699 1580 808 STM 168 F m-si 168,1 5,0 43,6 4,8 34,8-0,47 0,77 777 1580 808 STM 173 F m-si 173,2 7,5 32,2 6,9 25,1-0,50 0,46 306 1479 975 STM 180 F m-si 180,1 8,4 30,0 7,6 23,7-0,50 0,38 231 1318 994 STM 185 F m-si 185,0 8,5 30,2 7,7 24,0-0,50 0,37 216 1318 994 STM 190 PME m-si 190,1 7,9 33,0 7,3 26,0-0,47 0,42 308 1482 992 STM 200 F m-si 200,0 5,4 47,8 5,0 40,0-0,50 0,62 608 1560 800 STM 200 FBS m-si 200,0 5,4 47,8 5,0 40,0-0,38 0,62 608 1559 798 STM 200PME m-si 199,9 8,1 33,4 7,6 26,2-0,47 0,41 327 1482 992 STM 210 F m-si 210,0 5,7 47,8 5,3 40,0-0,50 0,59 553 1560 800 STM 210 FWS m-si 210,0 5,7 47,8 5,3 40,0-0,38 0,59 553 1559 798 STM 210 PME m-si 209,9 8,3 33,6 8,0 26,4-0,47 0,39 344 1482 992 SunWare SunWare 50/1 p-si 49,5 3,3 20,3 3,0 16,5-0,47 0,55 382 780 640 SunWare 54/1 p-si 54,6 3,3 22,5 3,0 18,2-0,47 0,63 427 910 625 SunWare 54/1 24V p-si 49,5 1,7 40,1 1,5 33,0-0,47 2,02 1479 910 625 SunWare 54/1 SRM 2p-Si 49,5 3,3 20,5 3,0 16,5-0,47 0,59 392 910 625 SunWare 54/2 SRM 2p-Si 54,6 3,3 22,5 3,0 18,2-0,47 0,63 427 920 580 Sunways SM 170 U/160 p-si 160,3 8,2 28,9 7,2 22,3-0,32 0,60 177 2000 680 SM 170 U/165 p-si 165,4 8,2 29,1 7,3 22,6-0,32 0,48 197 2000 680 SM 170 U/170 p-si 169,9 8,3 29,3 7,5 22,8-0,32 0,41 218 2000 680 SM 170 U/175 p-si 174,8 8,3 29,6 7,6 23,0-0,32 0,40 242 2000 680 SM 210U/205 p-si 205,0 8,2 36,7 7,3 28,0-0,32 0,72 259 1680 990 SM 210U/210 p-si 210,1 8,3 36,8 7,5 28,2-0,32 0,60 281 1680 990 SM 210U/215 p-si 215,1 8,3 37,0 7,6 28,3-0,32 0,54 309 1680 990 SM 210U/220 p-si 220,1 8,4 37,2 7,8 28,4-0,32 0,52 333 1680 990 SM 215M/210 m-si 210,1 8,0 35,7 7,5 28,2-0,44 0,44 340 1680 990 SM 215M/215 m-si 215,0 8,1 35,9 7,6 28,4-0,44 0,43 335 1680 990 SM 215M/220 m-si 220,2 8,4 36,1 7,7 28,6-0,44 0,43 307 1680 990 SM 215M/225 m-si 225,1 8,5 36,6 7,8 28,9-0,44 0,44 309 1680 990 SM 215MA62 m-si 222,4 8,3 36,5 7,6 29,3-0,44 0,41 305 1680 990 SM 215MA63 m-si 226,4 8,4 36,6 7,7 29,4-0,44 0,40 304 1680 990 SM 215MA64 m-si 231,9 8,5 36,9 7,9 29,5-0,44 0,41 311 1680 990 SM 215MA65 m-si 233,6 8,6 36,9 7,9 29,5-0,44 0,40 310 1680 990 SM 230 M/210 m-si 210,1 5,0 59,0 4,3 48,4-0,44 1,26 386 1610 1060 SM 230 M/220 m-si 220,2 5,1 59,1 4,5 48,5-0,44 1,05 620 1610 1060 SM 230 M/230 m-si 230,4 5,1 59,3 4,7 48,7-0,44 0,92 824 1610 1060 SM 230 M/240 m-si 240,1 5,2 59,5 4,9 48,9-0,44 0,87 903 1610 1060 Sunworx SW230P/205W p-si 205,0 7,5 35,9 7,0 29,5-0,38 0,38 348 1680 990 SW230P/210W p-si 210,2 7,5 35,9 7,1 29,6-0,38 0,36 393 1680 990

374 Anhang Tabelle A.2.1.99. 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 0,35 340 1680 990 SW230P/220W p-si 220,2 8,0 36,1 7,3 30,0-0,38 0,34 308 1680 990 SW230P/225W p-si 225,0 8,0 36,3 7,5 30,2-0,38 0,32 313 1680 990 SW230P/230W p-si 230,3 8,1 36,7 7,6 30,5-0,38 0,33 328 1680 990 SW230P/235W p-si 235,6 8,3 36,7 7,7 30,6-0,38 0,31 324 1680 990 Symphony Energy SE-M100 m-si 100,1 4,7 28,8 4,3 23,5-0,50 0,55 346 1580 535 SE-M120 m-si 119,9 7,2 22,1 6,7 17,9-0,50 0,26 230 1415 635 SE-M121 p-si 121,1 7,4 21,6 6,7 18,0-0,50 0,22 186 1480 660 SE-M126 p-si 126,2 7,8 21,6 7,2 17,5-0,43 0,24 195 1480 660 SE-M130 m-si 130,3 7,8 22,1 7,2 18,2-0,50 0,22 196 1480 660 SE-M135 p-si 136,9 8,1 22,0 7,4 18,4-0,43 0,19 183 1480 660 SE-M140 p-si 139,8 8,3 22,1 7,7 18,2-0,43 0,21 194 1480 660 SE-M150 m-si 150,4 4,7 43,2 4,3 35,3-0,50 0,82 518 1580 790 SE-M170 m-si 170,9 5,1 44,5 4,8 35,6-0,50 0,78 731 1580 790 SE-M180 m-si 179,8 7,2 33,2 6,7 26,8-0,50 0,40 349 1415 940 SE-M181 p-si 180,9 7,4 32,4 6,8 26,6-0,50 0,35 308 1474 974 SE-M189 p-si 180,9 7,4 32,4 6,8 26,6-0,50 0,35 308 1474 974 SE-M190 m-si 188,9 7,5 33,0 7,0 27,1-0,50 0,35 313 1480 975 SE-M194 p-si 194,2 7,9 32,6 7,3 26,6-0,43 0,34 290 1474 974 SE-M195 m-si 194,8 7,8 33,1 7,2 27,2-0,50 0,34 295 1480 975 SE-M200 m-si 199,6 7,8 33,4 7,3 27,2-0,50 0,34 348 1470 975 SE-M205 p-si 205,1 8,1 33,0 7,5 27,2-0,43 0,31 289 1474 974 SE-M210 p-si 209,7 8,3 33,2 7,7 27,3-0,43 0,31 292 1474 974 SE-M216 p-si 216,1 7,8 36,8 7,3 29,8-0,46 0,40 350 1636 982 SE-M219 p-si 219,0 7,8 36,8 7,3 30,2-0,46 0,37 352 1636 982 SE-M222 p-si 221,8 7,8 36,8 7,3 30,3-0,46 0,36 353 1636 982 SE-M225 p-si 225,3 7,9 36,9 7,4 30,4-0,46 0,35 348 1636 982 SE-M228 p-si 227,8 8,0 37,0 7,5 30,5-0,46 0,35 344 1636 982 SE-M231 p-si 231,3 8,0 37,1 7,5 30,8-0,46 0,33 342 1636 982 SE-M233 p-si 233,3 8,1 37,3 7,6 30,9-0,46 0,34 341 1636 982 SE-M75 m-si 75,0 4,7 21,6 4,3 17,6-0,50 0,42 261 1195 535 SE-M80 m-si 80,0 4,9 21,6 4,3 18,6-0,50 0,31 156 1195 535 SE-S115 m-si 114,9 5,1 30,0 4,7 24,6-0,50 0,49 382 1580 535 SE-S144 m-si 143,8 5,1 37,5 4,7 30,8-0,50 0,60 476 1330 790 SE-S160 m-si 161,6 5,8 35,9 5,4 30,2-0,50 0,41 441 1195 790 SE-S165 m-si 165,1 4,9 43,8 4,6 36,2-0,43 0,68 604 1583 792 SE-S170 m-si 170,1 5,1 43,9 4,7 36,5-0,43 0,64 577 1583 792 SE-S173 m-si 173,0 5,1 45,0 4,7 36,8-0,50 0,73 602 1583 792 SE-S175 m-si 175,1 5,2 44,0 4,8 36,7-0,43 0,61 571 1583 792 SE-S180 m-si 180,1 5,3 44,1 4,9 36,6-0,43 0,61 578 1583 792 SE-S218 m-si 218,1 8,1 37,0 7,4 29,4-0,43 0,45 316 1636 982 SE-S222 m-si 222,3 8,1 37,0 7,5 29,8-0,43 0,42 316 1636 982 SE-S225 m-si 225,0 8,1 37,1 7,5 30,0-0,43 0,40 318 1636 982 SE-S228 m-si 227,7 8,2 37,1 7,5 30,2-0,43 0,38 321 1636 982 SE-S232 m-si 232,1 8,2 37,3 7,6 30,5-0,43 0,37 328 1636 982 SE-S235 m-si 234,9 8,2 37,3 7,7 30,7-0,43 0,35 328 1636 982 SE-S87 m-si 86,9 5,1 22,5 4,7 18,6-0,50 0,35 283 1195 537 Tainergy T6M-1460 m-si 3,5 7,8 0,6 7,2 0,5-0,50 0,01 6 156 156 T6M-1480 m-si 3,6 7,8 0,6 7,2 0,5-0,50 0,01 6 156 156 T6M-1500 m-si 3,7 7,8 0,6 7,3 0,5-0,50 0,01 6 156 156 T6M-1520 m-si 3,7 7,9 0,6 7,3 0,5-0,50 0,01 6 156 156

A.2 Solargenerator 375 Tabelle A.2.1.100. 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 0,01 6 156 156 T6M-1560 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,50 0,01 6 156 156 T6M-1580 m-si 3,8 8,0 0,6 7,5 0,5-0,50 0,01 6 156 156 T6M-1600 m-si 3,9 8,1 0,6 7,5 0,5-0,50 0,01 6 156 156 T6M-1620 m-si 3,9 8,1 0,6 7,6 0,5-0,50 0,01 6 156 156 Technotherm TT 101 m-si 100,0 3,4 41,2 3,0 33,1-0,50 1,27 624 1293 650 Telecom TSM-10 m-si 10,1 0,8 21,0 0,6 16,8-0,50 13,20 164 425 230 TSM-100 m-si 100,1 3,3 42,0 3,0 33,6-0,50 1,23 875 1305 655 TSM-110 m-si 110,2 3,5 42,0 3,3 33,6-0,50 1,07 1011 1305 655 TSM-13 m-si 13,1 0,8 21,0 0,8 17,0-0,50 2,14 2292 496 236 TSM-17 m-si 17,0 1,1 21,0 1,0 17,0-0,50 1,69 1385 360 450 TSM-20 m-si 19,9 1,4 21,0 1,2 17,0-0,50 3,02 306 496 450 TSM-25 m-si 25,5 1,6 21,0 1,5 17,0-0,50 1,10 1210 496 450 TSM-30 m-si 29,9 2,6 21,0 1,8 17,0-0,50 3,32 20 805 375 TSM-40 m-si 40,0 3,1 21,0 2,4 16,8-0,50 3,34 40 960 450 TSM-5 m-si 6,0 0,4 21,0 0,4 17,0-0,50 5,65 2224 425 200 TSM-50 m-si 49,9 3,2 21,5 2,9 17,2-0,50 0,67 418 960 450 TSM-55 m-si 54,9 3,6 21,0 3,3 16,8-0,50 0,56 413 1028 450 TSM-70 m-si 69,9 4,4 21,0 4,2 16,8-0,50 0,42 412 962 663 Tenesol TE 1300/120 Poly p-si 121,0 7,5 21,8 6,8 17,8-0,43 0,26 175 1510 676 TE 1300/125 Poly p-si 125,3 7,6 22,0 7,0 17,9-0,43 0,25 198 1510 676 TE 1300/130 Poly p-si 131,4 7,8 22,2 7,3 18,0-0,43 0,24 216 1510 676 TE 1300/135 Poly p-si 135,8 7,9 22,3 7,5 18,1-0,43 0,23 231 1510 676 TE 1300/140 Poly p-si 140,1 8,0 22,4 7,7 18,2-0,43 0,22 244 1510 676 TE 1700/160 p-si 159,6 5,0 43,2 4,6 34,7-0,43 0,80 595 1240 1086 TE 1700/170 p-si 170,4 5,2 43,8 4,8 35,5-0,43 0,73 587 1240 1086 TE 1700/180 p-si 181,0 5,4 44,4 5,0 36,2-0,43 0,69 581 1240 1086 TE 2000/190 Mono m-si 194,4 7,8 33,4 7,2 27,0-0,43 0,38 299 1510 995 TE 2000/190 Poly p-si 190,3 7,7 33,1 7,1 26,8-0,43 0,38 298 1510 995 TE 2000/200 Mono m-si 204,0 8,0 33,5 7,5 27,2-0,43 0,35 321 1510 995 TE 2000/200 Poly p-si 200,5 7,9 33,4 7,4 27,1-0,43 0,35 322 1510 995 TE 2000/210 Mono m-si 213,7 8,1 33,6 7,8 27,4-0,43 0,32 362 1510 995 TE 2000/210 Poly p-si 210,2 8,0 33,6 7,7 27,3-0,43 0,33 366 1510 995 TE 2200/210 p-si 210,9 7,7 36,2 7,1 29,7-0,46 0,38 321 1660 990 TE 2200/220 p-si 221,3 7,9 36,5 7,4 29,9-0,46 0,36 349 1660 990 TE 2200/230 p-si 231,8 8,1 36,8 7,7 30,1-0,46 0,35 373 1660 990 TerraSolar TS10 m-si 9,8 0,6 31,1 0,4 22,4-0,50 36,68 1245 622 317 TS20 m-si 19,7 0,6 62,2 0,4 44,7-0,50 73,36 2490 635 622 TS40 m-si 40,3 1,2 62,2 0,9 44,8-0,50 38,15 845 1245 622 Titan Energy Titan 12-10 m-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,4-0,50 4,92 1363 435 285 Titan 12-100 (12V) EFG 99,8 6,4 21,3 5,8 17,2-0,47 0,31 204 1295 650 Titan 12-100 (24V) EFG 100,1 3,2 42,5 2,9 34,5-0,47 1,22 806 1295 650 Titan 12-125 EFG 124,9 7,9 21,0 7,3 17,2-0,47 0,22 177 1295 805 Titan 12-25 m-si 24,9 1,7 21,0 1,5 16,4-0,50 1,40 798 515 445 Titan 12-50 EFG 49,9 3,2 21,0 2,9 17,2-0,47 0,57 392 975 452 Titan 12-75 EFG 74,0 4,7 21,0 4,3 17,2-0,47 0,38 288 1205 530 Titan 18-210 p-si 224,9 5,3 56,0 4,9 45,8-0,47 0,86 747 1607 994

376 Anhang Tabelle A.2.1.101. 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 24-100 EFG 100,1 3,1 42,5 2,9 34,5-0,47 1,14 1037 1295 650 Titan 24-150 EFG 150,0 4,7 42,0 4,4 34,4-0,50 0,72 636 1605 805 Titan 32-225 EFG 224,9 5,3 56,0 4,9 45,8-0,47 0,86 747 1623 1072 Titan 32-300 p-si 298,1 5,9 64,3 5,5 53,8-0,38 0,73 822 1623 1072 Topco Scientific TOPCO-168P6/155W p-si 155,1 7,2 28,7 6,8 22,9-0,50 0,36 301 1316 995 TOPCO-168P6/160W p-si 160,0 7,4 28,7 6,8 23,4-0,50 0,32 282 1316 995 TOPCO-168P6/165W p-si 164,9 7,5 28,8 7,0 23,7-0,50 0,30 283 1316 995 TOPCO-168P6/170W p-si 169,9 7,7 28,8 7,1 23,8-0,50 0,29 258 1316 995 TOPCO-170S5/155W m-si 155,1 4,8 43,5 4,4 35,4-0,50 0,79 588 1576 825 TOPCO-170S5/160W m-si 159,9 4,8 43,6 4,5 35,9-0,50 0,72 611 1576 825 TOPCO-170S5/165W m-si 165,2 4,9 43,8 4,6 36,1-0,50 0,68 614 1576 825 TOPCO-170S5/170W m-si 170,1 5,1 43,9 4,7 36,4-0,50 0,65 588 1576 825 TOPCO-180P6/175W p-si 175,0 8,0 28,9 7,3 24,1-0,50 0,27 224 1316 995 TOPCO-180P6/180W p-si 180,0 8,1 29,1 7,4 24,3-0,50 0,27 226 1316 995 TOPCO-180P6/185W p-si 185,1 8,2 29,4 7,6 24,5-0,50 0,26 232 1316 995 TOPCO-180S5/175W m-si 175,2 5,2 44,0 4,8 36,7-0,50 0,61 571 1576 825 TOPCO-180S5/180W m-si 179,9 5,3 44,1 4,9 36,7-0,50 0,60 558 1576 825 TOPCO-180S5/185W m-si 185,1 5,4 44,1 5,0 36,8-0,50 0,58 562 1576 825 TOPCO-210S6/190W m-si 190,0 8,0 32,7 7,2 26,2-0,50 0,40 256 1483 995 TOPCO-210S6/195W m-si 195,1 8,1 33,2 7,3 26,7-0,50 0,39 254 1483 995 TOPCO-210S6/200W m-si 200,1 8,1 33,3 7,4 27,0-0,50 0,37 267 1483 995 TOPCO-210S6/205W m-si 204,9 8,2 33,6 7,5 27,4-0,50 0,35 262 1483 995 TOPCO-210S6/210W m-si 209,9 8,2 33,6 7,6 27,7-0,50 0,33 284 1483 995 TOPCO-220P6/205W p-si 205,0 7,5 35,9 6,9 29,6-0,50 0,38 341 1646 995 TOPCO-220P6/210W p-si 210,1 7,6 35,9 7,1 29,6-0,50 0,36 347 1646 995 TOPCO-220P6/215W p-si 215,0 7,8 36,0 7,2 29,9-0,50 0,35 296 1646 995 TOPCO-220P6/220W p-si 219,9 8,0 36,1 7,3 30,1-0,50 0,33 293 1646 995

A.2 Solargenerator 377 Tabelle A.2.1.102. 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 0,34 283 1646 995 TOPCO-220P6/230W p-si 230,1 8,2 36,6 7,6 30,5-0,50 0,33 305 1646 995 TOPCO-220P6/235W p-si 235,0 8,2 36,7 7,7 30,6-0,50 0,31 325 1646 995 TOPCO-230S6/210W m-si 210,0 8,0 36,4 7,2 29,2-0,50 0,45 272 1646 995 TOPCO-230S6/215W m-si 215,0 8,1 36,8 7,2 29,7-0,50 0,45 263 1646 995 TOPCO-230S6/220W m-si 220,1 8,1 37,0 7,4 29,8-0,50 0,42 295 1646 995 TOPCO-230S6/225W m-si 225,0 8,1 37,0 7,5 30,0-0,50 0,40 322 1646 995 TOPCO-230S6/230W m-si 230,1 8,2 37,3 7,6 30,5-0,50 0,38 315 1646 995 TOPCO-270P6/255W p-si 255,0 7,7 43,2 7,1 35,7-0,50 0,43 386 1961 995 TOPCO-270P6/260W p-si 260,1 7,8 43,2 7,2 35,9-0,50 0,40 378 1961 995 TOPCO-270P6/265W p-si 264,9 8,0 43,3 7,3 36,1-0,50 0,39 363 1961 995 TOPCO-270P6/270W p-si 269,9 8,1 43,7 7,4 36,4-0,50 0,40 339 1961 995 TOPCO-270P6/275W p-si 275,1 8,2 43,9 7,5 36,6-0,50 0,40 355 1961 995 TOPCO-270P6/280W p-si 280,2 8,2 44,1 7,6 36,7-0,50 0,38 373 1961 995 TOPCO-270P6/285W p-si 285,1 8,3 44,2 7,8 36,8-0,50 0,38 382 1961 995 TOPCO-85S5/75W m-si 75,1 4,8 21,7 4,2 17,7-0,50 0,45 217 1206 552 TOPCO-85S5/80W m-si 80,0 4,8 21,8 4,5 17,9-0,50 0,36 306 1206 552 TOPCO-85S5/85W m-si 85,1 5,1 22,0 4,7 18,2-0,50 0,33 294 1206 552 TOPCO-85S5/90W m-si 90,0 5,3 22,0 4,9 18,4-0,50 0,30 279 1206 552 Topsola TSM-160M/165W m-si 164,9 5,1 43,7 4,7 35,0-0,50 0,81 572 1580 808 TSM-160M/170W m-si 170,0 5,3 43,9 4,8 35,5-0,50 0,76 538 1580 808 TSM-160M/175W m-si 175,2 5,4 44,0 4,9 35,6-0,50 0,75 519 1580 808 TSM-160M/180W m-si 180,0 5,5 44,5 5,0 36,0-0,50 0,73 547 1580 808 TSM48-156M/165W m-si 165,0 7,9 29,1 7,1 23,3-0,50 0,38 203 1334 994 TSM48-156M/170W m-si 170,0 8,0 29,2 7,3 23,5-0,50 0,35 238 1334 994 TSM48-156M/175W m-si 175,0 8,1 29,6 7,4 23,7-0,50 0,36 231 1334 994 TSM48-156M/180W m-si 180,0 8,4 29,7 7,6 23,8-0,50 0,35 224 1334 994 TSM-60-156M/210W m-si 210,0 8,0 35,2 7,3 28,8-0,50 0,37 281 1652 994 TSM-60-156M/220W m-si 216,4 8,2 36,1 7,5 29,1-0,50 0,41 290 1652 994 TSM-60-156M/230W m-si 229,9 8,5 36,3 7,7 29,7-0,50 0,36 279 1652 994 TSM96-125M/210W m-si 210,0 5,0 57,4 4,6 46,0-0,50 1,08 819 1602 1061 TSM96-125M/220W m-si 220,2 5,3 57,9 4,8 46,4-0,50 1,09 674 1602 1061 TSM96-125M/230W m-si 230,0 5,4 58,1 4,9 46,8-0,50 1,01 689 1602 1061 TSM96-125M/240W m-si 240,0 5,6 58,4 5,1 47,1-0,50 0,96 707 1602 1061 Total Energie PW 1000/100 p-si 99,8 3,0 43,2 2,9 34,4-0,38 1,28 1287 1335 673 PW 1000/105 p-si 105,5 3,2 43,2 3,1 34,6-0,38 1,18 1232 1335 673

378 Anhang Tabelle A.2.1.103. 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 1,50 1369 1335 673 PW 1000/95 p-si 95,2 2,9 43,2 2,8 34,0-0,38 1,40 1309 1335 673 PW 500/50 p-si 49,0 3,2 21,6 2,9 17,0-0,38 0,72 465 1009 462 PW 750/70 p-si 70,1 4,5 21,3 4,2 16,7-0,38 0,48 364 1237 556 PW 750/75 p-si 74,8 4,7 21,6 4,4 17,0-0,38 0,45 358 1237 556 PW 750/80 p-si 79,6 5,0 21,9 4,6 17,3-0,38 0,44 308 1237 556 TE 1200/110 m-si 110,2 7,5 20,7 6,6 16,7-0,40 0,29 127 1476 660 TE 1200/120 m-si 120,0 7,5 20,7 7,1 16,9-0,40 0,22 222 1476 660 TE 1250/115 p-si 113,8 7,1 21,9 6,5 17,5-0,43 0,30 207 1464 657 TE 1250/120 p-si 119,7 7,3 22,0 6,8 17,6-0,43 0,28 225 1464 657 TE 1250/125 p-si 124,6 7,5 22,1 7,0 17,8-0,43 0,26 221 1464 657 TE 1250/130 p-si 129,6 7,7 22,2 7,2 18,0-0,43 0,24 218 1464 657 TE 1300/120 Mono m-si 122,8 7,6 21,8 6,9 17,8-0,40 0,25 175 1507 676 TE 1300/120 Poly p-si 121,0 7,5 21,8 6,8 17,8-0,43 0,26 175 1507 676 TE 1300/125 Mono m-si 127,1 7,8 22,0 7,1 17,9-0,40 0,25 177 1507 676 TE 1300/125 Poly p-si 125,3 7,6 22,0 7,0 17,9-0,43 0,25 198 1507 676 TE 1300/130 Mono m-si 131,4 7,9 22,1 7,3 18,0-0,40 0,24 195 1507 676 TE 1300/130 Poly p-si 131,4 7,8 22,1 7,3 18,0-0,43 0,23 214 1507 676 TE 1300/135 Mono m-si 135,8 8,0 22,3 7,5 18,1-0,40 0,23 213 1507 676 TE 1300/135 Poly p-si 135,8 7,9 22,3 7,5 18,1-0,43 0,23 231 1507 676 TE 1300/140 Mono m-si 142,7 8,1 22,4 7,8 18,3-0,40 0,21 241 1507 676 TE 1300/140 Poly p-si 142,7 8,0 22,4 7,8 18,3-0,43 0,21 257 1507 676 TE 1400 p-si 139,4 4,4 42,2 4,2 33,2-0,40 0,92 818 1240 1090 TE 1450 p-si 144,9 4,5 42,3 4,3 33,7-0,40 0,84 801 1240 1090 TE 1500/145 p-si 144,9 4,5 42,3 4,3 33,7-0,60 0,84 801 1238 1086 TE 1500/150 p-si 148,7 4,6 42,4 4,4 33,8-0,60 0,82 834 1238 1086 TE 1500/155 p-si 154,8 4,8 42,6 4,5 34,4-0,60 0,76 682 1238 1086 TE 1500/160 p-si 159,2 5,0 42,8 4,6 34,6-0,60 0,76 585 1238 1086 TE 1500-Q/165 p-si 164,0 5,1 43,2 4,7 34,9-0,38 0,76 586 1238 1086 TE 1500-Q/170 p-si 169,4 5,2 43,5 4,8 35,3-0,38 0,72 582 1238 1086 TE 1500-Q/175 p-si 174,9 5,3 43,8 4,9 35,7-0,38 0,69 579 1238 1086 TE 1500-Q/180 p-si 180,5 5,4 44,1 5,0 36,1-0,38 0,66 575 1238 1086 TE 1550 p-si 154,8 4,8 42,6 4,5 34,4-0,40 0,76 682 1240 1090 TE 1600 p-si 159,2 5,0 42,8 4,6 34,6-0,40 0,76 585 1240 1090 TE 1700/140 p-si 139,0 4,5 42,0 4,2 33,1-0,43 0,92 715 1240 1086 TE 1700/150 p-si 149,2 4,7 42,6 4,4 33,9-0,43 0,85 700 1240 1086 TE 1700/160 p-si 159,6 5,0 43,2 4,6 34,7-0,43 0,80 595 1240 1086 TE 1700/170 p-si 170,4 5,2 43,8 4,8 35,5-0,43 0,73 587 1240 1086 TE 1700/180 p-si 181,0 5,4 44,4 5,0 36,2-0,43 0,69 581 1240 1086 TE 1800/170 Poly p-si 170,2 7,0 32,8 6,4 26,6-0,43 0,42 305 1464 975 TE 1800/180 Mono m-si 182,2 7,3 33,0 6,8 26,8-0,43 0,38 333 1464 975 TE 1800/180 Poly p-si 182,2 7,3 33,0 6,8 26,8-0,43 0,38 333 1464 975 TE 1800/190 Mono m-si 191,7 7,6 33,2 7,1 27,0-0,43 0,36 327 1464 975 TE 1800/190 Poly p-si 191,7 7,6 33,2 7,1 27,0-0,43 0,36 327 1464 975 TE 1800/200 Mono m-si 201,3 7,9 33,4 7,4 27,2-0,43 0,35 321 1464 975 TE 1800/200 Poly p-si 201,3 7,9 33,4 7,4 27,2-0,43 0,35 321 1464 975 TE 1800/210 Mono m-si 210,2 8,1 33,6 7,7 27,3-0,43 0,33 341 1464 975 TE 2000/190 Mono m-si 194,4 7,8 33,4 7,2 27,0-0,40 0,38 299 1507 994 TE 2000/190 Poly p-si 190,3 7,7 33,1 7,1 26,8-0,43 0,38 298 1507 994 TE 2000/200 Mono m-si 204,0 8,0 33,5 7,5 27,2-0,40 0,35 321 1507 994 TE 2000/200 Poly p-si 200,5 7,9 33,4 7,4 27,1-0,43 0,35 322 1507 994 TE 2000/210 Mono m-si 213,7 8,1 33,6 7,8 27,4-0,40 0,32 362 1507 994 TE 2000/210 Poly p-si 210,2 8,0 33,6 7,7 27,3-0,43 0,33 366 1507 994

A.2 Solargenerator 379 Tabelle A.2.1.104. 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 0,62 379 1007 462 TE 750/70 p-si 69,7 4,4 21,1 4,2 16,6-0,40 0,46 409 1237 556 TE 750/75 p-si 74,4 4,6 21,1 4,4 16,9-0,40 0,40 414 1237 556 TE 750/80 p-si 79,6 5,0 21,4 4,6 17,3-0,40 0,38 293 1237 556 TE 850/65 p-si 63,8 4,2 21,3 3,8 16,8-0,43 0,54 319 1231 556 TE 850/70 p-si 67,6 4,5 21,4 4,0 16,9-0,43 0,54 257 1231 556 TE 850/75 p-si 74,8 4,7 21,6 4,4 17,0-0,43 0,45 358 1231 556 TE 850/80 p-si 79,6 5,0 21,8 4,6 17,3-0,43 0,43 305 1231 556 TE 850/85 p-si 85,0 5,2 22,0 4,8 17,7-0,43 0,38 297 1231 556 TE 850/90 p-si 90,0 5,4 22,2 5,0 18,0-0,43 0,35 292 1231 556 Trina Solar Energy TSM-160D m-si 158,2 5,2 42,8 4,6 34,4-0,36 0,85 452 1581 809 TSM-165D m-si 165,0 5,2 43,2 4,7 35,4-0,36 0,75 447 1581 809 TSM170D m-si 170,1 5,3 43,6 4,8 35,8-0,37 0,71 487 1581 809 TSM-175D m-si 175,1 5,4 43,9 4,9 35,8-0,37 0,71 529 1581 809 TSM-180D m-si 179,8 5,4 44,2 4,9 36,7-0,35 0,63 527 1581 809 Tynsolar Tynsolar 180 mono m-si 178,0 5,3 44,1 4,9 36,7-0,37 0,63 517 1576 825 Tynsolar 180 poly p-si 181,5 7,9 29,7 7,4 24,5-0,37 0,28 287 1316 995 UE Solar ZHM-075 m-si 75,1 4,7 21,0 4,3 17,5-0,50 0,34 270 1250 1250 ZHM-080 m-si 79,9 4,9 21,4 4,5 17,8-0,50 0,34 258 1250 1250 ZHM-085 m-si 85,1 5,2 21,6 4,7 18,0-0,50 0,32 249 1250 1250 ZHM-090 m-si 90,1 5,4 21,8 5,0 18,2-0,50 0,31 241 1250 1250 ZHM-150 m-si 150,1 4,8 41,0 4,4 34,2-0,50 0,65 505 1250 1250 ZHM-155 m-si 154,9 4,9 41,4 4,5 34,5-0,50 0,64 499 1250 1250 ZHM-160 m-si 160,0 5,1 41,6 4,6 34,7-0,50 0,63 481 1250 1250 ZHM-160P p-si 160,1 7,7 27,7 7,0 23,0-0,50 0,28 215 1560 1560 ZHM-165 m-si 164,9 5,2 42,0 4,7 35,0-0,50 0,62 475 1250 1250 ZHM-165P p-si 164,9 7,9 27,8 7,1 23,1-0,50 0,28 208 1560 1560 ZHM-170 m-si 169,9 5,3 42,5 4,8 35,4-0,50 0,62 479 1250 1250 ZHM-170P p-si 170,1 8,1 28,0 7,3 23,3-0,50 0,27 203 1560 1560 ZHM-175 m-si 174,9 5,4 42,8 4,9 35,7-0,50 0,61 474 1250 1250 ZHM-175P p-si 175,1 8,2 28,3 7,4 23,6-0,50 0,27 195 1560 1560 ZHM-180 m-si 180,0 5,5 43,2 5,0 36,0-0,50 0,60 460 1250 1250 ZHM-180P p-si 179,9 8,3 28,6 7,6 23,8-0,50 0,26 204 1560 1560 ZHM-185 m-si 185,0 5,7 44,0 5,1 36,0-0,50 0,67 473 1250 1250 ZHM-185P p-si 185,0 8,5 28,8 7,7 24,0-0,50 0,26 200 1560 1560 ZHM-190P p-si 190,0 8,7 29,0 7,9 24,2-0,50 0,26 197 1560 1560 ZHM-205 m-si 205,0 7,9 34,1 7,2 28,4-0,50 0,33 256 1560 1560 ZHM-205P p-si 204,9 7,9 34,2 7,2 28,5-0,50 0,33 257 1560 1560 ZHM-210 m-si 209,7 7,9 35,0 7,2 29,2-0,50 0,34 267 1560 1560 ZHM-210P p-si 210,0 7,9 34,8 7,2 29,0-0,50 0,33 268 1560 1560 ZHM-215 m-si 215,1 8,1 35,2 7,3 29,3-0,50 0,33 261 1560 1560 ZHM-215P p-si 214,9 8,1 35,3 7,3 29,4-0,50 0,34 259 1560 1560 ZHM-220 m-si 219,9 8,1 35,8 7,4 29,8-0,50 0,34 262 1560 1560 ZHM-220P p-si 220,1 8,2 35,7 7,4 29,7-0,50 0,34 261 1560 1560 ZHM-225 m-si 225,0 8,3 36,0 7,5 30,0-0,50 0,33 260 1560 1560 ZHM-225P p-si 225,0 8,3 36,0 7,5 30,0-0,50 0,33 260 1560 1560 ZHM-230 m-si 230,0 8,4 36,2 7,6 30,1-0,50 0,34 256 1560 1560 ZHM-230P p-si 230,1 8,5 36,1 7,7 30,0-0,50 0,34 252 1560 1560 ZHM-235 m-si 235,0 8,5 36,5 7,7 30,4-0,50 0,33 254 1560 1560 ZHM-235P p-si 235,0 8,6 36,4 7,8 30,2-0,50 0,34 255 1560 1560

380 Anhang Tabelle A.2.1.105. 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 0,33 253 1560 1560 Uni-Solar 10-L-B / 10-L-T m-si 58,2 4,8 21,6 3,9 15,0-0,50 2,96 144 2610 394 11-L-B / 11-L-T m-si 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,50 3,15 171 2849 394 15-L-B / 15-L-T m-si 87,8 4,8 32,4 3,9 22,5-0,50 4,28 230 3816 394 20-L-B / 20-L-T m-si 117,0 4,8 43,2 3,9 30,0-0,50 5,70 307 5010 394 22-L-B / 22-L-T m-si 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,50 6,31 341 5486 394 5-L-B / 5-L-T m-si 29,3 4,8 10,8 3,9 7,5-0,50 1,43 77 1410 394 ASR-120 m-si 118,8 4,5 47,6 3,6 33,0-0,50 7,44 301 5578 406 ASR-128 m-si 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,50 6,31 341 5578 406 ASR-60 m-si 59,4 4,5 23,8 3,6 16,5-0,50 3,72 150 2896 406 ASR-64 m-si 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,50 3,15 171 2896 406 ES-124 a-si(3) 123,0 5,1 42,0 4,1 30,0-0,21 5,27 203 2459 792 ES-62T a-si(3) 61,5 5,1 21,0 4,1 15,0-0,21 2,64 102 1257 792 FLX-11 a-si(1) 9,9 0,8 23,8 0,6 16,5-0,21 23,54 351 541 424 FLX-32 a-si(1) 31,4 2,4 23,8 1,9 16,5-0,21 7,34 246 1417 424 FLX-5 a-si(1) 5,0 0,4 23,8 0,3 16,5-0,21 47,08 701 541 247 LM-21 m-si 21,0 1,6 23,8 1,3 16,5-0,50 10,62 417 1410 394 LM-3 m-si 2,5 0,4 13,0 0,3 9,0-0,50 26,19 1067 286 210 LM-5 m-si 5,0 0,4 23,8 0,3 16,5-0,50 41,52 2162 540 267 PVL-116 m-si 117,0 4,8 43,2 3,9 30,0-0,50 5,70 307 5010 394 PVL-116T a-si(1) 116,4 4,8 43,2 3,9 30,0-0,20 5,92 288 5010 394 PVL-128 m-si 128,7 4,8 47,6 3,9 33,0-0,50 6,31 341 5486 394 PVL-128T a-si(1) 128,0 4,8 47,6 3,9 33,0-0,20 6,54 321 5486 394 PVL-136 a-si(3) 135,3 5,1 46,2 4,1 33,0-0,19 5,80 224 5486 394 PVL-29 m-si 29,1 4,8 10,8 3,9 7,5-0,50 1,48 72 1410 394 PVL-29T m-si 29,1 4,8 10,8 3,9 7,5-0,50 1,48 72 1409 394 PVL-58 m-si 58,5 4,8 21,6 3,9 15,0-0,50 2,85 153 2610 394 PVL-58T a-si(1) 58,2 4,8 21,6 3,9 15,0-0,20 2,96 144 2610 394 PVL-64 m-si 64,4 4,8 23,8 3,9 16,5-0,50 3,15 171 2849 394 PVL-64T a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,20 3,27 161 2851 394 PVL-68 a-si(3) 67,7 5,1 23,1 4,1 16,5-0,19 2,90 112 2849 394 PVL-87T a-si(1) 87,3 4,8 32,4 3,9 22,5-0,20 4,44 216 3816 394 SHR-17 a-si(1) 17,1 2,4 13,0 1,9 9,0-0,21 3,65 181 2195 305 UPM 880 a-si(1) 21,8 1,8 22,0 1,4 15,6-0,20 9,09 197 1194 343 US 32 a-si(1) 32,0 2,4 23,8 1,9 16,5-0,20 6,54 321 1366 383 US 42 a-si(1) 41,9 3,2 23,8 2,5 16,5-0,20 5,23 218 928 741 US 64 a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,20 3,27 161 1366 741 US-116 a-si(1) 116,4 4,8 43,2 3,9 30,0-0,21 5,92 288 2439 766 US-64 a-si(1) 64,0 4,8 23,8 3,9 16,5-0,21 3,27 161 1367 741 USF 11 a-si(1) 10,2 0,8 23,8 0,6 16,5-0,20 22,18 798 540 424 USF 32 a-si(1) 32,0 2,4 23,8 1,9 16,5-0,20 6,54 321 1416 424 USF 5 a-si(1) 5,0 0,4 23,8 0,3 16,5-0,20 41,52 2162 540 267 Upsolar UP-L090M m-si 90,1 5,3 22,6 5,0 18,2-0,40 0,37 322 1121 559 UP-L150M m-si 150,4 5,3 37,3 5,0 30,2-0,40 0,59 553 1650 740 UP-L180M m-si 180,1 5,4 44,6 5,0 35,8-0,40 0,74 631 1574 802 UP-L195M m-si 195,1 5,3 48,7 4,9 39,5-0,40 0,78 690 1700 800 UP-M160M (72cells) blackseries m-si 159,9 4,9 44,0 4,5 35,3-0,40 0,83 640 1580 808 UP-M165M (72 cells) m-si 165,1 5,0 44,0 4,7 35,2-0,40 0,80 657 1580 808

A.2 Solargenerator 381 Tabelle A.2.1.106. 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 0,79 671 1580 808 UP-M165M (72cells) transparent series m-si 165,1 5,0 44,7 4,6 36,2-0,40 0,80 592 1580 808 UP-M170M (72 cells) m-si 170,3 5,2 44,2 4,8 35,4-0,40 0,79 617 1580 808 UP-M170M (72cells) blackseries m-si 170,4 5,1 44,4 4,8 35,8-0,40 0,75 697 1580 808 UP-M170M (72cells) transparent series m-si 170,0 5,1 44,9 4,7 36,4-0,40 0,77 627 1580 808 UP-M175M (72 cells) m-si 175,2 5,3 44,4 4,9 35,6-0,40 0,76 620 1580 808 UP-M175M (72cells) blackseries m-si 175,0 5,2 44,6 4,9 36,0-0,40 0,73 690 1580 808 UP-M175M (72cells) transparent series m-si 174,9 5,2 45,0 4,8 36,6-0,40 0,73 629 1580 808 UP-M180M (72 cells) m-si 180,1 5,4 44,6 5,0 35,8-0,40 0,74 631 1580 808 UP-M180M (72cells) blackseries m-si 179,9 5,2 44,8 5,0 36,2-0,40 0,71 714 1580 808 UP-M180M (72cells) transparent series m-si 180,0 5,3 45,2 4,9 36,8-0,40 0,71 633 1580 808 UP-M180P (54 cells) p-si 180,1 7,8 32,6 7,4 24,5-0,40 0,50 347 1482 992 UP-M185M(72 cells) m-si 185,0 5,4 44,8 5,1 36,0-0,40 0,71 670 1580 808 UP-M185M (72cells) transparent series m-si 185,0 5,4 45,3 5,0 37,0-0,40 0,68 633 1580 808 UP-M190P (54 cells) p-si 190,0 8,1 32,8 7,5 25,3-0,40 0,45 305 1482 992 UP-M200P (54 cells) p-si 200,2 8,3 33,1 7,7 26,0-0,40 0,40 308 1482 992 UP-M210P (54 cells) p-si 210,1 8,4 33,3 7,8 26,8-0,40 0,35 298 1482 992 UP-M210P (60cells) p-si 210,1 8,1 36,1 7,5 28,2-0,40 0,48 317 1640 992 UP-M220P (60cells) p-si 220,1 8,3 36,7 7,7 28,7-0,40 0,46 336 1640 992 UP-M230P (60cells) p-si 230,2 8,3 37,2 7,8 29,7-0,40 0,41 340 1640 992 UP-M240P (60cells) p-si 240,1 8,4 37,6 8,0 30,2-0,40 0,39 363 1640 992 UP-M250P (72cells) p-si 250,2 8,0 43,7 7,2 34,6-0,40 0,57 346 1956 992 UP-M260P (72cells) p-si 260,0 8,1 44,2 7,5 34,8-0,40 0,56 391 1956 992 UP-M270P (72cells) p-si 270,3 8,2 44,6 7,7 35,1-0,40 0,53 424 1956 992 UP-M280P (72cells) p-si 279,8 8,4 44,8 8,0 35,2-0,40 0,52 453 1956 992 Usha Limited 10 W Module m-si 10,0 0,7 21,0 0,6 16,4-0,50 4,92 1363 480 415 37 W Module m-si 36,9 2,4 21,0 2,3 16,4-0,50 0,89 690 1010 410 USL M6-USP100 m-si 100,0 6,5 21,0 5,9 16,9-0,50 0,31 204 1415 645 M6-USP110 m-si 110,0 7,0 21,3 6,4 17,1-0,50 0,29 201 1415 645 M6-USP120 m-si 120,0 7,7 21,0 7,1 16,9-0,50 0,25 190 1415 645 M6-USP190 m-si 189,8 6,2 42,0 5,6 34,2-0,50 0,62 397 1860 950 M6-USP200 m-si 200,1 6,4 42,0 5,9 34,2-0,50 0,58 401 1860 950 M7-USP120 m-si 120,0 7,6 21,0 7,0 17,1-0,50 0,24 187 1530 690 M7-USP150 m-si 150,1 9,1 22,5 8,3 18,0-0,50 0,23 174 1700 690 M7-USP190 m-si 189,8 8,8 30,0 8,0 23,7-0,50 0,35 233 1415 1050 USP 100 m-si 100,5 3,5 42,7 3,0 33,5-0,50 2,41 443 1095 795 USP 135 m-si 140,0 4,4 42,7 4,2 33,5-0,50 0,95 802 1600 800 USP 145 m-si 150,1 4,6 43,6 4,4 34,2-0,50 0,92 800 1600 800 USP 180 m-si 180,1 4,5 56,0 4,0 45,6-0,50 1,32 474 1565 1055

382 Anhang Tabelle A.2.1.107. 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 1,15 485 1565 1055 USP 210 m-si 210,1 4,5 65,3 4,0 53,2-0,50 1,54 551 1815 1055 USP 230 m-si 229,8 4,9 65,3 4,3 53,2-0,50 1,36 575 1815 1055 USP 37 m-si 37,1 2,5 20,5 2,2 16,7-0,50 0,83 348 636 539 USP 50 m-si 49,9 3,4 20,5 3,0 16,7-0,50 0,61 267 826 536 USP 70 m-si 69,9 4,7 21,0 4,1 17,1-0,50 0,46 200 1205 535 USP 75 m-si 75,1 5,0 21,0 4,4 17,1-0,50 0,44 172 1205 535 Van de Loo Disol DSM-10 p-si 10,7 0,7 20,5 0,7 16,5-0,50 2,57 2350 545 250 Disol DSM-10 Leichtbau p-si 10,7 0,7 20,5 0,7 16,5-0,50 2,57 2350 542 245 Disol DSM-100 p-si 98,3 3,0 43,5 2,9 34,5-0,50 1,34 1251 1308 658 Disol DSM-20 p-si 20,6 1,4 20,5 1,3 16,5-0,50 1,37 1088 545 448 Disol DSM-20 Leichtbau p-si 20,6 1,4 20,5 1,3 16,5-0,50 1,37 1088 542 445 Disol DSM-5 p-si 5,3 0,4 20,5 0,3 16,5-0,50 5,46 3855 330 233 Disol DSM-5 Leichtbau p-si 5,3 0,4 20,5 0,3 16,5-0,50 5,46 3855 325 230 Disol DSM-50 p-si 49,9 3,0 22,0 2,9 17,5-0,50 0,67 632 993 448 DSM 100 p-si 98,3 3,0 43,5 2,9 34,5-0,40 1,34 1251 1308 658 DSM 108-24V p-si 105,0 3,2 44,4 3,0 35,0-0,40 1,34 1190 1308 658 Vemo Sol SOL170P p-si 170,5 5,5 43,2 4,9 34,8-0,36 0,79 439 1575 826 SOL175M m-si 175,0 5,0 44,9 4,8 36,9-0,37 0,68 776 1581 809 Viessmann Vitovolt 200 p-si 160,6 4,8 43,3 4,5 36,0-0,47 0,66 618 1594 810 Vitovolt 200 Typ KA2 p-si 175,1 8,1 29,2 7,4 23,6-0,50 0,33 242 1290 990 Vitovolt 200 Typ RA2 p-si 164,9 5,2 43,8 4,6 36,0-0,47 0,80 389 1620 810 Vitovolt 200 Typ RB2 p-si 169,6 5,3 44,0 4,7 36,0-0,47 0,76 457 1620 810 Vitovolt 300 p-si 319,4 4,9 77,2 4,5 70,5-0,32 0,32 1061 2385 1138 Vitovolt 300 Typ RB3 EFG 259,8 4,9 70,9 4,6 57,1-0,47 1,29 1040 1605 1336 Vitovolt 300 Typ RC3 EFG 249,5 4,8 70,4 4,4 57,1-0,47 1,32 959 1605 1336 Vitovolt 300 Typ RD3 p-si 265,3 5,0 72,4 4,5 58,7-0,47 1,32 928 1605 1336 Vikram Solar Eldora 130 (120w) m-si 120,1 8,0 21,9 7,1 16,9-0,50 0,40 154 1012 982 Eldora 130 (125w) m-si 125,6 8,0 21,9 7,3 17,2-0,50 0,29 184 1012 982 Eldora 130 (130w) m-si 130,2 8,1 22,1 7,4 17,6-0,50 0,27 181 1012 982 Eldora 130 (135w) m-si 135,3 8,1 22,1 7,6 17,8-0,50 0,24 211 1012 982 Eldora 200 (190w) m-si 190,8 7,9 33,2 7,2 26,5-0,50 0,41 274 1486 982 Eldora 200 (195w) m-si 196,2 7,9 33,3 7,4 26,7-0,50 0,38 312 1486 982 Eldora 200 (200w) m-si 201,2 8,0 33,4 7,5 27,0-0,50 0,36 309 1486 982 Eldora 200 (205w) m-si 205,2 8,0 33,5 7,6 27,0-0,50 0,35 345 1486 982 Eldora 220 (210w) m-si 213,5 8,0 36,9 7,3 29,3-0,50 0,47 306 1639 982 Eldora 220 (215w) m-si 217,2 8,0 37,0 7,4 29,4-0,50 0,45 335 1639 982 Eldora 220 (220w) m-si 220,9 8,0 37,1 7,5 29,5-0,50 0,44 361 1639 982 Eldora 220 (225w) m-si 225,7 8,1 37,2 7,6 29,7-0,50 0,42 358 1639 982 Eldora 270 (255w) m-si 255,5 8,0 44,5 7,3 35,0-0,50 0,58 372 1955 982

A.2 Solargenerator 383 Tabelle A.2.1.108. 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 0,56 405 1955 982 Eldora 270 (265w) m-si 264,8 8,1 44,6 7,5 35,3-0,50 0,54 401 1955 982 Eldora 270 (270w) m-si 270,6 8,1 44,7 7,6 35,6-0,50 0,51 430 1955 982 Eldora 270 (275w) m-si 275,2 8,1 44,7 7,7 35,7-0,50 0,49 464 1955 982 Wanfeng PV WFM-160D m-si 160,1 5,3 41,8 4,6 34,5-0,50 0,77 295 1580 808 WFM-160P m-si 160,1 8,2 28,3 6,9 23,2-0,50 0,50 76 1324 992 WFM-165D m-si 165,5 5,2 43,2 4,7 35,6-0,50 0,73 431 1580 808 WFM-170D m-si 170,1 5,4 43,3 4,8 35,8-0,50 0,74 358 1580 808 WFM-170P m-si 170,1 8,4 28,4 7,3 23,3-0,50 0,36 120 1324 992 WFM-175D m-si 175,1 5,5 43,7 4,9 36,1-0,50 0,73 356 1580 808 WFM-175P m-si 175,1 8,5 28,7 7,5 23,5-0,50 0,33 145 1324 992 WFM-180D m-si 179,9 5,5 43,8 5,0 36,2-0,50 0,65 473 1580 808 WFM-180P m-si 180,0 8,6 28,7 7,7 23,5-0,50 0,31 168 1324 992 WFM-185D m-si 185,0 5,5 44,8 5,1 36,2-0,50 0,71 586 1580 808 WFM-185P m-si 185,1 8,7 28,9 7,8 23,7-0,50 0,29 193 1324 992 WFM-190D m-si 189,8 5,5 45,8 5,2 36,3-0,50 0,77 668 1580 808 WFM-200D m-si 200,0 7,8 36,0 7,0 28,7-0,50 0,48 273 1640 992 WFM-200P m-si 200,0 7,3 36,5 6,9 29,2-0,50 0,45 396 1640 992 WFM-210D m-si 209,9 7,9 36,4 7,2 29,2-0,50 0,44 307 1640 992 WFM-210P m-si 209,9 7,6 36,7 7,1 29,4-0,50 0,43 378 1640 992 WFM-220D m-si 220,2 8,0 36,8 7,4 29,8-0,50 0,40 323 1640 992 WFM-220P m-si 220,0 7,9 36,9 7,5 29,4-0,50 0,42 373 1640 992 WFM-230D m-si 229,8 8,2 37,0 7,7 30,0-0,50 0,38 344 1640 992 WFM-230P m-si 230,1 8,2 37,3 7,7 29,8-0,50 0,41 363 1640 992 WFM-240D m-si 239,9 8,4 37,5 7,8 30,6-0,50 0,36 337 1640 992 WFM-250D m-si 250,1 7,8 43,2 7,3 34,4-0,50 0,52 410 1956 992 WFM-250P m-si 250,2 8,5 43,1 7,2 34,6-0,50 0,91 139 1956 992 WFM-260D m-si 260,3 7,9 43,6 7,5 34,8-0,50 0,50 450 1956 992 WFM-260P m-si 259,9 8,6 43,4 7,5 34,7-0,50 0,58 223 1956 992 WFM-270D m-si 270,3 8,1 43,8 7,7 35,2-0,50 0,47 442 1956 992 WFM-270P m-si 270,0 8,6 43,7 7,7 35,2-0,50 0,51 273 1956 992 WFM-280D m-si 280,2 8,3 43,8 8,0 35,2-0,50 0,45 455 1956 992 WFM-280P m-si 279,9 8,8 43,8 7,9 35,3-0,50 0,48 304 1956 992 WFM-55T m-si 55,0 5,0 14,7 4,8 11,6-0,50 0,28 248 1265 485 WFM-60T m-si 60,0 5,3 14,7 5,0 12,1-0,50 0,21 216 1265 485 WFM-65T m-si 65,1 5,4 15,1 5,1 12,7-0,50 0,18 217 1265 485 WFM-70D m-si 70,0 5,0 20,8 4,1 17,2-0,50 0,83 56 1199 550 WFM-80D m-si 80,0 5,4 21,2 4,6 17,5-0,50 0,45 89 1199 550 WFM-90D m-si 90,1 5,5 22,0 5,0 18,2-0,50 0,33 242 1199 550 Wanxiang Solar WXS100P p-si 99,9 7,5 18,3 6,7 14,9-0,50 0,23 132 848 987 WXS100S m-si 100,1 4,7 29,3 4,3 23,3-0,50 0,63 391 1074 801 WXS105P p-si 105,0 7,8 18,3 7,0 15,0-0,50 0,21 137 848 987 WXS105S m-si 104,9 4,9 29,3 4,5 23,5-0,50 0,57 382 1074 801 WXS110P p-si 110,1 7,8 19,5 6,9 16,0-0,50 0,24 122 1322 669 WXS110S m-si 110,0 5,1 29,3 4,6 23,8-0,50 0,52 366 1074 801 WXS115P p-si 115,1 8,0 19,7 7,1 16,2-0,50 0,23 121 1322 669 WXS115S m-si 115,0 4,7 32,9 4,4 26,2-0,50 0,67 505 1201 801 WXS120P p-si 119,9 7,5 22,0 6,7 17,8-0,50 0,28 158 1480 669 WXS120S m-si 120,1 4,9 32,9 4,5 26,5-0,50 0,61 485 1201 801 WXS125P p-si 124,9 7,8 22,0 6,9 18,0-0,50 0,26 151 1480 669 WXS125S m-si 125,1 4,7 36,6 4,3 29,1-0,50 0,79 489 1328 801

384 Anhang Tabelle A.2.1.109. 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 0,25 142 1480 669 WXS130S m-si 129,9 4,9 36,6 4,4 29,4-0,50 0,74 444 1328 801 WXS135P p-si 135,0 7,3 25,6 6,6 20,6-0,50 0,35 213 1164 987 WXS135S m-si 135,1 5,1 36,6 4,6 29,7-0,50 0,69 394 1328 801 WXS140P p-si 139,9 7,5 25,6 6,7 20,8-0,50 0,33 185 1164 987 WXS145P p-si 144,9 7,8 25,6 6,9 21,0-0,50 0,31 166 1164 987 WXS150S m-si 150,0 5,2 42,5 4,5 33,3-0,50 1,40 336 1580 808 WXS155P p-si 155,0 8,3 25,8 7,3 21,2-0,50 0,30 137 1164 987 WXS155S m-si 155,0 5,3 42,5 4,6 33,7-0,50 1,15 329 1580 808 WXS160P p-si 159,9 7,5 29,3 6,7 23,8-0,50 0,37 211 1322 987 WXS160S m-si 160,0 5,4 42,5 4,7 34,0-0,50 0,94 322 1580 808 WXS165P p-si 165,1 7,8 29,3 6,9 24,0-0,50 0,36 184 1322 987 WXS165S m-si 165,0 5,4 42,8 4,8 34,7-0,50 0,83 357 1580 808 WXS170P p-si 169,9 8,0 29,5 7,0 24,2-0,50 0,37 149 1322 987 WXS170S m-si 170,0 5,4 43,2 4,8 35,4-0,50 0,75 394 1580 808 WXS175P p-si 175,0 8,3 29,5 7,2 24,2-0,50 0,37 132 1322 987 WXS175S m-si 175,0 5,5 43,6 4,9 35,7-0,50 0,74 401 1580 808 WXS180P p-si 180,1 8,3 29,5 7,4 24,2-0,50 0,32 188 1322 987 WXS180S m-si 180,0 5,6 44,3 5,1 35,7-0,50 0,77 467 1580 808 WXS185P p-si 185,1 8,6 29,5 7,6 24,5-0,50 0,31 152 1322 987 WXS185S m-si 184,9 5,6 44,3 5,2 35,9-0,50 0,69 537 1580 808 WXS190P p-si 190,0 8,7 29,5 7,8 24,5-0,50 0,29 173 1322 987 WXS190S m-si 190,1 5,3 48,0 4,8 39,8-0,50 0,76 464 1705 798 WXS200P p-si 199,9 7,5 36,6 6,7 29,7-0,50 0,47 264 1642 991 WXS205P p-si 204,9 7,8 36,6 6,8 30,0-0,50 0,46 210 1642 991 WXS20S m-si 19,8 1,2 22,0 1,1 17,5-0,50 1,69 1303 443 424 WXS210P p-si 210,0 7,8 36,6 7,0 30,0-0,50 0,41 273 1642 991 WXS210S m-si 210,0 5,0 55,3 4,6 45,9-0,50 0,85 721 1704 942 WXS215P p-si 215,1 8,0 36,9 7,1 30,3-0,50 0,43 219 1642 991 WXS220P p-si 220,0 8,3 36,9 7,3 30,3-0,50 0,44 178 1642 991 WXS220S m-si 220,0 5,2 55,6 4,7 46,4-0,50 0,79 687 1704 942 WXS225P p-si 225,1 8,3 36,9 7,4 30,3-0,50 0,40 235 1642 991 WXS230P p-si 230,0 7,3 43,9 6,5 35,3-0,50 0,61 346 1956 992 WXS230S m-si 230,2 5,4 55,8 5,0 46,5-0,50 0,76 693 1704 942 WXS235P p-si 235,0 7,3 43,9 6,7 35,3-0,50 0,56 409 1956 992 WXS240P p-si 239,9 7,5 43,9 6,7 35,6-0,50 0,56 317 1956 992 WXS240S m-si 239,9 5,2 60,0 4,8 50,0-0,50 0,85 728 1840 942 WXS245P p-si 244,8 7,5 43,9 6,9 35,6-0,50 0,52 378 1956 992 WXS250P p-si 249,8 7,8 43,9 6,9 36,0-0,50 0,51 302 1956 992 WXS255P p-si 254,9 8,0 44,3 7,0 36,4-0,50 0,55 223 1956 992 WXS260P p-si 260,0 8,0 44,3 7,2 36,4-0,50 0,50 284 1956 992 WXS265P p-si 265,1 8,3 44,3 7,3 36,4-0,50 0,52 226 1956 992 WXS270P p-si 270,2 8,3 44,3 7,4 36,4-0,50 0,48 282 1956 992 WXS275P p-si 275,0 8,6 44,3 7,5 36,7-0,50 0,49 201 1956 992 WXS280P p-si 280,2 8,6 44,3 7,6 36,7-0,50 0,45 255 1956 992 WXS30S m-si 30,0 1,9 21,2 1,8 16,6-0,50 1,13 871 644 551 WXS40P p-si 40,1 3,3 16,9 3,0 13,4-0,50 0,52 357 616 667 WXS40S m-si 40,0 2,5 22,0 2,3 17,6-0,50 0,81 646 644 551 WXS45P p-si 45,0 3,3 19,4 2,9 15,4-0,50 0,63 360 696 667 WXS50P p-si 49,9 3,2 21,8 2,9 17,1-0,50 0,71 501 776 667 WXS50S m-si 50,1 4,7 14,6 4,3 11,6-0,50 0,32 195 818 543 WXS55P p-si 55,1 3,0 25,2 2,8 20,0-0,50 0,86 546 616 985 WXS55S m-si 55,0 5,1 14,6 4,6 11,9-0,50 0,26 183 818 543

A.2 Solargenerator 385 Tabelle A.2.1.110. 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 0,78 535 616 985 WXS60S m-si 60,0 4,7 17,1 4,4 13,6-0,50 0,34 272 945 543 WXS65P p-si 65,0 3,4 26,6 3,1 21,1-0,50 0,80 517 936 667 WXS65S m-si 65,0 5,1 17,1 4,6 14,2-0,50 0,27 199 945 543 WXS70P p-si 70,0 3,4 29,0 3,0 23,0-0,50 0,91 510 696 985 WXS70S m-si 69,9 4,9 19,5 4,5 15,7-0,50 0,38 254 1072 543 WXS75P p-si 75,0 6,3 16,9 5,6 13,3-0,50 0,31 154 1162 667 WXS75S m-si 75,0 5,2 21,2 4,5 16,7-0,50 0,70 168 1199 543 WXS80P p-si 80,0 6,5 16,9 6,0 13,4-0,50 0,26 176 1162 667 WXS80S m-si 80,0 5,4 21,2 4,7 17,0-0,50 0,47 161 1199 543 WXS85P p-si 85,0 7,0 17,1 6,3 13,6-0,50 0,26 143 1162 667 WXS85S m-si 85,0 5,4 21,6 4,8 17,7-0,50 0,37 197 1199 543 WXS90P p-si 90,0 7,3 17,1 6,6 13,7-0,50 0,23 142 1162 667 WXS90S m-si 90,0 5,6 22,1 5,1 17,8-0,50 0,39 233 1199 543 WXS95S m-si 95,1 4,9 26,8 4,4 21,6-0,50 0,54 319 1455 545 Webasto Webasto allround 25 W m-si 25,0 1,6 21,0 1,5 16,8-0,50 1,19 1062 509 577 Webasto allround 50W m-si 50,4 3,2 21,0 3,0 16,8-0,30 0,59 508 712 712 Webasto flexible 12 W m-si 11,9 0,8 21,0 0,7 16,8-0,50 2,49 2279 313 450 Webasto flexible 16 W m-si 16,0 1,1 21,0 1,0 16,8-0,50 1,99 1227 700 230 Webasto flexible 25 W m-si 25,0 1,6 21,0 1,5 16,8-0,50 1,19 1062 535 450 Webasto flexible 50W-R m-si 50,4 3,2 21,0 3,0 16,8-0,30 0,59 508 1000 460 Webasto flexible 50W-S m-si 50,4 3,2 21,0 3,0 16,8-0,30 0,59 508 690 690 Webel W 1000/100W m-si 100,0 6,9 21,0 6,1 16,4-0,50 0,41 160 1446 646 W 200 m-si 20,1 1,4 21,0 1,2 16,5-0,50 1,91 790 530 430 W 50C m-si 55,1 3,7 21,0 3,3 16,7-0,50 0,59 355 1001 500 W 900/75W m-si 75,1 5,1 21,0 4,6 16,4-0,50 0,47 261 1446 579 W100 m-si 110,1 7,4 21,0 6,6 16,7-0,50 0,31 160 1388 688 W1000 m-si 115,1 7,9 21,0 6,9 16,7-0,50 0,31 125 1446 646 W1600(160) m-si 160,3 5,5 42,0 4,8 33,4-0,50 0,88 373 1690 859 W1600(165) m-si 165,3 5,6 42,0 5,0 33,4-0,50 0,85 362 1690 859 W1600(170) m-si 170,0 5,7 42,5 5,1 33,4-0,50 0,83 460 1690 859 W1600(175) m-si 175,1 5,7 43,0 5,2 34,0-0,50 0,79 503 1690 859 W2000(150) m-si 150,1 5,1 42,0 4,5 33,2-0,50 0,94 432 1692 769 W2000(155) m-si 155,3 5,1 42,0 4,7 33,4-0,50 0,84 515 1692 769 W2000(160) m-si 160,3 5,3 42,0 4,8 33,4-0,50 0,81 503 1692 769 WS 1000/105W m-si 105,1 7,2 21,0 6,4 16,4-0,50 0,36 164 1446 645 WS 1000/110W m-si 108,1 7,4 21,0 6,6 16,4-0,50 0,34 166 1446 645 WS 1000/115W m-si 115,1 7,7 21,0 6,9 16,7-0,50 0,29 164 1446 645 WS 1000/120W m-si 120,1 7,9 21,0 7,2 16,7-0,50 0,27 170 1446 645 WS 1000/125W m-si 125,0 8,2 21,7 7,6 16,4-0,50 0,31 213 1446 645 WS 105 m-si 105,1 7,2 21,0 6,4 16,4-0,50 0,36 164 1446 645 WS 110 m-si 110,1 7,4 21,0 6,6 16,7-0,50 0,31 160 1446 645 WS 115 m-si 115,1 7,7 21,0 6,9 16,7-0,50 0,29 164 1446 645 WS 120 m-si 120,1 7,9 21,0 7,2 16,7-0,50 0,27 170 1446 645

386 Anhang Tabelle A.2.1.111. 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 0,31 213 1446 645 WS 80 m-si 80,0 5,4 21,0 4,9 16,4-0,50 0,43 254 1446 579 WS 85 m-si 85,2 5,7 21,0 5,1 16,7-0,50 0,39 215 1446 579 WS 90 m-si 90,0 5,9 21,0 5,4 16,7-0,50 0,35 237 1446 579 WS 900/80W m-si 80,0 5,4 21,0 4,9 16,4-0,50 0,43 254 1446 579 WS 900/85W m-si 85,2 5,7 21,0 5,1 16,7-0,50 0,39 215 1446 579 WS 900/90W m-si 90,0 5,9 21,0 5,4 16,7-0,50 0,35 237 1446 579 WS 900/95W m-si 95,5 6,3 21,0 5,7 16,9-0,50 0,33 194 1446 579 WS 95 m-si 95,5 6,3 21,0 5,7 16,9-0,50 0,33 194 1446 579 Würth Solar WS 11000 m-si 5,4 0,4 22,0 0,3 16,5-0,36 7,52 5232 205 305 WS 11001 m-si 7,6 0,5 22,0 0,5 16,5-0,36 12,45 1652 305 305 WS 11002 m-si 12,0 0,8 22,0 0,7 16,5-0,36 3,42 2276 405 305 WS 11003 m-si 18,2 1,2 22,0 1,1 16,5-0,36 2,28 1478 605 305 WS 11004 m-si 21,1 0,8 44,0 0,6 33,0-0,36 17,57 2428 605 405 WS 11005 m-si 32,0 1,1 44,0 1,0 33,0-0,36 11,95 1544 605 605 WS 11006 m-si 45,9 1,6 44,0 1,4 33,0-0,36 8,70 1024 905 605 WS 11007 CIS 70,0 2,1 46,0 2,0 35,0-0,36 2,47 1705 1205 605 WS 11007/75 CIS 77,0 2,4 44,5 2,2 35,0-0,36 1,93 1281 1205 605 WS 11007/80 CIS 79,9 2,5 45,5 2,2 36,0-0,36 2,05 970 1205 605 WS 31022 CIS 70,0 2,2 46,0 2,0 35,0-0,36 2,74 1432 1205 605 WS 31044 m-si 23,1 1,5 22,0 1,4 16,5-0,36 1,79 1169 605 405 WS 31045 m-si 35,0 2,2 22,0 2,1 16,5-0,36 1,16 902 605 405 WS 31046 CIS 54,5 3,6 22,0 3,3 16,5-0,36 0,84 447 905 605 WS 31047 CIS 80,9 5,2 22,0 4,9 16,5-0,36 0,51 351 1205 605 WS 31050/80 CIS 80,4 0,7 160,0 0,7 120,0-0,36 26,92 18820 1205 605 WSG 0025E080 CIS 80,4 0,7 160,0 0,7 120,0-0,36 27,49 17481 1200 600 WSG 0025E080 CIS 80,4 0,7 160,0 0,7 120,0-0,36 27,49 17481 605 1200 WSG 0035E075 CIS 72,9 5,0 22,0 4,4 16,5-0,36 0,89 251 605 1205 WSG 0036E075 CIS 75,3 2,4 44,5 2,2 35,0-0,36 2,00 1250 605 1205 WSK 001 CIS 5,6 0,4 22,0 0,3 16,5-0,36 7,22 5817 305 205 WSK 0019 CIS 23,1 1,5 22,0 1,4 16,5-0,36 1,79 1169 405 605 WSK 0020 CIS 35,0 2,3 22,0 2,1 16,5-0,36 1,23 738 605 605 WSK 0021 CIS 54,9 3,6 22,0 3,3 16,5-0,36 0,75 497 605 905 WSK 0039 CIS 12,0 0,8 22,0 0,7 16,5-0,36 3,42 2276 405 305 Wuxi Shangpin Solar SP125S-D1 m-si 2,1 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0,01 7 125 125 SP125S-D2 m-si 2,0 4,8 0,6 4,2 0,5-0,50 0,02 6 125 125 SP125S-H1 m-si 2,5 5,3 0,6 4,9 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-H2 m-si 2,5 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-H3 m-si 2,4 5,2 0,6 4,8 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-H4 m-si 2,4 5,3 0,6 4,7 0,5-0,50 0,01 6 125 125 SP125S-M1 m-si 2,4 5,1 0,6 4,7 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-M2 m-si 2,4 5,1 0,6 4,7 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-M3 m-si 2,3 5,0 0,6 4,6 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-M4 m-si 2,3 5,0 0,6 4,6 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-O1 m-si 2,2 5,0 0,6 4,5 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-O2 m-si 2,2 4,9 0,6 4,5 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-O3 m-si 2,2 4,9 0,6 4,5 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP125S-O4 m-si 2,1 4,9 0,6 4,4 0,5-0,50 0,01 7 125 125 SP125S-S1 m-si 2,6 5,3 0,6 5,0 0,5-0,50 0,01 9 125 125 SP125S-S2 m-si 2,5 5,3 0,6 4,9 0,5-0,50 0,01 8 125 125 SP156S-D1 m-si 3,3 7,6 0,6 6,8 0,5-0,50 0,01 4 156 156

A.2 Solargenerator 387 Tabelle A.2.1.112. 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 0,01 4 156 156 SP156S-H1 m-si 4,0 8,4 0,6 7,8 0,5-0,50 0,00 5 156 156 SP156S-H2 m-si 4,0 8,4 0,6 7,7 0,5-0,50 0,00 5 156 156 SP156S-H3 m-si 3,9 8,3 0,6 7,6 0,5-0,50 0,00 5 156 156 SP156S-H4 m-si 3,9 8,1 0,6 7,5 0,5-0,50 0,01 5 156 156 SP156S-M1 m-si 3,8 8,1 0,6 7,4 0,5-0,50 0,01 5 156 156 SP156S-M2 m-si 3,7 8,1 0,6 7,3 0,5-0,50 0,01 4 156 156 SP156S-M3 m-si 3,7 8,0 0,6 7,3 0,5-0,50 0,01 4 156 156 SP156S-M4 m-si 3,6 8,0 0,6 7,2 0,5-0,50 0,01 4 156 156 SP156S-O1 m-si 3,6 7,9 0,6 7,1 0,5-0,50 0,01 4 156 156 SP156S-O2 m-si 3,5 7,9 0,6 7,0 0,5-0,50 0,01 4 156 156 SP156S-O3 m-si 3,4 7,8 0,6 7,0 0,5-0,50 0,01 4 156 156 SP156S-O4 m-si 3,3 7,7 0,6 6,8 0,5-0,50 0,01 4 156 156 SP156S-S1 m-si 4,2 8,5 0,6 7,9 0,5-0,50 0,00 5 156 156 SP156S-S2 m-si 4,1 8,5 0,6 7,9 0,5-0,50 0,00 5 156 156 XGROUP S.p.A. XG60P/205Wp p-si 205,0 7,7 36,5 7,2 28,5-0,50 0,49 370 1050 1700 XG60P/210Wp p-si 210,0 7,9 36,6 7,3 28,8-0,50 0,47 351 1050 1700 XG60P/215Wp p-si 215,0 7,9 36,7 7,4 29,1-0,50 0,44 360 1050 1700 XG60P/220Wp p-si 220,0 8,0 36,7 7,5 29,3-0,50 0,42 356 1050 1700 XG60P/225Wp p-si 225,0 8,1 37,0 7,6 29,6-0,50 0,41 369 1050 1700 XG60P/230Wp p-si 230,0 8,1 37,1 7,7 29,9-0,50 0,39 379 1050 1700 XG60P/235Wp p-si 235,0 8,2 37,2 7,8 30,1-0,50 0,37 374 1050 1700 Yingli Solar YL110 p-si 110,3 7,0 22,0 6,3 17,5-0,45 0,33 187 1470 680 YL115 p-si 115,5 7,3 22,0 6,6 17,5-0,45 0,31 186 1470 680 YL120 p-si 120,8 7,6 22,0 6,9 17,5-0,45 0,29 184 1470 680 YL125 p-si 124,3 7,7 22,0 7,1 17,5-0,45 0,28 202 1470 680 YL130 p-si 129,5 8,1 22,0 7,4 17,5-0,45 0,27 181 1470 680 YL140 p-si 92,0 3,0 29,0 4,0 23,0-0,45 2,43 5 1310 990 YL150 p-si 98,9 3,2 29,0 4,3 23,0-0,45 2,31 5 1310 990 YL155 m-si 155,1 4,7 44,0 4,4 35,0-0,50 0,86 749 1335 990 YL160 p-si 161,0 7,7 29,0 7,0 23,0-0,45 0,39 243 1310 990 YL165 p-si 165,6 7,8 29,0 7,2 23,0-0,45 0,36 266 1310 990 YL170 p-si 170,2 8,1 29,0 7,4 23,0-0,45 0,36 239 1310 990 YL175 p-si 174,8 8,2 29,0 7,6 23,0-0,45 0,34 259 1310 990 YL180Wp p-si 179,4 8,4 29,0 7,8 23,0-0,45 0,33 255 1310 990 YL190 m-si 190,1 7,4 36,0 6,7 28,5-0,50 0,51 302 1650 1030 YL210Wp p-si 212,4 7,8 36,0 7,2 29,5-0,45 0,38 318 1650 1030 YL220Wp p-si 222,0 8,1 36,6 7,4 30,0-0,45 0,38 288 1650 1030 YLDJ-4 165 p-si 165,6 7,9 29,0 7,2 23,0-0,45 0,37 241 1310 990

388 Anhang Legende der Tabellen A.2.1.1 bis A.2.1.112 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

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

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

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

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: 48.128W P 2 3.2 A 4.7 (A.4.6) Definition von Bereichsvariablen: x:3,5;13 x 3 5 13 (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 2 150 fx () 100 50 0 2 4 6 8 10 12 14 x Abb. A.4.1. Mathcad X-Y-Diagramm

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 = 3,14159... e e e = 2,71828... [Strg] [Umschalt] Z = 10 307 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

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

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

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 60904-3 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

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

398 Anhang A.5.3 Serien-Innenwiderstand R s A.5.3.1 R s -Messung nach DIN EN 60 891 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)

A.5 Qualitätskontrolle 399 A.5.3.2 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 2.2 10 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)

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)

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 2.78 2.5 2.22 1.94 1.67 20 19.5 19 18.5 18 2.5 2.25 2 1.75 1.5 14.4 14 13.68 13.32 12.96 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.

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

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 5.411 6.45 I sc I sc U oc U oc I m 3.417 4.422 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

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

A.6 Matchverluste 405 Resultierende Kennlinien. Zusammenfassung der Kennwerte des PV-Modul-Arrays, vgl. (A.6.1). PVA 2.78 2.50 2.22 1.94 1.67 20.0 19.5 19.0 18.5 18.0 2.50 2.25 2.00 1.75 1.50 14.40 14.00 13.68 13.32 12.96 (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

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)

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

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

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 - 100 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) 10 100 10 1 k 1 9 9 100 10 (A.7.12)

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, 4850 0, 20 100 (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.7.1.1 bis A.7.1.11 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

A.7 Anlagenkomponenten 411 Tabelle A.7.1.1. PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Aixcon PS 1300 1,5 1,6 125 500 500 7,5 95,0% 92,9% Aixcon PS 1700 1,8 2,0 125 500 500 9,0 95,0% 93,2% Aixcon PS 2500 2,5 2,9 125 500 500 12,0 95,0% 93,5% Aixcon PT 3000 2,5 2,9 125 500 500 12,0 95,0% 94,2% Aixcon PT 5000 6,0 6,0 360 600 750 15,0 96,2% 94,4% ASP TCG2500/6 2,3 3,0 82 120 145 30,0 94,0% 91,5% ASP TCG4000/6 3,5 4,5 82 120 145 46,0 94,0% 92,0% ASP Top Class Spark 1,4 1,8 75 225 276 12,0 94,0% 92,1% Berel Electronic SP500 /12V Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =12V 0,5 10 15 50,0 93,0% Berel Electronic SP500 /24V Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =24V 0,5 20 30 25,0 93,0% Berel Electronic SP1000/24V Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =24V 1,0 20 30 60,0 93,0% Dorfmüller DMI 150/35 0,1 0,2 28 50 55 5,0 89,0% 86,6% Dorfmüller DMI 250/35 0,3 0,3 28 50 55 10,7 92,2% 90,2% Dorfmüller DMI 350/22 0,4 0,4 18 32 45 18,2 91,6% 89,7% Dorfmüller DMI 350/50 0,4 0,5 42 70 80 10,0 92,8% 91,2% Dorfmüller DMI 350/60-D 0,4 0,5 42 80 100 10,0 92,4% 90,8% Dorfmüller DMI 450/35 0,5 0,5 28 50 55 18,0 93,4% 91,8% Dorfmüller DMI 550/50 0,6 0,7 42 70 80 15,5 94,0% 91,5% Dorfmüller DMI 550/60-D 0,6 0,7 42 80 100 15,5 93,6% 91,2% Dorfmüller DMI 700/70 0,8 0,9 56 100 110 12,2 93,5% 92,0% Dorfmüller DMI 900/70 0,9 1,0 56 100 110 14,3 93,7% 92,1%

412 Anhang Tabelle A.7.1.2. PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR EAI SI3-4-400 4,2 5,0 600 750 750 7,5 94,0% 92,0% Energetica ENP 10 kw 13,0 13,0 150 500 630 27,0 97,0% 94,0% Energetica ENP 20 kw 22,0 22,0 150 500 630 42,0 97,0% 94,0% Energetica ENP 25 kw 27,0 27,0 150 500 630 55,0 97,0% 94,0% Energetica ENP 30 kw 32,0 32,0 150 500 630 67,0 97,0% 94,0% Exendis Gridfit 250 HV 0,21 0,25 54 120 120 5,0 92,0% 90,0% Exendis Gridfit 250 LV 0,21 0,25 27 50 50 8,5 92,4% 90,0% Exendis Gridfit 250 MV 0,21 0,25 38 75 75 5,2 92,0% 90,0% Fronius IG 15 1,4 1,85 150 400 500 10,8 94,0% 91,4% Fronius IG 20 1,9 2,5 150 400 500 14,3 94,5% 91,6% Fronius IG 30 2,6 3,5 150 400 500 18,0 94,5% 92,7% Fronius IG 40 3,6 4,8 150 400 500 29,4 94,5% 93,5% Fronius IG 400 32,0 42,0 210 420 530 164,0 94,3% 93,4% Fronius IG 500 40,0 52,0 210 420 530 205,0 94,3% 93,4% Fronius IG 60 4,6 6,1 150 400 500 35,8 94,5% 93,5% Fronius Sunrise MAXI 2,2 3,0 120 280 350 14,0 93,5% 91,2% Fronius Sunrise MICRO 0,8 1,1 120 300 350 4,7 92,0% 90,4% Fronius Sunrise MIDI 1,6 2,3 180 360 430 7,0 93,0% 91,2% Fronius Sunrise MIDI-PLUS 1,6 2,3 120 300 350 10,3 93,5% 91,0% Fronius Sunrise MINI 1,1 1,6 120 300 350 6,2 92,5% 90,5% Fronius Sunrise MINI-S 1,1 1,6 50 80 100 20,9 92,5% 90,3%

A.7 Anlagenkomponenten 413 Tabelle A.7.1.3. PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR G&H POWER-TRAP SB 1500 1,5 1,9 125 375 375 10,0 93,1% 91,0% G&H POWER-TRAP SB 2000 2,0 2,5 125 375 375 13,0 93,0% 91,2% G&H POWER-TRAP SB 2500 2,5 3,2 125 375 375 15,0 93,0% 91,0% G&H POWER-TRAP SC 1500 1,5 1,9 125 375 375 10,0 93,1% 91,0% G&H POWER-TRAP SC 2000 2,0 2,5 125 375 375 13,0 93,0% 91,2% G&H POWER-TRAP SC 2500 2,5 3,2 125 375 375 15,0 93,0% 91,0% G&H POWER-TRAP SL 1500 1,5 1,9 125 375 375 10,0 93,1% 91,0% G&H POWER-TRAP SL 2000 2,0 2,5 125 375 375 13,0 93,0% 91,2% G&H POWER-TRAP SL 2500 2,5 3,2 125 375 375 15,0 93,0% 91,0% G&H POWER-TRAP SO 1500 1,5 1,9 125 375 375 10,0 93,1% 91,0% G&H POWER-TRAP SO 2000 2,0 2,5 125 375 375 13,0 93,0% 91,2% G&H POWER-TRAP SO 2500 2,5 3,2 125 375 375 15,0 93,0% 91,0% Ingeteam Ingecon Sun 2,5 2,7 4,0 125 450 450 16,0 94,1% 93,1% Ingeteam Ingecon Sun 2,5 TL 2,7 4,0 125 450 450 16,0 96,0% 95,5% Ingeteam Ingecon Sun 5 5,4 8,0 125 450 450 33,0 94,1% 93,2% Ingeteam Ingecon Sun 5 TL 5,4 8,0 125 450 450 33,0 96,1% 95,6% Kaco PVI 1501i 1,8 2,0 125 400 400 15,2 95,5% 93,0% Kaco PVI 2500i 2,9 3,0 350 600 750 8,6 95,9% 93,0% Kaco PVI 2600-2,0 2,5 2,6 350 600 750 7,5 95,2% 92,5% Kaco PVI 2600-2,6 3,0 3,2 350 600 750 8,5 96,0% 92,5% Kaco PVI 3500i 3,8 4,0 350 600 750 11,4 96,0% 93,7%

414 Anhang Tabelle A.7.1.4. PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Kaco PVI 4000 4,8 5,0 350 600 750 14,4 95,8% 94,4% Kaco PVI 4000i 4,8 5,0 350 600 750 14,4 95,8% 94,4% Kaco PVI 4500i 5,1 5,8 350 600 750 16,6 95,8% 94,5% Kaco PVI 5000 6,0 6,4 350 600 750 17,7 95,8% 94,5% Kaco PVI 5000i 6,0 6,4 350 600 750 17,7 95,8% 94,5% Magnetek PVI 3600 3,6 3,6 150 600 600 20,0 96,0% 95,0% Magnetek PVI 3600 Outdoor 3,6 3,3 150 600 600 20,0 96,0% 95,0% Mastervolt Soladin 120 0,1 0,2 24 40 50 3,0 93,0% 91,0% Mastervolt Sunmaster QS 1200 1,1 1,2 100 380 450 5,0 95,0% 94,5% Mastervolt Sunmaster QS 2000 1,7 2,1 100 380 450 7,5 95,0% 94,0% Mastervolt Sunmaster QS 3200 2,8 3,6 100 380 450 15,0 95,0% 94,0% Mastervolt Sunmaster QS 6400 5,5 7,2 100 380 450 30,0 95,0% 94,0% Pairan Pesos PVI 2300 2,3 2,6 125 500 500 10,0 94,0% 92,0% Pairan Pesos PVI 2300 T 2,3 2,6 125 400 500 10,0 93,0% 91,5% Pairan Pesos PVI 250 T 0,3 0,3 50 100 100 4,5 91,0% 89,8% Pairan Pesos PVI 3500 3,5 3,8 125 500 500 15,0 94,0% 92,0% Philips EVO 2000-Master 2,0 3,0 80 350 450 10,0 95,0% 93,5% Philips EVO 2000-Slave 2,0 3,0 80 350 450 10,0 95,0% 93,5% Philips EVO 300 0,3 0,4 45 100 135 5,0 94,0% 93,4% Philips EVO 500 0,5 0,6 45 170 230 5,0 96,0% 95,0% RES RESUN1 1,5 1,5 100 800 850 1,8 98,6% 95,5%

A.7 Anlagenkomponenten 415 Tabelle A.7.1.5. PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR SatCon PowerGate AE-100-50-PV-B 110,0 114,0 250 660 660 350,0 96,5% 94,0% SatCon PowerGate AE-225-50-PV-B 248,0 256,0 250 660 660 790,0 96,8% 94,0% SatCon PowerGate AE-50-50-PV-B 55,0 57,0 250 660 660 175,0 96,3% 94,0% Siemens SINVERTsolar 100 kva 100,0 105,0 450 720 800 220,0 96,0% 93,5% Siemens SINVERTsolar 150 kva 150,0 147,0 450 720 800 308,0 96,0% 94,0% Siemens SINVERTsolar 20 kva 20,0 19,0 450 720 800 40,0 95,0% 92,1% Siemens SINVERTsolar 200 kva 200,0 210,0 450 720 800 440,0 96,0% 94,0% Siemens SINVERTsolar 30 kva 30,0 32,0 450 720 800 66,0 95,0% 92,5% Siemens SINVERTsolar 30 kva-r 30,0 32,0 450 720 800 66,0 94,0% 91,5% Siemens SINVERTsolar 300 kva 300,0 335,0 450 720 800 701,0 97,0% 95,0% Siemens SINVERTsolar 340 kva 340,0 392,0 450 720 800 820,0 97,0% 95,0% Siemens SINVERTsolar 40 kva 40,0 41,0 450 720 800 86,0 95,0% 92,7% Siemens SINVERTsolar 40 kva-r 40,0 41,0 450 720 800 86,0 94,0% 91,7% Siemens SINVERTsolar 400 kva 400,0 488,0 450 720 800 1022,0 97,0% 95,0% Siemens SINVERTsolar 60 kva 60,0 71,0 450 720 800 149,0 96,0% 93,0% Siemens SINVERTsolar 80 kva 80,0 84,0 450 720 800 176,0 96,0% 93,1% Siemens SITOP solar 4600 IP65 5,0 6,0 200 630 675 20,0 94,5% 93,5% Siemens SITOP solar Master 1500 1,7 1,8 200 550 550 6,5 93,5% 93,0% Siemens SITOP solar Master 2300 2,5 3,0 200 630 675 10,0 94,0% 93,0% Siemens SITOP solar Slave 1500 1,7 1,8 200 520 550 6,5 94,5% 93,5% Siemens SITOP solar Slave 2300 2,5 3,0 200 630 675 10,0 95,0% 94,0%

416 Anhang Tabelle A.7.1.6. PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Siemens SITOP solar T 1200 1,3 1,5 115 250 350 13,0 93,0% 92,0% Siemens SITOP solar T 1500 1,7 1,9 145 350 450 13,0 93,0% 92,0% Siemens SITOP solar T 2000 2,2 2,5 145 250 350 16,0 93,0% 92,0% Siemens SITOP solar T 2000 H 2,2 2,5 190 350 450 13,0 93,0% 92,0% SMA Sunny Boy SB 2000 2,0 2,6 125 500 500 10,0 96,0% 95,0% SMA Sunny Boy SB 2100TL 2,1 2,2 125 480 600 11,0 96,0% 95,2% SMA Sunny Boy SB 2500 2,5 3,5 224 600 600 12,0 94,3% 93,3% SMA Sunny Boy SB 2800i 2,8 3,8 224 600 600 13,5 94,0% 93,0% SMA Sunny Boy SB 3000 3,0 4,1 268 600 600 12,0 95,0% 93,6% SMA Sunny Boy SB 3000TL 3,0 3,2 125 440 550 17,0 97,0% 96,3% SMA Sunny Boy SB 3300 3,3 3,8 200 500 500 20,0 95,2% 94,4% SMA Sunny Boy SB 3300TL 3,3 3,9 125 750 750 8,0 95,6% 94,8% SMA Sunny Boy SB 3300TL HC 3,3 3,4 125 600 750 11,0 96,0% 94,6% SMA Sunny Boy SB 3800 3,8 4,0 200 500 500 20,0 95,6% 94,7% SMA Sunny Boy SB 4000TL 4,0 4,2 125 440 550 30,0 97,0% 96,4% SMA Sunny Boy SB 4200TL Multi-String 4,2 4,4 125 750 750 15,0 95,6% 94,5% SMA Sunny Boy SB 5000 Multi-String 5,1 5,4 125 750 750 22,5 95,5% 94,5% SMA Sunny Boy SB 5000TL 5,0 5,3 125 440 550 30,0 97,0% 96,5% SMA Sunny Boy SWR 1100E 1,1 1,5 139 400 400 10,0 93,0% 91,9% SMA Sunny Boy SWR 1100LV 1,1 1,5 24 60 60 56,0 92,0% 90,4% SMA Sunny Boy SWR 1700E 1,7 2,2 139 400 400 12,6 93,5% 92,3%

A.7 Anlagenkomponenten 417 Tabelle A.7.1.7. 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 0,6 73 150 150 7,0 93,4% 92,0% SMA Sunny Boy SWR 700/200V 0,6 0,8 96 200 200 7,0 93,4% 92,0% SMA Sunny Boy SWR 700/250V 0,7 1,0 119 250 250 7,0 93,4% 92,0% SMA Sunny Boy SWR 850 0,9 1,3 119 250 250 8,0 93,3% 92,0% SMA Sunny Central 1000MV 1000,0 1160,0 450 800 880 2400,0 97,5% 96,5% SMA Sunny Central 125 LV 125,0 150,0 300 600 650 291,0 94,0% 93,3% SMA Sunny Central 150 kva 150,0 185,0 450 800 880 354,0 95,0% 93,9% SMA Sunny Central 200 kva 200,0 245,0 450 800 880 472,0 96,0% 94,9% SMA Sunny Central 250 kva 250,0 310,0 450 800 880 591,0 96,0% 95,0% SMA Sunny Central 300 kva 300,0 375,0 450 800 880 710,0 96,0% 95,0% SMA Sunny Central 350 kva 350,0 435,0 450 800 880 817,0 96,0% 95,2% SMA Sunny Central 400MS 400,0 500,0 450 800 880 945,0 97,0% 96,0% SMA Sunny Central 500MS 500,0 625,0 450 800 880 1182,0 97,0% 96,0% SMA Sunny Central 60 kva 60,0 75,0 450 800 880 140,0 94,0% 92,6% SMA Sunny Central 60 kva LV 60,0 75,0 300 600 650 215,0 93,0% 91,3% SMA Sunny Central 90 kva 90,0 110,0 450 800 880 212,0 95,0% 93,6% SMA Sunny Central 90 Outdoor 90,0 110,0 450 800 880 212,0 95,0% 93,6% SMA Sunny Central SC 200HE 200,0 235,0 450 820 880 472,0 97,3% 96,4% SMA Sunny Central SC 250HE 250,0 295,0 450 820 880 591,0 97,5% 96,7% SMA Sunny Central SC 350HE 350,0 410,0 450 820 880 800,0 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%

418 Anhang Tabelle A.7.1.8. 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 3,3 21 32 140,0 94,5% SMA Sunny Island SI 4248 Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =48V 4,2 41 63 100,0 95,0% SMA Sunny Island SI 4248U Inselwechselrichter 120V/60Hz, U bat =48V 4,2 41 63 100,0 95,0% SMA Sunny Island SI 5048 Inselwechselrichter 230V/50Hz, U bat =48V 5,0 41 63 120,0 95,0% SMA Sunny Island SI 5048U Inselwechselrichter 120V/60Hz, U bat =48V 5,0 41 63 120,0 95,0% SMA Sunny Mini Central SMC 10000TL 10,0 10,35 333 500 700 31,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Mini Central SMC 11000TL 11,0 11,40 333 500 700 34,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Mini Central SMC 6000TL 6,0 6,20 333 500 700 19,0 98,0% 97,7% SMA Sunny Mini Central SMC 7000HV 7,0 7,50 335 560 800 23,0 96,1% 95,3% SMA Sunny Mini Central SMC 7000TL 7,0 7,20 333 500 700 22,0 98,0% 97,7% SMA Sunny Mini Central SMC 8000TL 8,0 8,25 333 500 700 25,0 98,0% 97,7% SMA Sunny Mini Central SMC 9000TL 9,0 9,30 333 500 700 28,0 98,0% 97,6% SMA Sunny Tripower STP 10000TL 10,0 10,4 150 800 1000 22,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Tripower STP 12000TL 12,0 12,5 150 800 1000 22,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Tripower STP 15000TL 15,0 15,6 150 800 1000 33,0 98,0% 97,5% SMA Sunny Tripower STP 17000TL 17,0 17,6 150 800 1000 33,0 98,0% 97,5% Solar-Fabrik convert 2000 1,8 2,3 90 450 450 9,0 97,0% 94,0% Solar-Fabrik convert 2700 2,3 2,9 125 600 600 11,0 96,0% 95,2% Solar-Fabrik convert 4000 3,8 4,5 400 800 850 10,0 96,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 1200 / HV 0,75 0,81 200 500 600 5,0 93,5% 92,0%

A.7 Anlagenkomponenten 419 Tabelle A.7.1.9. 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 0,81 100 350 450 10,0 93,5% 92,0% Solarstocc Powerstocc PS 2000 / HV 1,5 1,6 200 500 600 7,0 93,5% 92,0% Solarstocc Powerstocc PS 2000 / MV 1,5 1,6 100 350 450 11,0 93,5% 92,0% Solarstocc Powerstocc PS 4000 / HV 3,0 3,2 200 500 600 14,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 4000 / MV 3,0 3,2 100 350 450 22,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 5000 / HV 4,0 4,3 200 500 600 21,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 5000 / MV 4,0 4,3 100 350 450 33,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 6000 / HV 4,5 4,8 200 500 600 21,0 94,0% 93,0% Solarstocc Powerstocc PS 6000 / MV 4,5 4,8 100 350 450 33,0 94,0% 93,0% Solon NEG 1600+ 1,8 2,0 56 98 110 32,0 94,3% 92,3% Sputnik Solar Max 100 80,0 105,0 480 800 900 225,0 95,0% 93,6% Sputnik Solar Max 125 100,0 125,0 480 800 900 225,0 95,0% 93,6% Sputnik Solar Max 20 20,0 24,0 450 800 900 48,0 95,0% 93,5% Sputnik Solar Max 30 25,0 33,0 450 800 900 60,0 95,0% 93,6% Sputnik Solar Max 40 30,0 40,0 450 800 900 75,0 95,0% 93,6% Sputnik Solar Max 400 300,0 400,0 480 800 900 670,0 96,0% 94,8% Sputnik Solar Max 45 35,0 45,0 450 800 900 78,0 94,0% 93,1% Sputnik Solar Max 60 50,0 60,0 480 800 900 136,0 95,0% 93,6% Sputnik SolarMax 2000 E 1,8 2,3 90 560 600 11,0 97,0% 95,4% Sputnik SolarMax 3000 E 2,5 3,3 90 560 600 11,0 97,0% 95,5% Sputnik SolarMax 4000 E 3,8 4,5 400 800 900 10,0 96,0% 93,6%

420 Anhang Tabelle A.7.1.10. PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR Sputnik SolarMax 6000 E 5,0 6,5 90 560 600 22,0 97,0% 96,2% Sun Power SP 100 000 90,0 119,6 420 800 800 284,8 95,0% 93,0% Sun Power SP 12 000-750 12,0 15,0 300 750 750 30,0 97,0% 94,0% Sun Power SP 1200-400 1,2 1,5 125 320 400 10,8 92,0% 90,0% Sun Power SP 1500/E-48 1,8 2,1 56 150 150 38,0 89,0% 89,0% Sun Power SP 2000-450 1,8 2,4 196 450 450 12,3 93,9% 92,0% Sun Power SP 2000-600 2,0 2,6 280 450 600 7,0 94,0% 92,0% Sun Power SP 25 000 22,0 29,3 420 800 800 69,7 95,0% 93,0% Sun Power SP 2500-450 2,5 3,6 194 400 450 14,0 94,0% 92,0% Sun Power SP 2500-600 2,5 3,6 280 540 600 9,7 94,0% 92,0% Sun Power SP 2800-550 2,8 3,8 196 550 550 17,9 94,0% 92,0% Sun Power SP 3000/E-48 4,5 4,3 56 150 150 75,2 90,0% 90,0% Sun Power SP 3400-600 3,4 4,6 280 600 600 15,0 94,0% 92,0% Sun Power SP 40 000 35,0 46,6 420 800 800 110,9 95,0% 93,0% Sun Power SP 5000/E-120 7,5 6,9 145 300 300 47,4 92,0% 92,0% Sunset Sun3Grid 5000 4,8 5,0 330 600 800 14,4 95,8% 94,5% Sunset Sun3Grid 6000 6,0 6,0 330 600 800 17,7 95,8% 94,5% SunTechnics STW 1400 1,5 2,0 150 400 500 10,8 94,1% 91,4% SunTechnics STW 1900 2,0 2,7 150 400 500 14,3 94,2% 91,6% SunTechnics STW 2600 2,7 3,6 150 400 500 19,0 95,2% 92,7% SunTechnics STW 3600 4,1 5,5 150 400 500 29,4 94,3% 93,6%

A.7 Anlagenkomponenten 421 Tabelle A.7.1.11. PV-Wechselrichterkennwerte Hersteller Typ P AC P PV U MPPmin U MPPmax U DCmax I DCmax max EUR SunTechnics STW 4600 5,0 6,7 150 400 500 35,8 94,2% 93,5% Sunways Sunways NT 1800 1,5 1,9 150 300 390 10,0 92,7% 91,6% Sunways Sunways NT 2600 2,2 2,8 350 650 750 7,0 97,1% 96,5% Sunways Sunways NT 4000 3,3 4,0 350 650 750 10,0 97,0% 96,4% Sunways Sunways NT 6000 5,0 6,3 350 650 750 15,0 97,0% 96,3% Total Energie Gridfit 2200 2,2 3,1 125 350 400 12,5 94,0% 92,0% UfE NEG 4 4,7 5,0 40 90 110 91,0 96,0% 94,9% Würth WE 1200 1,1 1,2 27 40 60 37,0 94,0% 92,5% Würth WE 5000 5,0 5,6 350 550 600 22,0 95,0% 92,0% Xantrex GT 100 E 100,0 105,0 330 600 600 319,0 95,5% 94,6% Legende der Tabellen A.7.1.1 bis A.7.1.11 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 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)

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)

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)

A.8 Systemdimensionierung 425 Tabelle A.8.2. z ( z) f( x) dx 0 z 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0,0 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

426 Anhang Tabelle A.8.3. z Lz ( ) x f( xdx ) 0 z 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0,0 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

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

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

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 1,100 2 0,508 0,515 0,523 0,530 0,538 0,545 0,553 0,561 0,568 0,576 3 0,340 0,347 0,354 0,360 0,367 0,374 0,381 0,388 0,395 0,402 4 0,256 0,263 0,269 0,275 0,282 0,289 0,295 0,302 0,309 0,315 5 0,206 0,212 0,218 0,225 0,231 0,237 0,244 0,250 0,257 0,264 6 0,173 0,179 0,185 0,191 0,197 0,203 0,210 0,216 0,223 0,230 7 0,149 0,155 0,161 0,167 0,173 0,179 0,186 0,192 0,199 0,205 8 0,131 0,137 0,142 0,149 0,155 0,161 0,167 0,174 0,181 0,187 9 0,117 0,123 0,128 0,134 0,141 0,147 0,153 0,160 0,167 0,174 10 0,106 0,111 0,117 0,123 0,130 0,136 0,142 0,149 0,156 0,163 11 0,096 0,102 0,108 0,114 0,120 0,127 0,133 0,140 0,147 0,154 12 0,089 0,095 0,100 0,107 0,113 0,119 0,126 0,133 0,140 0,147 13 0,082 0,088 0,094 0,100 0,106 0,113 0,120 0,127 0,134 0,141 14 0,077 0,083 0,089 0,095 0,101 0,108 0,114 0,121 0,128 0,136 15 0,072 0,078 0,084 0,090 0,096 0,103 0,110 0,117 0,124 0,131 16 0,068 0,074 0,080 0,086 0,092 0,099 0,106 0,113 0,120 0,128 17 0,064 0,070 0,076 0,082 0,089 0,095 0,102 0,110 0,117 0,125 18 0,061 0,067 0,073 0,079 0,086 0,092 0,099 0,107 0,114 0,122 19 0,058 0,064 0,070 0,076 0,083 0,090 0,097 0,104 0,112 0,120 20 0,055 0,061 0,067 0,074 0,080 0,087 0,094 0,102 0,110 0,117 21 0,053 0,059 0,065 0,071 0,078 0,085 0,092 0,100 0,108 0,116 22 0,051 0,057 0,063 0,069 0,076 0,083 0,090 0,098 0,106 0,114 23 0,049 0,055 0,061 0,067 0,074 0,081 0,089 0,096 0,104 0,113 24 0,047 0,053 0,059 0,066 0,072 0,080 0,087 0,095 0,103 0,111 25 0,045 0,051 0,057 0,064 0,071 0,078 0,086 0,094 0,102 0,110 26 0,044 0,050 0,056 0,063 0,070 0,077 0,085 0,093 0,101 0,109 27 0,042 0,048 0,055 0,061 0,068 0,076 0,083 0,091 0,100 0,108 28 0,041 0,047 0,053 0,060 0,067 0,075 0,082 0,090 0,099 0,107 29 0,040 0,046 0,052 0,059 0,066 0,074 0,081 0,090 0,098 0,107 30 0,039 0,045 0,051 0,058 0,065 0,073 0,081 0,089 0,097 0,106

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 250 10 t CO (A.10.3) 6 2 2002 2

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Simulations-Software und Einstrahlungsdaten 437 Simulations-Software und Einstrahlungsdaten [400] INSEL: Solar-Simulationssystem. Internet: www.inseldi.com [401] Meteonorm: Strahlungsdaten-Generator. Internet: www.meteotest.ch [402] PV*SOL: PV-Systeme Dimensionierung und Simulation. Internet: www.valentin.de [403] SolEm: Netzgekoppelte PV-Systeme. Dimensionierung und Simulation. Internet: www.solem.de [404] SUNDI: Verschattungsanalysen. Internet: www.volker-quaschning.de/software/sundi [405]Deutscher Wetterdienst (DWD): Klima+Umwelt/Klimadaten/Solarenergie. Internet: http://www.dwd.de [406] Satel-Light: The European Database of Daylight and Solar Radiation. Internet: http://www.satel-light.com [407] World Radiation Data Centre (WRDC): Russian Federal Service for Hydrometeorology and Environmental Monitoring. Internet: http://wrdc-mgo.nrel.gov [408] World Radiation WMO Data Centre: Voeikov Main Geophysical Observatory, World Radiation Data Centre. Internet: http://wrdc.mgo.rssi.ru [409] Surface meteorology and Solar Energy: National Aeronautics and Space Administration (NASA). Internet: http://eosweb.larc.nasa.gov/sse [410] Renewable Resource Data Center (RReDC): National Renewable Energy Laboratory, USA. Internet: http://www.nrel.gov/rredc [411] Environment Canada:. Internet: http://www.ec.gc.ca

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 111 - 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

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

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