Glossar

Ein Regler vergleicht die Soll-Temperatur mit der Ist-Temperatur im Raum. Sind diese abweichend, wird dies an die Steuerung des zentralen Erzeugers weiter gegeben. Ist die Solltemperatur erreicht wird nicht mehr geheizt, bis die Temperatur wieder abfällt. Bei einem P-Regler muss die Abweichung entsprechend groß sein (1 K bzw. 2 K), dass er reagiert.

Ein Passivhaus erfüllt einen bestimmten Energiestandard, dabei beträgt die Heizlast maximal 10 W/m² oder der Jahresheizwärmebedarf maximal 15 kWh/m²a. Weiterhin ist auch die Luftdichtigkeit mit n₅₀ maximal 0,60/h festgelegt. Der Primärenergiebedarf liegt bei maximal 40 kWh/m²a  für die Versorgung des Gebäudes und bei maximal 95 kWh/m²a inklusive aller elektrischen Verbraucher. Ein Passivhaus ist so gut wärmegedämmt, dass es keine Heizungsanlage im herkömmlichen Sinn mehr benötigt. Der Heizenergiebedarf wird zu großen Teilen aus Wärmegewinnen durch Sonneneinstrahlung, der Abwärme von Personen und technischen Geräten gedeckt. Der verbleibende Heizenergiebedarf kann durch eine kontrollierte Wohnraumlüftung mit Zuluftnachheizung erfolgen. Das Ergebnis ist ein hoher Wohnkomfort gekoppelt mit einem niedrigen Energieverbrauch.

Das weltweite Ölfördermaximum – der so genannte Peak-Oil – bezeichnet den Scheitelpunkt, an dem die Hälfte aller konventionell förderbaren Erdölvorkommen erschöpft sein werden.

Feuchtebeständige Dämmmaterialien, die z.B. im Erdreich oder Spritzwasserbereich eingesetzt werden können, wie z.B. Schaumglas oder Polystyrol-Extruderschaum (XPS).

Phase Change Materials (Phasenwechselmaterialien) sind Materialien, die aufgrund von äußeren Einflüssen (Licht, Druck, Wasser oder Temperatur,…) ihren Aggregatzustand reversibel verändern können. Sie verfügen über die Eigenschaft, durch Kristallisation ihren Zustand von flüssig zu fest zu verändern und eine zuvor bei höherer Temperatur aufgenommene und gespeicherte Menge von Wärmeenergie wieder frei setzen zu können. PCM dient somit als Latentwärmespeicher.

Photovoltaik bezeichnet die direkte Umwandlung von Strahlungsenergie, vornehmlich Sonnenenergie, in elektrische Energie also Strom.

Die direkte Erzeugung von Strom aus Sonnenlicht wird als Photovoltaik (PV) bezeichnet. Der Photoeffekt ist das Grundprinzip für die photovoltaische Stromerzeugung. Die Photonen des Sonnenlichts sorgen für die Übertragung von Energie auf in Materie gebundene Elektronen. In speziell fabrizierten Halbleitermaterialien wird so ein Spannungspotenzial erzeugt, das über einen Stromkreis genutzt werden kann (s. folgende Abbildung,).

Abbildung:Funktionsweise einer kristallinen Solarzelle, Quelle: ina Planungsgesellschaft mbH; Hegger, Fuchs, Stark, Zeumer, Energie Atlas, München, 2007, S. 138, B 4.108

Dünnschicht-Halbleiter:

• Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS): Dünnschichtzellen, gute Wirkungsgrade.
• Galliumarsenid (GaAs): hocheffiziente Solarzellen
• Zinkselenid (ZnSe): Dünnschichtmodule
• Cadmiumtellurid (CdTe): Dünnschichtmodule
• Cadmiumsulfid (CdS): seltener genutzt

Siliziumbasierte Materialien:

• Monokristallines Silizium: höchste Wirkungsgrade
• Polykristallines Silizium: kostengünstigere Alternative zu monokristallinem Silizium
• Amorphes Silizium (a-Si): Dünnschichtmodule, ist flexibler

Um der Solarzelle Strom entnehmen zu können, müssen auf Vorder- und Rückseite metallische Kontakte aufgebracht werden. Auf der Rückseite ist das Aufbringen einer ganzflächigen Kontaktschicht möglich. Die Vorderseite hingegen muss möglichst gut lichtdurchlässig sein. Deshalb werden hier die Kontakte meist in Form eines dünnen Gitters oder einer Baumstruktur aufgebracht. Eine durchsichtige Antireflexschicht bewirkt eine Verminderung von Reflexionsverlusten an der Zelloberfläche.

Die vordere Halbleiterschicht ist negativ geladen (n-dotiert), die hintere positiv (p-dotiert). Wenn Photonen aus der Sonnenstrahlung auf die Halbleiterschicht treffen, lösen sich daraus Elektronen und beginnen sich zu bewegen: Die negativ geladenen Elektronen wandern zur Vorderseite der n-dotierten Schicht. Sie hinterlassen in der Halbleiterschicht positiv geladene Löcher, die sich ihrerseits zur p-dotierten Schicht bewegen. Durch die Bewegung entsteht in der Übergangsschicht zwischen den zwei Halbleitern eine elektrische Spannung, die über Metallschichten abgeleitet und von einem Wechselrichter in Wechselstrom umgewandelt wird.

Zelltypen Photovoltaik

  1. Dickschichttechnologie: Poly- und monokristalline Siliziumzellen

 
Sowohl bei polykristallinen als auch bei monokristallinen Siliziumzellen bewirkt die Antireflexschicht jeweils eine Veränderung in der Zellfärbung. Durch Variation der Schichtdicke der Antireflexschicht lassen sich bestimmte Farbtöne erzielen. Herstellbar sind derzeit die Farben Grün, Gold, Braun und Violett.
Die schimmernde Färbung der polykristallinen Zellen verleiht Gebäuden einen innovativen Charakter. Ihre Farbe ist blau (mit Antireflexschicht) bzw. silbergrau (ohne Antireflexschicht). Die Struktur von monokristallinen Solarzellen ist homogen, ihre Farbe ist dunkelblau bis schwarz (mit Antireflexschicht) bzw. dunkelgrau (ohne Antireflexschicht). Durch ihre matte Farbe zeigen sie ein elegantes, sachliches Erscheinungsbild.

Darüber hinaus werden Module mit verschiedenen Transparenzgraden angeboten, welche als Verschattungselemente dienen können. Bedruckungen der Module für z.B. Werbeslogans sind zudem möglich. Jedoch muss an dieser Stelle bedacht werden, dass Farbigkeit und Transparenz auch immer eine Senkung des Modulwirkungsgrads und somit der Effizienz zur Folge hat.

Abbildung: links: Polykristalline Zelle, rechts: Monokristalline Zellen, Quelle: https://www.homeandsmart.de/monokristallin-oder-polykristallin-pv

Abbildung: Modul aus amorphem Silizium, Quelle: https://solarwissen.selfmade-energy.com/amorphes-silizium-was-ist-das/   

• 2. Dünnschichttechnologie

Um die hohen Materialverluste bei der traditionellen Herstellung von kristallinen Siliziumwafern zu reduzieren, werden in einem Bandziehverfahren ca. 0,001 mm dicke Siliziumbänder produziert.

In einem anderen Verfahren für Dünnschichtzellen aus kristallinem Silizium, z.B. mikrokristallinem Silizium, wird nach einer Wärmebehandlung eine dünne Siliziumschicht direkt auf einen Glasträger aufgebracht. Diese Technik nennt man CSG (Crystalline Silicon on Glass).

Bei amorphen Siliziumzellen wird gestaltloses (amorphes), geschmolzenes Silizium ebenfalls direkt auf eine Trägerschicht (meistens Glas) aufgebracht. Die Struktur dieser Zellen ist homogen, die Farbe rötlichbraun bis schwarz. Die Zellform ist frei wählbar. Flexible Solarzellen auf Metall- oder Kunststofffolien sind möglich.

Die energetische Amortisationszeit von amorphen Siliziumzellen liegt bei etwas über einem Jahr. Ihr Modul-Wirkungsgrad liegt jedoch im Durchschnitt nur bei 6-10% %.
Eine Alternative sind Zellen aus Kupfer-Indium-Selenid, die sogenannten CIS-Zellen. Diese weisen Modul-Wirkungsgrade von bis zu 17 % auf. Die Struktur ist homogen, die Farbe schwarz.

Abbildung: assade mit CIS-Modulen, Quelle: https://www.solarserver.de/2020/11/11/photovoltaik-solarfassadenmodule-von-avancis-fuer-holz-hybrid-neubau-in-tuebingen/ Daneben sind noch Cadmiumtellurid-Zellen (CdTe-Zellen) auf dem Markt. Das Material ist preiswerter als Silicium, besonders als Dünnschichtsolarzelle, aber nicht so leistungsfähig. Da sie giftige Schwermetalle enthalten ist deren Einsatz nicht zu empfehlen.  

• 3. Dünnschichttechnologie und Konzentratorlinsen

Abbildung: Konzentratormodul, Quelle: www.ise.fhg.de

Abbildung: Mittlere jährliche Globalstrahlung, Quelle: ina Planungsgesellschaft mbH, vgl. M. Hegger et al., Energie Atlas, 2007 

Wichtig sind außerdem die Kenntnis über die Dauer bzw. Richtung der Sonneneinstrahlung. Die Intensität der Globalstrahlung und der Anteil diffuser Strahlung an einem Ort sind jahres- und tageszeitlichen Schwankungen unterworfen. Mit dem Stand der Sonne ist sie mittags stärker als morgens und abends und im Sommer stärker als im Winter. In den nördlichen Hemisphären wandert die Sonne von Osten nach Westen und verändert dabei ihren Höhenstand im Tages- und Jahresverlauf. So verzeichnet Deutschland bei wolkenlosem Himmel an einem bis zu 17 Stunden langen Sommertag etwa 25 Mal mehr Sonnenenergie als ein bedeckter Tag im Winter, wenn die Tageslänge auf acht Stunden schrumpft. Die Solareinstrahlung unterliegt also starken jahreszeitlichen Schwankungen, rund zwei Drittel des solaren Energieangebots in Deutschland stehen zwischen April und September zur Verfügung.

Abbildung: Jahreszeitlicher Sonnenverlauf auf der nördlichen Erdhalbkugel; 21. Juni (Sommersonnenwende); 21. März/ Sept. (Tagundnachtgleiche); 21. Dezember (Wintersonnenwende). Quelle: ina Planungsgesellschaft mbH, vgl. M. Hegger, et. al., Energie Atlas,1. Auflage

Abbildung: Strahlungsintensität auf unterschiedlich orientierte Flächen, im Winter, 21. Dezember (links), im Frühjahr, 23. März und Herbst 23. Sept. (Mitte), im Sommer, 21. Juni (rechts). Quelle: ina Planungsgesellschaft mbH, vgl. Pistohl, Handbuch der Gebäudetechnik, Band 2, 7. Auflage, Werner Verlag 2009 

Im Gegensatz zur solaren Wärmeerzeugung sind Systeme zur solaren Stromerzeugung i. d. R. „noch“ auf eine Maximierung der Erträge über das gesamte Jahr ausgelegt. In Deutschland werden mit einer Südorientierung und einer Neigung von ca. 30° zur Horizontalen optimale Energieerträge erreicht. Abweichende Flächen nach Südost und Südwest liefern ebenfalls annähernd gute Werte. In der Horizontalen liegt die Jahressumme der Globalstrahlung 10 bis 15 % niedriger. Fassadenflächen weisen bei südlicher Orientierung noch 75 % der Einstrahlung gegenüber einer optimalen Ausrichtung auf. Bei gleichzeitiger Funktionsübernahme von Bauteilen sind auch Fassaden potentielle Flächen für die Installation. Für ausgewählte Ausrichtungen sind die prozentualen Energieerträge im Vergleich zur Horizontalen für die photovoltaische Nutzung in der nachfolgenden Abbildung dargestellt (s. folgende Abbildung).

Abbildung: Relative jährliche Einstrahlung auf unterschiedliche Orientierungen im Vergleich zur Horizontalen, Quelle: ina Planungsgesellschaft mbH; vgl. B. Weller, et al., Photovoltaik, Detail Praxis, 1. Auflage, 2009

Ob ein Gebäude an das öffentliche Stromnetz angeschlossen sein soll oder nicht, hat einen wesentlichen Einfluss auf die Auslegung einer PV-Anlage. Hier wird zwischen Inselsystemen und netzgekoppelten Systemen unterschieden. 

Der wesentliche Unterschied von einem Inselsystem (z. B. Bergstation in den Alpen) zu einem netzgekoppelten System ist, dass die Stromversorgung komplett am Gebäude sichergestellt werden muss. Daher muss (z.B. bei nicht ausreichende Solarstrahlung), gegebenenfalls noch ein weiterer Energieerzeuger eingebracht werden. Der Einbau eines Stromspeichers ist zudem umzusetzen, um den zeitlich schwankenden Energieertrag und -bedarf zu regulieren. 

Wird ein netzgekoppeltes System installiert, kann die Speicherung eventuell entfallen, da der solar erzeugte Strom ins Netz eingespeist werden kann. Überschüsse können durch das EEG vergütet werden. Bei einer zu geringen Stromproduktion wird der Strom aus dem Netz bezogen. Auch muss sich die PV-Anlage in ihrer Dimensionierung nicht nach dem Verbrauch des Gebäudes richten, sondern kann, im Gegensatz zur Solarthermie, nach geometrischen, wirtschaftlichen und gestalterischen Kriterien erfolgen. 

Inselsysteme werden eher selten umgesetzt (z.B. Berghütte). In der Praxis finden sich daher eher rein netzgekoppelte Systeme oder Mischsysteme, die den Strom vorrangig selbst nutzen und „nur“ den überschüssigen Strom ins Netz einspeisen. Je nach System werden unterschiedliche Anlagenkomponenten (insbesondere Zähler) benötigt (s. folgende Abbildung).

Insbesondere bei kristallinen Modulen können kleine Verschattungen den elektrischen Energieertrag überproportional verringern. Dünnschichtmodule reagieren weniger empfindlich auf Verschattungen. Die langen und dünnen Zellstreifen lassen sich nicht so leicht komplett abdecken. Wenn der Schatten senkrecht zu den Zellstreifen verläuft, verringert sich die Leistung bis zu einem gewissen Ausmaß proportional zur betroffenen Zellfläche. Wird eine einzelne Zelle vollständig verschattet, stellt sich ein höherer Leistungsverlust für das verschattete Modul ein. Eine negative Auswirkung besteht auch darin, dass nicht nur das verschattete Modul, sondern alle in Reihe geschalteten Module die Leistungsminderung erfahren. Denn den Stromfluss bestimmt das schwächste Glied in der Reihe. Dies kann durch sogenannte Bypass-Dioden umgangen werden.

Abb.: (links) Bedeutung der Verschattungsfreiheit von Photovoltaikanlagen; Quelle: ina Planungsgesellschaft mbH; Hegger, Fuchs, Stark, Zeumer, Energie Atlas, München, 2007, S. 140, B 4.113

Abb.: (rechts) Leistungsverluste durch nahe Schatten bei kristallinen- und Dünnschichtmodulen; Quelle: ina Planungsgesellschaft mbH; B. Weller et al., Photovoltaik, Detail Praxis, 1. Auflage, 2009 

Lange Schatten in den frühen Morgen- und späten Abendstunden können in Kauf genommen werden, da sie nur geringe Verluste verursachen. Lassen sich Verschattungen nicht ausschließen, so kann zudem in diesem Bereich die Photovoltaik ausgespart und mit anderen Materialien ergänzt oder durch Blindmodule (inaktive Dummys) ersetzt werden (Die Überprüfung sollte anhand einer Verschattungsstudie erfolgen). 

Ein weiterer Bestandteil einer PV-Anlage ist der Wechselrichter, auch Inverter genannt, der den vom Generatorfeld erzeugten Gleichstrom in netzkonformen Wechselstrom umwandelt. Geometrie, Leistung und Anordnung der Module bestimmen die Wahl des Wechselrichterkonzepts. Die Umwandlung der Energie durch Wechselrichter ist mit Verlusten behaftet, die im Optimalfall 5 %, im ungünstigsten Fall bis zu 15 %, betragen können. Beim Einbau ist der Montageort zu berücksichtigen, da der Austausch und die Wartung der Wechselrichter gewährleistet sein müssen. 

Man unterscheidet im Wesentlichen zwischen zentralen und dezentralen Wechselrichterkonzepten. Für große Anlagen ab 30 kWp mit homogener, verschattungsfreier Ausrichtung empfiehlt sich ein zentrales Konzept, bei dem parallele Modulstränge zusammengefasst und an einen Zentralwechselrichter angeschlossen werden. Für die Großgeräte muss in der Planung eine ausreichend große Stellfläche mit einem dafür ausreichend klimatisierten Raum vorgesehen werden. 

Da bei bauteilintegrierten Anlagen nicht immer homogene Ausrichtungen und Neigungen möglich sind, bieten sich hier dezentrale Konzepte mit sog. Strangwechselrichtern an. Sie werden jeweils an ein oder zwei parallele Stränge direkt angeschlossen. Dieses Konzept optimiert den Verkabelungsaufwand und spätere Erweiterbarkeit. Je nach Wechselrichtersystem unterscheidet sich die Länge der Gleichstromkabel. Optimal ist die Installation des Wechselrichters in der Nähe der Photovoltaikanlage, da es durch lange Leitungen zu Leistungsverlusten kommen kann. Die Kabelführung ist sorgfältig zu planen, insbesondere bei transparenten Bauteilen. Je nach Anwendungsgebiet kann die Kabelführung in der Hinterlüftungsebene oder in der Konstruktion, wie z. B. der Pfosten-Riegel-Fassade, geführt werden. Systemtechnik und Photovoltaikmodule sollten zudem für Wartungen zugänglich sein. Dies ist in der Ausführungsplanung zu beachten.

Abbildung: Anlagenkonzepte netzgekoppelter PV-Systeme, a: Zentralwechselrichterkonzept, b: Strangwechselrichterkonzept, c: Modulwechselrichterkonzept, Quelle: ina Planungsgesellschaft mbH; B. Weller et al., Photovoltaik, Detail Praxis, 1. Aufl., 2009

Polyethylen-/Polypropylen-Folien (PE-/PP-Folien) kommen häufig als Dampfsperren zu Einsatz.

Polystyrol-Extruderschaum (XPS) ist einer der am häufigsten verwendeten Perimeter-Dämmstoffe. Umgangssprachlich wird XPS auch als Styrodur (Herstellername) bezeichnet.

Polystyrol-Hartschaum (EPS) ist einer der am häufigsten verwendeten Dämmstoffe (z.B. WDVS). Umgangssprachlich wird EPS auch als Styropor (Herstellername) bezeichnet.

Primärenergie [kWh] beschreibt die Energie, die mit den natürlich vorkommenden Energieformen oder Energieträgern zur Verfügung steht.

Der Primärenergiebedarf [kWh/m²a] beinhaltet zusätzlich zu dem eigentlichen Energiebedarf des Systems den Energiebedarf der vorgelagerten Prozesskette außerhalb der Systemgrenze (Gewinnung, Umwandlung und Verteilung des Energieträgers).

Zu seiner Ermittlung wird der entsprechende Energiebedarf mit einem Primärenergiefaktor entsprechend der beteiligten Energieträger multipliziert.

Die durch Gewinnung, Umwandlung und Transport eines Energieträgers entstehenden Verluste werden mittels eines Primärenergiefaktors erfasst und bei einer primärenergetischen Bewertung aufgeschlagen. Die Primärenergiefaktoren sind je nach Bilanzierungssystem und Land unterschiedlich.

Der Primärenergieinhalt (PEI) [MJ] bzw. [kWh] eines Baustoffs beschreibt den zur Herstellung und Nutzung des Materials notwendigen Aufwand an Energieträgern (Ressourcen). Dabei wird zwischen nicht erneuerbarer Primärenergie (Braunkohle, Steinkohle, Erdgas, Erdöl, Uran etc.) und erneuerbarer Primärenergie (Wasserkraft, Windkraft, Sonnennutzung durch Solarenergie oder Biomasse etc.) unterschieden.

(Ökobilanz-Begriff): Produkte oder Dienstleistungen, deren Bereitstellung ein Zusammenspiel vieler Komponenten und Prozesse erfordert.

Prozesswärme ist die Wärme, die für technische Prozesse und Verfahren genutzt wird. Prozesswärme entsteht  normalerweise durch Verbrennungsprozesse oder elektrischen Strom; bestenfalls kann man Abwärme als Prozesswärme nutzen.

Pufferspeicher dienen der kurzzeitigen Zwischenspeicherung von Wärmeenergie zur Überbrückung des ungleichen Tagesgangs des Wärmebedarfs oder der Wärmeerzeugung.

Als Pumpspeicherkraftwerke bezeichnet man eine besondere Form von Speicherkraftwerken, die zur Energiespeicherung elektrische Energie in potentielle Energie von Wasser umwandeln.

Punktuelle Wärmebrücken sind Störungen, welche auf einen Punkt bezogen werden können (z.B. Fassadenanker oder Stützen). Definiert werden diese Wärmebrücken über den sogenannten punktbezogenen Wärmebrückendurchgangskoeffizienten, dem χ-Wert [W/K].