| title | description | date | created | changed | lang | keywords | abstract | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Mini-Solaranlagen für daheim und unterwegs |
Online-Artikel von Dr. David von Oheimb mit wichtigen Hintergrund-Infos zum Thema Photovoltaik und vielen praktischen Tipps für Balkonkraftwerke und andere kleine Solar-Anlagen, einschließlich Hinweisen, welche Komponenten und Verwendungsformen sich unter welchen Umständen lohnen: exakte Simulationsergebnisse für Rentabilität, optimale Modul-Ausrichtung und die Verwendung von Wechselrichtern und Speicherbatterien inklusive Regelung. |
2022-03-20 20:36:16 +0100 |
, erstellt in März 2022 |
, letzte Änderung: |
de |
|
This is the abstract.
|
Wichtige Hintergrund-Infos zur Photovoltaik und viele praktische Tipps für Balkonkraftwerke und andere kleine Stecker-Solaranlagen -- einschließlich Hinweisen, welche Komponenten und Verwendungsformen sich unter welchen Umständen lohnen: exakte Simulationsergebnisse für Rentabilität, optimale Modul-Ausrichtung und die Verwendung von Wechselrichtern und Speicherbatterien inklusive Regelung.
Mit einem sog. Steckersolargerät kann man sehr einfach und relativ günstig Solarstrom gewinnen und über eine Steckdose direkt ins Hausnetz einspeisen. Das spart Stromkosten und kann sich je nach verwendeten Komponenten und deren Aufstellung schon nach wenigen Jahren Betrieb rechnen --- allerdings nur soweit man den Strom auch gleichzeitig selbst verbraucht. Weil diese Betriebsart den überschüssigen Strom an die Allgemeinheit weitergibt und keine Batterie benötigt, ist sie für die ökologische Gesamtbilanz am besten.
Für eine gewisse Unabhängigkeit von der nicht ständig kräftig vorhandenen
Sonneneinstrahlung und vom allgemeinen Stromnetz
braucht man eine aufladbare Batterie als Stromspeicher und weitere Geräte,
was das Ganze deutlich aufwendiger und teurer macht.
Durch eine Strompufferung mit einer geeigneten vom aktuellen Verbrauch im
Haushalt abhängigen Regelung lässt sich überschüssige Energie zwischenspeichern
und bei Bedarf wieder abrufen und damit der Eigenverbrauchsanteil erhöhen.
Eine sog. Inselanlage ist auch während Stromausfällen verwendbar,
soweit die Speicherkapazität und die Einstrahlung zum Nachladen reichen.
Hier geht es nicht um Solarthermie, also die direkte Gewinnung von Wärme durch Sonneneinstrahlung, sondern um die Erzeugung von elektrischem Strom. Es geht auch nicht primär um „große“ Photovoltaik-Anlagen etwa auf Hausdächern (dazu gibt es z.B. einen fundierten Leitfaden von der HTW Berlin), wobei viele Aspekte natürlich gleich oder leicht übertragbar sind.
Meine Motivation als Autor ist vor allem physikalisch-technische Bildung --- also relevante Zusammenhänge zu verstehen und möglichst hilfreich darzustellen. Ich verfolge keinerlei kommerzielle Interessen (Verkauf, Sponsoring, o.ä.) --- finanziell geht mir es darum, wie ich selbst und Andere mit vertretbarem Aufwand und geringen Kosten möglichst viel Nutzen aus eigenem Solarstrom ziehen können.
Alle Inhalte sind von mir selbst recherchiert (meist online) und beschrieben,
wobei ich viele Quellen verlinke, die ich interessant und hilfreich finde.
Sehr viel praktisch Relevantes habe ich durch den Austausch zu PV-Angeboten
auf myDealz.de mitbekommen, überprüft und eingebaut.
Auch über das Photovoltaik-Forum
und PV-Enthusiasten vom Solar2030 e.V.,
bei dem ich sei der Gründung Mitglied bin, kamen einige wertvolle Hinweise.
Um möglichst verlässliche und detaillierte Werte zum nutzbaren Ertrag von
PV-Anlagen auch mit besonderen Eigenschaften ohne oder mit Speicher zu erhalten,
habe ich einen eigenen Simulator mit vielen Optionen entwickelt,
dessen Ergebnisse an mehreren Stellen maßgeblich eingeflossen sind.
Als Privatperson und auch als naturwissenschaftlich-technisch versierter Nichtprofi kann ich natürlich keine offiziellen Informationen bzw. absolut verlässliche Hinweise geben und für die Inhalte keine Gewähr oder gar Haftung übernehmen. Wer bezüglich Stecker-PV-Anlagen etwas Offizielleres sucht, der sei z.B. auf den schönen Leitfaden von SmartGridsBW und die „Fachinformation“ des DKE verwiesen.
Die Verlinkung, Weitergabe und sonstige Weiterverwendung dieser Inhalte,
auch in geeigneten Auszügen, ist ausdrücklich erlaubt und erwünscht.
Bedingungen sind dabei Quellenangabe und Weitergabe unter gleichen Bedingungen,
was bei Verlinkung automatisch der Fall ist.
Lizenzkürzel:
CC BY-SA 4.0
- Zusammenfassung
- Zielsetzung und Abgrenzung
- Nutzunglizenz
- Inhaltsverzeichnis
- Photovoltaik und ihr möglicher Ertrag
- Stromverbrauch und Einspeisung im Haushalt
- Eigenverbrauch und seine Berechnung
- Nutzungsvarianten
- Direkte Netzeinspeisung (Steckersolargerät SSG, „Balkonkraftwerk“)
- Hausnetzeinspeisung mit Batteriepuffer
- Inselanlage (mit Batteriespeicherung)
- Kombination aus Hausnetzeinspeisung und Inselanlage
- Auswahl und Nutzung von Komponenten
- Beispiel-Konfigurationen
- [Kombi-Anlage](#Kombianlage)
Mit Solarzellen kann man Sonnenlicht in elektrische Energie umwandeln, woraus sich auch die Bezeichnung Photovoltaik (PV) ableitet.
Leider ist diese Art der Stromgewinnung nicht besonders effizient. Das erste Photovoltaikmodul wurde 1883 von Charles Fritts entwickelt und hatte einen Wirkungsgrad von 1%. Der Wirkungsgrad der heutzutage üblichen Photovoltaik-Technologie mit Siliziumzellen liegt bei 18 bis 20%, wobei teilweise wohl auch 22% erreicht werden. Wenn man nicht sehr mit Platz sparen muss, lohnt es sich allerdings kaum, für einen wenige Prozentpunkte höheren Wirkungsgrad mehr Geld auszugeben.
Abgesehen vom Wirkungsgrad gibt es in der Praxis Verluste, die davon abhängen, wie alt die PV-Module sind, wie sehr ihre Ausrichtung von der aktuellen Einstrahlungsrichtung der Sonne abweicht (wobei senkrechte Einstrahlung natürlich optimal, aber selten erreichbar ist), wie stark sie verschattet und/oder verschmutzt sind und wie warm sie sind. Die altersbedingten Verluste (Degradation) steigen ziemlich linear etwa 0,5% pro Jahr, so dass sich bei einer projektierten Gesamt-Verwendungsdauer von 20 Jahren eine durchschnittliche Degradation (also nach 10 Jahren) von 5% ergibt. Auch der termperaturbedingte Verlust ist praktisch linear und liegt je nach Zelltyp bei insgesamt etwa 10%, wenn die Modultemperatur beispielsweise 55°C beträgt, also 30°C über der Temperatur bei Standard-Testbedingungen (STC) von 25°C. Genaueres dazu z.B. hier.
Zu berücksichtigen ist zudem der elektrische Wirkungsgrad der übrigen PV-Anlage (also z.B. von Wechselrichter, Leitungen, ggf. Batterie) von etwa 80 bis 95%.
Das Hauptproblem der Photovoltaik ist allerdings viel grundlegender, nämlich die am Erdboden oft nicht oder nur schwach verfügbare Sonneneinstrahlung.
Die von Solarzellen abgegebene Leistung hängt ziemlich linear von der Intensität der Einstrahlung durch die Sonne ab.
Die Strahlungsleistung der Sonne auf unseren Planeten außerhalb der Atmosphäre (also ohne Dämpfung durch Luftmoleküle, Wolken und Schmutz) senkrecht zum Sonnenstand berechnet sich zu 1367 W/m² und wird als terrestrische Solarkonstante bezeichnet. Die Stärke der tatsächlich auf den Erdboden treffende Sonneneinstrahlung, welche als Globalstrahlung (engl. global horizontal irradiance, GHI), bezeichnet wird, ist natürlich viel geringer. Der 30-Jahres-Mittelwert in Deutschland liegt bei etwa 125 W/m². Sie hängt stark vom Standort auf der Erde ab und ist je nach Bewölkung, Tages- und Jahreszeit sehr variabel. An einem wolkenlosen Sommertag werden maximal etwa 900 W/m² erreicht, bei leichter Bewölkung mit teils reflektierter Strahlung bis über 1000 W/m². Bei sehr schlechtem Wetter kann der Strahlungswert unter 100 W/m² sinken.
{:.center}Die Karten des DWD und von Solargis geben einen Überblick, welche Summe an Globalstrahlung pro Quadratmeter horizontaler Fläche durchschnittlich im Jahr zusammenkommt. In Deutschland sind es im Schnitt der Jahre 1991 bis 2020 nach Berechnungen des Deutschen Wetterdienstes 1086 kWh/m².
{:.center width="798"}
Das Sonneneinstrahlung erreicht uns nicht nur auf direktem Wege.
Sie wird auch durch die Erdatmosphäre gestreut und trifft
als Diffusstrahlung auf die Erde, selbst wenn die Direktstrahlung
durch Wolken oder feste Hindernisse abgeschattet wird.
Die Diffusstrahlung ist nahezu richtungsunabhängig und macht
im Jahresschnitt fast die Hälfte der Globalstrahlung auf die Horizontale aus.
Auf eine 40° nach Süden geneigte Fläche sind es gut 40% der Gesamtstrahlung.
Der Anteil der von der Erdoberfläche (z.B. durch Wolkenspiegelung oder Schnee)
auf die Fläche reflektierten Strahlung liegt dann bei knapp 2%.
{:style="clear:both"} Die Nennleistung (engl. nominal power, power rating) von Solarmodulen wird in Wp (Watt Peak) angegeben. Zu ihrer Bestimmung verwendet man eine Referenzbestrahlung mit einem normierten Sonnenlichtspektrum einer Stärke von 1000 W/m² bei Zelltemperatur 25°C. Diese standard test conditions (STC) sind ziemlich praxisfern. Realistischer sind die Normalbedingungen (engl. nominal operating cell temperature (NOCT)) mit 45° Betriebstemperatur und 800 W/m² Einstrahlung.
Bei näherer Betrachtung bedeutet die Nennleistung in kWp (also 1000 Wp) die effektive Solarfläche des Moduls, also Fläche (in m²) × Wirkungsgrad. Daher lässt sich der Wirkungsgrad eines Solarmoduls sehr einfach nachrechnen, indem man seine Nennleistung in kWp durch seine Fläche in m² teilt. Für den Wirkungsgrad der verwendeten Solarzellen muss man von der Gesamtfläche vorher die Ränder und Zwischenräume abziehen (typischerweise 5-10%).
Die Wp-Angaben für Solarmodule sind mit Vorsicht zu genießen --- hauptsächlich weil die tatsächliche Leistung wie oben erwähnt stark von der Situation (Ausrichtung im Vergleich zum Sonnenstand, Bewölkung, Verschattung usw.) abhängig und meist deutlich geringer ist. Außerdem weil besonders chinesische Händler von flexiblen Solarmodulen dazu tendieren, bei den Leistungsangaben deutlich zu übertreiben. Daher lohnt sich als Plausibiltäts-Check, den Wirkungsgrad nachzurechnen.
In unseren Breitengraden ist je nach Standort bei optimaler statischer Ausrichtung der Solarmodule ein Jahres-Ertrag von 1100 kWh pro kWp installierter PV-Nennleistung möglich. Manche Angaben dazu sind mit etwa 900 bis 1000 kWh eher zu konservativ bzw. etwas veraltet, andere sehr optimistisch mit bis zu 1200 bis 1300 kWh. Es kommt schlichtweg darauf an, welche Werte man bei der Globalstrahlung ansetzt (je nach Standort, in Deutschland in Jahressumme etwa 1090 kWh/m²) und welche Annahmen man bzgl. Modul-Ausrichtung und Anlagen-Wirkungsgrad trifft.
{:.center}
Der Jahresertrag lässt sich leicht näherungsweise berechnen,
und zwar durch Multiplikation der Nennleistung der PV-Module in kWp
mit dem spezifischen PV-Jahresertrag (engl. PV potential, PVOUT) in kWh/kWp.
Dieser ist standortspezifisch und beinhaltet Annahmen zu typischen praktisch
relevanten Faktoren wie den Verlust durch Verschmutzung und Wechselrichtung.
Man erhält diese auch spezifischer Ertrag genannte Kenngröße aus den
groben Karten von Solargis,
aus dem Global Solar Atlas der Weltbank
(auch von Solargis) oder am Genauesten aus der PVGIS-Datenbank der EU
bei der Standard-Eingabe von 1 kWp für die installierte max. PV-Leistung.
Die Leistung von Solarmodulen hängt vor Allem von der Direktstrahlung ab --- und zwar nicht nur von ihrer Intensität, sondern auch davon, wie sehr ihre Fläche auf den aktuellen Sonnenstand ausgerichtet ist. Dabei geht es um die zur Modulfläche senkrechte Komponente der Direktstrahlung, also um den Faktor Kosinus der Winkelabweichung vom Lot auf die Modulfläche.
Mit der Diffusstrahlung, welche wie oben erwähnt von der Richtung der Direktstrahlung unabhängig ist und einen erstaunlich großen Anteil an der Gesamtstrahlung ausmacht, können Solarzellen leider nicht sehr viel anfangen. Für diesen also effektiv geringen Anteil wäre eine waagerechte Anordnung optimal.
{:width="392" }
{:width="385" .right}
Den besten Jahres-Gesamtertrag
bekommt man in süddeutschen Breitengraden bei Orientierung genau nach Süden
und mit ca. 38° Neigung (also Winkel relativ zur Waagerechten).
Genaueres kann man z.B. über
PVGIS (oder einfacher über
Solarserver)
standortspezifisch anhand von Geo- und Klimadaten berechnen/simulieren,
wobei es auf ein paar Grad hin oder her nicht ankommt.
{:.center}
Diese Grafik zeigt sehr schön die relative Änderung des Jahres-Gesamtertrages
einer PV-Anlage mit zunehmender Winkel-Abweichung von Süden (Azimut)
abhängig vom Neigungswinkel, wenn der optimale Neigungswinkel 35° beträgt.
Sie wurde von bonotos erzeugt,
basierend auf Daten von Prof. Konrad Mertens
von der FH Münster.
Beim PV-Ertrag und entsprechenden Simulationen ist zu beachten, dass dabei
üblicherweise der Jahres-Gesamtertrag betrachtet und optimiert wird.
Dieser unterliegt der Annahme, dass man den zur jeweiligen Tageszeit
(und Jahreszeit) erzeugten Strom auch immer gleichmäßig nutzen kann,
sei es durch direkten Eigenverbrauch,
Zwischenspeicherung (was allerdings auch Verluste mit sich bringt)
oder vergütete Einspeisung (die aber leider selten attraktiv ist).
Wenn man --- wie mit den meisten Steckersolargeräten --- den erzeugten Strom
nur direkt im Haushalt verbrauchen kann und der Rest ins externe Netz geht,
sollte man das Nutzungsprofil berücksichtigen, welches auch auch
Lastprofil genannt wird.
{:width="500" .right}
Durch genaue Simulation für durchschnittliche
Haushalts-Tages-Nutzungsprofile zeigt sich, dass
eine Abweichung von der optimalen Ausrichtung
deutlich weniger Einbußen beim selbst genutzten Jahres-Gesamtertrag bringt.
So liegt bei südlicher Ausrichtung, aber senkrechter Anbringung
im Verhältnis zur optimalen Neigung 35° die Einbuße beim Eigenverbrauch
nicht bei 30% vom Optimum, sondern je nach Lastprofil bei 23%.
Die Eigenverbrauchs-Einbuße durch Anbringung auf der West- oder Ostseite
liegt mit senkrechter Anbringung bei 46% und mit 35° Neigung bei 17%.
| Azimut | Neigung | Nettoertrag | Einbuße | Eigenverbrauch | Einbuße |
|---|---|---|---|---|---|
| W/O: +/-90° | 90° | 323 kWh | 51% | 252 kWh | 46% |
| W/O: +/-90° | 35° | 522 kWh | 21% | 385 kWh | 17% |
| SW/SO: +/-45° | 90° | 432 kWh | 36% | 336 kWh | 28% |
| SW/SO: +/-45° | 35° | 623 kWh | 6% | 449 kWh | 3% |
| Süd: 0° | 90° | 463 kWh | 30% | 357 kWh | 23% |
| Süd: 0° | 35° | 661 kWh | 0% | 464 kWh | 0% |
| :-------------: | :---- | ------------: | --------: | --------------: | --------: |
Man hat also zur Ausrichtung seiner Solarmodule bezüglich Eigenverbrauch größere Flexibilität als allgemein angenommen.
Wer aus irgendeinem Grund (etwa wegen der Befestigung) eine möglichst flache Neigung der PV-Module wählt, sollte trotzdem mindestens 12° verwenden, um eine Selbstreinigung der Moduloberflächen durch Niederschlag zu ermöglichen.
Wenn man Solarmodule (z.B. auf dem Dach eines Wohnmobils) in waagerechter Lage anbringt, ist man von der Orientierung (Himmelsrichtung) unabhängig. Allerdings kommen nach meiner Erfahrung billige flexible PV-Module selbst mittags an sehr sonnigen Tagen kaum über die Hälfte der angegebenen Spitzenleistung hinaus.
Seit vielen Jahren hält sich in der Community hartnäckig die Legende, eine Aufteilung in zwei Orientierungen, z.B. die klassische Ost-West-Ausrichtung oder irgendwo dazwischen nach Südosten und Südwesten, sei günstig, um auf die Vormittags- und Nachmittagssonne zu optimieren. Aber dieser Mythos wurde bereits/spätestens im Februar 2014 widerlegt.
Jegliche Abweichung von der Südausrichtung mindert den Jahresertrag, und auch für den Jahres-Eigenverbrauch lohnt sich eine Ost-West-Aufteilung nicht wirklich, selbst wenn man den Ertragsüberschuss über die Mittagszeit kaum nutzen kann.
- Das liegt vor Allem daran, dass die Menge der Direktstrahlung aus südlichen Richtungen in Summe über den Tag und übers Jahr viel höher ist -- die Sonne scheint von dort einfach stärker und häufiger (besonders im Winter) als von weiter östlich oder westlich.
- Außerdem ist zwar morgens der Ertrag bei östlicher Ausrichtung höher, aber der Ertrag gleichzeitig auf westlicher Seite umso geringer, und gegen Abend entsprechend umgekehrt.
- Bei niedrigem Sonnenstand, wo die Ost-West-Aufteilung Vorteile bringen soll, ist die Tendenz zur Verschattung und damit Minderertrag viel größer.
Diese Effekte werden selbst dann nicht durch eine geringere Nutzbarkeit tagsüber
ausgeglichen, wenn der Haushalt an Arbeitstagen von 8 bis 16 Uhr nur eine
Minimallast (Grundlast) von z.B. 100 W hat:
Dann hat die Ost-West-Ausrichtung im Sommer einen leichten Vorteil, aber zu
allen anderen Jahreszeiten ermöglicht die Südausrichtung mehr Eigenverbrauch.
Erst wenn täglich von 8 bis sogar 18 Uhr nur z.B. 50 W Grundlast vorliegt,
bringt eine Ost-West-Ausrichtung einen geringen Vorteil beim Eigenverbrauch.
Allerdings bewegt sich dann der Eigenverbrauch bei nur 200 kWh im Jahr,
weshalb sich die Amortisation deutlich länger hinzieht als im Durchschnitt.
Leider wird die falsche Vorstellung, dass durch Ost-West-Anlagen der Eigenverbrauch „oftmals zusätzlich angehoben werden kann“, immer noch durch diverse Publikationen gefördert -- selbst von professionellen Stellen wie PV Austria, die es eigentlich besser wissen müssten. Das hat vermutlich folgende Gründe:
- Kommerzieller und energiepolitischer Grund: Besitzer von Häusern mit nach Ost/West geneigten Dächern, bei denen also aus baulichen Gründen eine Südausrichtung nicht möglich ist, sollen stärker motiviert werden, sich auch eine PV-Anlage anzuschaffen.
- Energiepolitischer Grund (Stichwort Systemdienlichkeit): Durch mehr Ost-West-Ausrichtung in einer Region wird eine gleichmäßigere Verteilung der Gesamt-PV-Leistung über den Tagesverlauf erreicht, indem eine mittägliche Überproduktion teilweise auf morgens und abends verlagert wird.
Bei Verwendung vieler Module ist ein Vorteil der geteilten Ost-West-Ausrichtung, dass man auf einer gegebenen Grundfläche mehr Modulfläche unterbringen kann -- bei 30° Neigung theoretisch 15% mehr. Allerdings zu höheren Kosten (auch pro Wp) und mit mehr Tendenz zur Verschattung zu den Zeiten direkterer Einstrahlung.
Obwohl eine geteilte Ausrichtung im Vergleich zur reinen Südausrichtung nur in besonderen Ausnahmefällen mehr bringt, schadet sie ansonsten aber auch wenig, wenn man sie (etwa aus baulichen Gründen) trotzdem wählt, besonders wenn man tagsüber im Vergleich zu den Morgen- und Abendstunden eher wenig Verbrauch hat.
Die genannten Auswirkungen auf den Eigenverbrauch sind
das Ergebnis einer Reihe genauer Simulationen
für einen Haushalt in Süddeutschland mit 3000 kWh Jahresverbrauch mit einem
Steckersolargerät mit 2 × 300 Wp PV-Modulen und Gesamtsystem-Wirkungsgrad 86%.
Für die Ausrichtungen -/+ 90° (also Ost/West), +/- 60°, +/- 30° und 0° (Süd)
zeigt die folgende Tabelle den PV-Nettoertrag und den Eigenverbrauch (EV)
in den angegebenen Situationen, wobei für jede Ausrichtung der jeweils
maximale Eigenverbrauch fett dargestellt ist,
womit sich auch die jeweils optimale Neigung leicht ablesen lässt.
| Azimut | Neigung | Nettoertrag | EV normal | EV Mo-Fr 8-16 h 100 W | EV tgl. 8-18 h 50 W |
|---|---|---|---|---|---|
| Ost/West: | |||||
| -/+90° | 15° | 549 kWh | 462 kWh | 367 kWh | 186 kWh |
| -/+90° | 30° | 531 kWh | 457 kWh | 369 kWh | 193 kWh |
| -/+90° | 45° | 512 kWh | 442 kWh | 365 kWh | 195 kWh |
| WSW/OSO: | |||||
| +/-60° | 15° | 585 kWh | 480 kWh | 374 kWh | 185 kWh |
| +/-60° | 30° | 592 kWh | 487 kWh | 380 kWh | 190 kWh |
| +/-60° | 45° | 575 kWh | 480 kWh | 378 kWh | 191 kWh |
| SSW/SSO: | |||||
| +/-30° | 15° | 610 kWh | 491 kWh | 379 kWh | 182 kWh |
| +/-30° | 30° | 636 kWh | 502 kWh | 382 kWh | 182 kWh |
| +/-30° | 45° | 631 kWh | 497 kWh | 377 kWh | 181 kWh |
| rein Süd: | |||||
| 0° | 15° | 620 kWh | 495 kWh | 380 kWh | 181 kWh |
| 0° | 30° | 652 kWh | 506 kWh | 382 kWh | 177 kWh |
| 0° | 45° | 647 kWh | 499 kWh | 373 kWh | 172 kWh |
| ------: | -----: | ----------: | -----------: | ------------: | ----------: |
Interessant ist in diesem Zusammenhang auch zu betrachten, wie sich die Unterschiede über die Jahreszeiten verteilen.
- Wenn man täglich von 8 bis 18 Uhr eine Grundlast von nur 50 W hätte, würde sich bei 30° Neigung der Eigenverbrauch saisonal wie folgt verteilen, wobei die Ost-/West-Aufsplittung außer im Winter etwas besser abschneidet:
| Azimut | Frühjahr | Sommer | Herbst | Winter | Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| O/W | 49 kWh | 70 kWh | 48 kWh | 26 kWh | 193 kWh |
| Süd | 46 kWh | 59 kWh | 45 kWh | 27 kWh | 177 kWh |
| -----: | ---------: | ---------: | ---------: | ---------: | --------: |
- Wenn man an Arbeitstagen (Mo - Fr) tagsüber von 8 bis 16 Uhr nur eine Grundlast von 100 W hat, verteilt sich bei optimaler Neigung von 30° der Eigenverbrauch saisonal wie folgt:
| Azimut | Frühjahr | Sommer | Herbst | Winter | Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| O/W | 94 kWh | 141 kWh | 96 kWh | 38 kWh | 369 kWh |
| Süd | 98 kWh | 136 kWh | 101 kWh | 47 kWh | 382 kWh |
| -----: | ---------: | ----------: | ----------: | ---------: | --------: |
Also kann bei tagsüber nur Grundlast die Ost-/West-Ausrichtung im Sommer
für den Eigenverbrauch etwas günstiger sein, aber zu den übrigen Jahreszeiten
(Herbst, Winter und Frühjahr)
ist normalerweise die reine Südausrichtung etwas günstiger.
Daher könnte man ein paar Euro sparen, wenn man (z.B. auf einem Flachdach)
bewegliche Module hat, indem man sie normalerweise alle nach Süden richtet
und im Sommer nach Westen und/oder Osten dreht.
- Bei normalem Lastprofil (also wenn man auch tagsüber nicht nur Grundlast hat) lohnt sich jedoch nicht einmal eine saisonale Aufteilung, denn dann verteilt sich bei 30° Neigung der Eigenverbrauch wie folgt:
| Azimut | Frühjahr | Sommer | Herbst | Winter | Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| O/W | 116 kWh | 181 kWh | 122 kWh | 38 kWh | 457 kWh |
| Süd | 130 kWh | 180 kWh | 139 kWh | 57 kWh | 506 kWh |
| -----: | ----------: | ----------: | ----------: | ---------: | --------: |
Also auch bei einem Verbrauchsprofil, das stark auf die Morgen- und
Abendstunden konzentriert ist, bringt eine Aufteilung der Modul-Ausrichtung
keinen Vorteil für den Eigenverbrauch.
Dagegen spricht zusätzlich die Tendenz zu stärkerer Verschattung bei flacherem
Sonnenstand, etwa durch Gebäude und Bäume in der Umgebung und auch
durch die PV-Module gegenseitig (Selbstverschattung).
Außerdem ist die geteilte Montage meist aufwendiger, und geteilte
Ausrichtungen erfordern zur Optimierung eine getrennte MPPT-Regelung.
Was die für den Eigenverbrauch optimale Neigung der PV-Module bei einer Anlage mit 600 Wp betrifft, ergeben die Simulationen folgendes: Bei reiner Südausrichtung (0° Azimut), ebenso bei einer Orientierung von +/- 30° oder +/- 60° abweichend von Süden, ist eine Neigung von ungefähr 30° optimal. Bei einer Orientierung von +/- 90° abweichend von Süden (also rein Ost-West) ist bei einem normalen Lastprofil eine Neigung von ungefähr 15° am günstigen, bei tagsüber nur Grundlast wieder 30° optimal. Wobei eine Winkelabweichung von +/- 10° sehr wenig ausmacht.
Bei Verwendung von 4 PV-Modulen kann man im Sinne der Eigenverbrauchsoptimierung
und gleichmäßigeren Ertragsverteilung über den Tagesverlauf in Betracht ziehen,
eines nach Osten, zwei nach Süden und eines nach Westen auszurichten.
Bei 400 Wp Modulen ergibt die Eigenverbrauchssimulation, wieder
für ein typisches Lastprofil und 3000 kWh Jahresverbrauch in Süddeutschland,
für alle drei Himmelsrichtungen eine optimale Neigung von um die 30°
mit wieder sehr geringer Empfindlichkeit auf Abweichungen davon.
Die Verteilung 1 × Ost, 2 × Süd und 1 x West resultiert in einem Nettoertrag
von 1576 kWh und einem Eigenverbrauch von 831 kWh bei optimalen 30°.
Hingegen bringt die gemeinsame Ausrichtung der 4 Module nach Süden
erwartungsgemäß einen deutlich höheren Gesamt-Nettoertrag von 1715 kWh,
während der Eigenverbrauch von 838 kWh nur noch minimal höher ist,
und zwar bei optimaler Neigung von 25°.
Wenn der Haushalt an Arbeitstagen von 8 bis 16 Uhr allerdings
nur eine Grundlast von z.B. 100 W hat, hat die Aufteilung
auf drei Himmelsrichtungen beim Eigenverbrauch einen hauchdünnen Vorteil
von 3 kWh (nämlich 629 kWh gegenüber 626 kWh bei reiner Südausrichtung),
und zwar bei optimaler Neigung von 25 bis 30° der südlichen Module
und 35 bis 40° der östlichen und westlichen Module.
Also lohnt sich auch die weitere Aufteilung auf drei Himmelsrichtungen nicht
wirklich, zumal eine gemeinsame Montage meist einfacher und günstiger ist
(und auch weniger störend aussehen sollte).
Wenn man Strom(kosten) sparen möchte, ist der direkteste, effizienteste und umweltfreundlichste Ansatz natürlich, erst mal den Stromverbrauch zu senken. Stromfressende Geräte sollte man so weit wie möglich meiden. Kandidaten dafür sind vor Allem elektrische Heizungen (auch für Warmwasser) und alte und/oder unnötig große Kühlschränke und Gefriertruhen. Wer die Möglichkeit hat, erhitzt Wasser und kocht deutlich effizienter mit Gas. Zum Wäsche waschen genügt meist auch 30° (statt 40° oder höher). Fernseher und Computer müssen normalerweise nicht immer laufen. Geräte, die einen hohen Verbrauch im Bereitschaftsmodus haben, könnte man bei längerem Nichtgebrauch auch ganz abschalten. Man kann beispielsweise in einem 3-Personen-Haushalt durchaus auf unter 1500 kWh im Jahr kommen.
Erst der zweite Schritt zum Einsparen von Stromkosten ist dann eine geeignet dimensionierte PV-Anlage. Je mehr in Haushalt tagsüber verbraucht wird, desto größer der zu erwartende Einsparungseffekt durch eine Anlage ohne Stromspeicher. Denn diese Nutzungsart lohnt sich nur insoweit, wie man während der Sonnenscheindauer den erzeugten Strom direkt sinnvoll verbrauchen kann. Am einfachsten und am besten planbar geschieht das über ständig und mehr oder weniger gleichmäßig laufende Verbraucher wie Internetanschluss, Computerserver, Heizungspumpen, Lüftung, Kühlschränke, Klimaanlage und Geräte, die im Bereitschaftsmodus (engl. standby) sind. Darüber hinaus kann man gezielt diverse Haushaltsgeräte und Ladegeräte vorzugsweise dann betreiben, wenn hohe Sonneneinstrahlung vorhanden ist. Dazu bieten sich insbesondere Spülmaschinen, Waschmaschinen und das Laden von Batterien an, wobei die Akkus von E-Bikes oder E-Rollern von der Größenordnung und ihrem zeitlichen Nutzungsprofil besonders geeignet sind.
Eine ziemlich clevere Nutzung von überschüssigem Strom ist Power-to-Heat (P2H), also die Verwendung für eine elektrische Heizung, die verstärkte Nutzung einer Wärmepumpe (welche den Nutzeffekt sogar vervielfacht) oder das zusätzliche Aufheizen des Warmwasserbehälters einer normalen Heizanlage über einen PV-Heizstab oder der Einsatz eines gesonderten PV-Boilers. All dies führt zu weniger Verbrauch von fossilen Brennstoffen und kann je nach Größe der dafür nötigen Investition längerfristig Kosten sparen.
{:style="clear:both"}
{:.right width="378"}
Ein PV-Heizstab funktioniert im Prinzip wie ein Tauchsieder und erfordert
keine Wandlung des Stroms, hat also praktisch keine elektrischen Verluste, wenn
er gleichstromseitig (DC-gekoppelt, ohne Wechselrichter) angeschlossen wird.
Es kommt aber zu thermischen Verlusten in Abhängigkeit von der Wärmedämmung,
wenn das darüber erwärmte Wasser nicht zeitnah verwendet wird.
Auf jeden Fall muss sichergestellt werden, dass das Wasser im Boiler
nicht überhitzt, falls zu viel PV-Energie vorhanden ist.
Natürlich setzt eine Nutzung von Solarstrom aus Überschuss voraus,
dass der aktuelle sonstige Stromverbrauch gemessen wird (z.B. von my-PV), und in die Regelung
(z.B. von Victron) eingeht.
Beispielsweise beim AC Thor und beim MYPV AC ELWA 2
ist das der Fall, und beim deutlich weniger teuren
ATON.
Allerdings verwenden alle drei eine AC-Kopplung des Heizstabes,
was Wechselrichter-Verluste mit sich bringt, aber wohl die Regelung
vereinfacht und die Möglichkeit bietet, notfalls mit Netzstrom nachzuheizen.
Diverse andere Heizstäbe und
Solarboiler
haben kein solches Energiemanagement, so dass dieses noch ergänzt werden müsste.
Es fallen besonders für PV-Heizstäbe und PV-Boiler also zusätzlichen Montage-
und Regelungs-Aufwände an, weshalb sie sich nur bei größeren PV-Anlagen lohnen.
{:.right width="300"
style="margin-left: 30px; margin-right: 30px"}
Den Stromverbrauch von Elektrogeräten im Haushalt kann man recht einfach
mit Strom-Messgeräten in Steckdosenform bestimmen. Diese messen nicht nur
die momentan von angeschlossenen Verbrauchern beanspruchte Leistung in Watt,
sondern bei längerer Verwendung auch die über die Zeit verbrauchte Energie
(Strommenge) in kWh.
Man kann ein solches Gerät auch dafür nutzen, die Einspeisung seines
Steckersolargeräts ins Hausnetz zu messen (wobei möglicherweise die
Zahlen etwas zu gering dargestellt werden, weil anscheinend einige solcher
Messgeräte die im Einspeise-Fall etwas erhöhte Spannung nicht berücksichtigen).
Ein Test smarter Steckdosen mit Messfunktion findet sich z.B. hier
und bescheinigt übrigens dem Shelly Plug S eine ungenaue Messung, was auch für den Shelly 1PM gilt.
Bei der neueren "Plus"-Generation des Plug S und 1PM wurde das behoben.
{:style="clear:both"}
{:.right width="300"}
Hier
ein Artikel zur Messung der von einem Balkonkraftwerk gelieferten Strommenge
mit Fokus auf Messsteckdosen.
Technisch detaillierter ist dieser schöner Artikel
mit Schwerpunkt auf einphasigen Shelly-Messgeräten wie dem Plus 1PM.
Diese Geräte ermöglichen die detaillierte automatische Erfassung
von Spannung, Strom, Wirkleistung etc. in Sekundenauflösung.
Zusammen mit einer Messung des nach außen ins Netz eingespeisten
Gesamt-Strommenge lässt sich der PV-Eigenverbrauch bestimmen,
nämlich als Differenz aus erzeugter und eingespeister Energie.
Übrigens sollte man einige Shelly Mini-Varianten mit Vorsicht genießen, also besser nur mit einer passenden zusätzlichen Sicherung betreiben, weil sie keinen eingebauten Überstromschutz haben. Insbesondere der Shelly 1 Mini Gen3, welcher mit nur max. 8 A belastbar ist, könnte bei Überlast nicht nur kaputt gehen, sondern auch erst mal unentdeckt eine unkontrollierte Fehlschaltung herbeiführen.
Den Netto-Jahresverbrauch seines Haushalts erfährt man automatisch über die jährliche Stromabrechnung bzw. bestimmt ihn selbst durch die Differenz der Zählerstände im Jahresabstand.
Sowohl als Basis der Energieabrechnung für einen Haushalt als auch für die optimale Regelung eines Stromspeichers ist es nötig, den Gesamt-Leistungssaldo (in Summe über alle drei Phasen) zu bestimmen. Diese geschieht am Einspeisepunkt des Haushalts, also am Hauptverteiler eines Einfamilienhauses bzw. am Unterverteiler/Sicherungkasten einer Wohnung. Ein Stromzähler bestimmt daraus die verbrauchte (und teils auch eingespeiste) Energie durch zeitliche Integration des Gesamt-Leistungssaldos.
Besonders im Zusammenhang mit einer Konstanteinspeisung
aus Batteriespeichern ist die Minimallast interessant,
also der im Laufe der Zeit geringste Leistungsbezug (Verbrauch) im Haushalt.
Dieser Wert wird gern (allerdings nicht ganz richtig)
als Grundlast bezeichnet.
Die Minimallast lässt sich über den Haushalts-Stromzähler
näherungsweise bestimmen, indem man die Differenz der Zählerstände
über einen Zeitraum von mehreren Stunden, zu dem sonst keine Verbraucher
eingeschaltet sind (z.B. nachts), durch die Zahl der Stunden teilt.
Elektronische Zähler geben meist auch einen LED-Blinkimpuls z.B. pro bezogener
Wattstunde (Wh) ab - dann kann man die Maximalzeit in Sekunden
zwischen zwei Impulsen nehmen und 3600s durch diesen Wert teilen.
Dabei sollten periodisch laufende Verbraucher wie Kühlschränke möglichst
ausgeschaltet sein, weil sie sonst das Messergebnis nach oben verfälschen.
Genauer ist es, den Verlauf der aufgenommenen Leistung über mindestens einen Tag
zu messen, wie im Folgenden beschrieben, und davon den Minimalwert zu nehmen.
Der jeweils aktuelle Gesamt-Leistungssaldo und der Haushalts-Stromverbrauch (ggf. abzüglich Erzeugung durch Photovoltaik) über die Zeit hinweg lässt sich auch kontinuierlich und automatisiert messen und übertragen. Das kann für eine Online-Ablesung und genauere Analyse des Verbrauchs interessant sein. Besonders wichtig ist es aber für die optimale lastabhängige Regelung der Ladung und/oder Entladung eines Stromspeichers.
- Man kann sich die Verbrauchsdaten über den
sog. „Volkszähler“,
„powerfox poweropti“,
Tibber Pulse o.ä.
aus dem offiziellen Haushalts-Stromzähler übermitteln lassen —
sofern ein digitaler Stromzähler verbaut ist und man Zugang zu diesem hat.
Allerdings kann man den powerfox inzwischen nur noch über die Cloud verwenden,
womit man höchstens alle 25 Sekunden
Daten bekommt und die vermutlich auch noch deutlich verzögert,
was ihn für eine lastbasierte Regelung ziemlich unbrauchbar macht.
Zur Verwendung der Tasmota-Software gibt es hier eine schöne Anleitung.
{:.right width="140"}
{:.right width="150"}
- Alternativ kann man ein 3-Phasen-Energiemessgerät wie das Shelly 3EM verwenden oder das etwas teurere, aber wohl genauere Shelly Pro 3EM oder das my-PV WiFi Meter.
So ein Messgerät wird in den Sicherungskasten bzw. Unterverteiler der Wohnung
eingebaut, was aus Sicherheitsgründen durch
Fachpersonal erfolgen sollte — jedenfalls muss man genau wissen,
was man tut und was die einzelnen (Drehstrom- und Schutz-)Leitungen bedeuten.
Immerhin wird über die mitgelieferten praktischen
Klapp-Stromwandler der Stromfluss
gemessen, ohne dass die Leitungen dafür aufgetrennt werden müssen, im Gegensatz
etwa zum Billigartikel Eastron SDM72D-M.
Die Datenanbindung erfolgt meist über WLAN, wobei das neuere Shelly Pro 3EM auch einen Bluetooth- und LAN-Anschluss hat, allerdings nicht mehr ein Relais.\
Zum Shelly Pro 3EM und seiner Verknüpfung mit dem Zendure SolarFlow gibt es hier einen sehr schönen und recht fundierten Artikel, allerdings mit kommerzieller Verflechtung. Das meiste davon gilt auch für die nicht-Pro-Variante.
Die Einbau-Anleitung des Herstellers Allterco Robotics ist etwas unklar und teils unpassend: Obwohl es nicht so aussieht, muss der Neutralleiter (N) auf jeden Fall (auch zur Stromversorgung) angeschlossen werden, während die beim 3EM vorhandenen Anschlüsse I und O für die Relais-Schaltung eines externen Geräts optional sind. Und zumindest bei manchen 3EM muss der auf den Stromwandlern dargestellte Pfeil entgegen der Anleitung zum externen Netz zeigen, nicht zum Haushalt — bei richtiger Anbringung wird aus dem Netz bezogener Strom positiv dargestellt.
{:.right width="250"}
Auf der Shelly Smart Control App, aber auch z.B. mit einem Browser, der mit dem lokalen HTTP-Zugang des Geräts bzw. mit der Shelly Cloud verbunden wird, kann man sich alle möglichen Daten über die angeschlossenen Phasen ausgeben lassen.
Obwohl die Shelly Online-Dokumentation
deutlich besser ist als im Bereich Heimautomatisierung üblich, kann man sie
nicht wirklich professionell nennen, sondern etwas chaotisch und unvollständig,
weil man dort relevante Informationen schwer und teils gar nicht findet,
und teilweise ist sie einfach irreführend oder zumindest veraltet.
So habe ich nur über einen Forums-Beitrag
herausgefunden, dass der 3EM seit April 2022 keine über die drei Phasen
aufsummierten Daten mehr speichert bzw. sie nicht mehr als CSV-Datei ausgibt,
obwohl das in der — offenbar veralteten — Dokumentation
anders behauptet wird. Man kann aber über ein
Online-Downgrade auf Version 1.11.8
(dazu einfach in einem Browser
http://lokale-IP-Adresse-des-3EM/ota?url=http://archive.shelly-support.eu/v1.11.8-3EM-fix/SHEM-3_build.zip
eingeben und ca. 30 Sekunden warten) das frühere Verhalten wieder herstellen,
wobei allerdings die bislang im Gerät gespeicherten Messdaten gelöscht werden.
Danach bekommt man über das lokale Web-Interface
(http://lokale-IP-Adresse-des-3EM/emeter/3/em_data.csv) wieder
die über alle drei Phasen aufsummierte importierte und exportierte Energie.
Wobei man diese Art der Summierung auch selbst durchführen kann,
indem man zeilenweise die jeweils drei entsprechenden Werte
in den einzeln pro Phase exportierbaren CSV-Dateien zusammenzählt.
Auf welchem der diversen Shelly-Interfaces auch immer man Energiedaten bezieht,
sie sind immer nur getrennt für jede einzelne der drei Phasen aufsummiert.
Das hilft einem nicht, wenn man eigentlich an den Riemann-Summen
des positiven und des negativen Leistungssaldos interessiert ist,
also an der über die Zeit hinweg bezogenen und eingespeisten Energie,
wie sie ein Zweirichtungszähler liefert.
Dabei hält sich in Online-Foren hartnäckig die etwas irreführende Aussage,
der Shelly (Pro) 3EM könne nicht saldieren bzw. tue dies falsch.
Dies ist in der Hinsicht unrichtig, dass dabei das Wort „saldieren“
mit der Zweiwege-Energie-Summation des Leistungssaldos verwechselt wird.
Das Gerät und die Interfaces von Shelly können sehr wohl die momentane Leistung
saldieren, aber die Riemann-Summenbildung (also Akkumulation der Leistungswerte
über die Zeit) geschieht zwar auch getrennt nach Bezug und Einspeisung,
aber leider nur getrennt für jede der drei Phasen.
Wenn man — wie es der Shelly (Pro) 3EM macht — bei Einspeisung auf einer Phase erst über eine gewisse Zeit die Werte phasenweise getrennt und nach der Richtung aufgeteilt aufsummiert und anschließend den Bezug auf den drei Phasen zusammenrechnet und ebenso die Einspeisung auf den drei Phasen, dann verschiebt sich das Ergebnis in Richtung weniger Energiebezug im Vergleich zur Zweiwegezählung, wo erst saldiert wird und daher öfter ein positiver Saldo entsteht, bevor aufgeteilt nach Richtung über die Zeit aufsummiert wird. Das Ergebnis wäre nur dann gleich, wenn es zwischen den Phasen keinen Ausgleich gibt, also zu jeder Zeit entweder auf der Phase, wo der Wechselrichter angeschlossen ist, mindestens so viel verbraucht wie eingespeist wird, so dass keine Einspeisung auf dieser Phase stattfindet, oder während der Einspeisung auf dieser Phase auf den anderen Phasen kein Verbrauch stattfindet.
Hier ein einfaches Beispiel: Nehmen wir an, während einer Stunde liefert eine Balkonanlage konstant 500 W, und gleichzeitig hängt an der selben Phase ein Gerät, das konstant 200 W zieht, so dass im Unterverteiler auf dieser Phase 300 W Einspeisung ankommen. Gleichzeitig hängt an den beiden anderen Phasen in der ersten halben Stunde eine Last von konstant je 200 W, in der zweiten halben Stunde konstant je 100 W. Nachdem der Shelly (Pro) 3EM einzeln über die Phasen summiert/integriert, sind es über die Beispiel-Stunde für die erste Phase 0 Wh Bezug und 300 Wh Einspeisung, für die beiden anderen jeweils 150 Wh Bezug und 0 Wh Einspeisung. Er meldet also für die Stunde insgesamt 300 Wh Bezug und 300 Wh Einspeisung, was bei Nettomessung zu einer ausgeglichenen Energiebilanz (0 Wh) führt. Ein Zweiwegezähler hingegen saldiert zuerst, und nachdem per Phasensaldo in der ersten halben Stunde 100 W aus dem Netz gezogen und in der zweiten halben Stunde mit 100 W eingespeist wird, kommt er auf 50 Wh Bezug und 50 Wh Einspeisung für diese Stunde. Wegen fehlender Einspeisevergütung wird für 50 Wh abkassiert.
Ein weiteres Problem bei den auf dem Shelly 3EM gespeicherten und über das
einfache Shelly-Browser-Interface exportierbaren Daten ist ihre geringe
zeitliche Detaillierung:
Für den aktuellen Tag und den Vortag immerhin in Minutenauflösung,
aber für die weiteren bis zu 365 Tage davor nur in 10-Minuten-Auflösung.
Um ein minutengenaues Haushalts-Lastprofil etwa für ein ganzes Jahr zu erhalten,
kann man z.B. unter Linux einen sog. cron job einrichten,
der die Datei täglich speichert.
Wenn auf mindestens einer der gemessenen Phasen Stromerzeugung z.B. über ein
Balkonkraftwerk stattfindet, muss man zur Bestimmung des Haushalts-Verbrauchs
noch die über die jeweiligen Zeitabschnitte produzierte Energie dazuzählen,
weil das Energiemessgerät nur die Differenz aus Verbrauch und Erzeugung erfasst.
Über das REST- und MQTT-Interface (z.B. über den HTTP-Endpunkt
http://lokale-IP-Adresse-des-3EM/status) kann man sekündlich
aktualisierte Statusdaten über das Gerät und die angeschlossenen Phasen beziehen
(inklusive der saldierten aktuellen Gesamtleistung und
dem bisherigen Netzbezug pro Phase und der bisherigen Einspeisung pro Phase)
und weiterverarbeiten, etwa mit diesem Perl-Skript.
Damit kann man auch parallel die Statusdaten eines Shelly Plus 1PM über den
HTTP-Endpunkt http://lokale-IP-Adresse-des-1EM//rpc/Shelly.GetStatus)
auslesen, der am Wechselrichter einer kleinen PV-Anlage (Balkonkraftwerk o.ä.)
angeschlossen ist, und damit sowohl Verbrauch als auch Erzeugung protokollieren.
Es ist auch zur Bestimmung der importierten und exportierten Energie (wie mit
einen Zweiwegezähler) und zur Erzeugung von Ertrags- und Lastprofilen geeignet.
Allerdings muss das Skript zur Protokollierung ständig laufen (wobei es eine
gewisse Robustheit gegen zeitweise Hänger und Neustarts hat), und bei den
HTTP-Verbindungen gibt es immer mal wieder Aussetzer von ein paar Sekunden,
welche dann per Interpolation der Last und Erzeugungsleistung abgefangen werden.
Eine etwas einfacher nutzbare und robustere Alternative ist die Verwendung der Hausautomatisierungs-Software Home Assistant, welche z.B. auf einem Mikrocontroller oder einem Heimserver ständig laufen kann. Die Konfiguration mit YAML und Programmierung mit einer eingeschränkten Variante von Python ist allerdings extrem mühsam, besonders die Fehlersuche (Debugging). Man kann alle möglichen Sensordaten maximal im Sekundentakt auslesen und über sog. File Notifications z.B. als CSV-Datei abspeichern, etwa wie in dieser YAML-Konfiguration definiert. Diese Konfiguration bietet ebenfalls
- die sekundenweise Protokollierung der wichtigsten Leistungsdaten: Bilanz am Unterverteiler pro Phase und saldierte Last, sowie ggf. PV-Leistung, Speicher-Lade- und Entladeleistung
- die Erzeugung eines minutenweisen Ertrags- und Lastprofils
- die Bestimmung und stundenweise Protokollierung der verbrauchten und ggf. erzeugten Energie inklusive des dabei erzielten PV-Eigenverbrauchs, der Gesamt-Energiebilanz, sowie der importierten und exportierten Energie, wie sie auch von einen Zweiwegezähler geliefert wird. Bei Verwendung eines Batteriespeichers kann auch die gespeicherte und entladene Energie protokolliert werden sowie der Ladezustand jeweils zum Ende der vollen Stunde.
Es gibt eine web-(REST/MQTT)-API-Dokumentation für den 3EM,
den Pro 3EM
und ähnliche Produkte, wo auch einigermaßen das Format
und die Bedeutung der vom Gerät gelieferten CSV-Daten beschrieben ist.
Man findet aber keine klaren Hersteller-Informationen, wie und in welcher
zeitlichen Auflösung die z.B. über /status gelieferten phasenweisen
Energiedaten total und total_returned intern akkumuliert werden, nämlich
phasenweise getrennt für positive und negative Werte und wohl im Sekundentakt.
Eine sehr fundierte Frage zur genauen Bedeutung der gelieferten Werte wurde
(bezogen auf den Pro 3EM) im Shelly-Forum gestellt.
verbunden mit dem Wunsch sehr vieler Nutzer, die Aufsummierung wie in einem
Zweiwegezähler (wie sie in Deutschland und einigen anderen Ländern leider
statt der Nettomessung üblich ist) zu unterstützen.
Die Shelly-Nutzer werden bzgl. einer zeitlichen Zweiwege-Akkumulation des Leistungssaldos von Allterco Robotics seit Jahren hingehalten, so dass man weiterhin auf Software-Basteleien angewiesen ist. Dazu gibt es verschiedenste Ansätze.
- Ein Saldieren und anschließendes zeitliches Akkumulieren der Energiewere aus den oben erwähnten direkt exportierten CSV-Dateien liefert bei vorhandener Einspeisung selbst dann falsche Resultate, wenn es in Minutenauflösung geschieht.
- Eine custom firmware für das Gerät oder ein Shelly Script wie dieses, welches direkt auf dem Gerät z.B. alle 0,5 Sekunden die saldierte Leistung getrennt für Import und Export akkumuliert, wäre eine sehr genaue Lösung, ist aber für die wenigsten Nutzer machbar.
- Direkte Abfrage des Geräts im Sekundentakt über MQTT oder HTTP und Aufbereitung der Leistungs-Daten wie etwa mit dem o.g. Perl-Skript. Die Genauigkeit dieser und der folgenden Lösung dürfte für die meisten Anwendungen ausreichen.
- Indirekte Abfrage des Geräts im Sekundentakt über Home Assistant, welcher zur Aufbereitung der Daten geeignet konfiguriert wird, wie etwa mit der o.g. YAML-Konfiguration, welche teils durch einen Eintrag im HA-Forum inspiriert ist.
Für den selbst erzeugten und gleichzeitig verbrauchten Strom spart man sich die Verbrauchskosten, weil der Stromzähler nur die Differenz berücksichtigt (jedenfalls solange sie positiv ist) und entsprechend langsamer läuft. Es wird also nur der aus dem Netz bezogene Anteil des Verbrauchs berechnet.
Übrigens ist es egal, auf welcher Drehstrom-Phase (L1, L2 oder L3) ein Steckersolargerät angeschlossen wird und auf welcher Phase die möglicherweise gleichzeitig verwendeten Verbraucher angeschlossen sind, weil (fast) alle Stromzähler phasensaldierend arbeiten, d.h. sie bilden die Gesamtsumme über alle drei Drehstrom-Leitungen aus dem Verbrauch und der Erzeugung, welche dabei umgekehrtes Vorzeichen hat. Das hat erst mal noch nichts damit zu tun, wie der Zähler mit dem Fall umgeht, dass mehr Solarstrom produziert als in dem Moment im Haushalt verbraucht wird, dass also der Saldo negativ ist.
{:.right width="130"}
Von gewonnenen Strom fließt der Anteil, der nicht aktuell im Haushalt
verbraucht (oder gespeichert) wird, automatisch ins allgemeine Stromnetz.
Die in Deutschland inzwischen meist verbauten Stromzähler
simulieren allerdings für die Abrechnung eine Rücklaufsperre,
was man an dem entsprechenden Symbol auf dem Gehäuse erkennen kann.
Das bedeutet, dass ein negativer Saldo bei der Summierung für die Abrechnung
nicht berücksichtigt wird --- überschüssigen ins externe Netz eingespeisten
Strom verschenkt man damit praktisch an den Verteilnetzbetreiber.
{:.right width="550"}
Ein
Zweirichtungszähler,
auch Zweiwegezähler genannt, differenziert die Menge des eingespeisten Stroms
(mit negativem Leistungssaldo) vom Netzbezug (mit positivem Leistungssaldo),
was durch ein Symbol mit Pfeilen in zwei Richtungen dargestellt wird.
Die Gesamtsumme (auch über ggf. verschiedene Tarifierungen hinweg)
des Energie-Bezugs wird dabei in einem Register mit der OBIS-Kennzahl 1.8.0 gespeichert und die
Gesamtsumme der Einspeisung in einem anderen Register mit Kennzahl 2.8.0.
Das eröffnet die Möglichkeit der Einspeisevergütung (mit Einspeisetarif).
Eine angemeldete und vergütete Überschusseinspeisung ist möglich,
aber zumindest in Deutschland mit Bürokratie und Kosten verbunden
(einmalig Anmeldung und ggf. Zählertausch für etwa 100€;
jährlich Abrechnung, Steuererklärung, und Messstellengebühr meist 20€)
und bringt wenig --- die Einspeisevergütung ist staatlich festgelegt,
https://www.aroundhome.de/solaranlage/einspeiseverguetung/), --- sehr mager im Vergleich zu den Marktpreisen für den Strombezug.
{:.right width="320"}
Die (meisten) klassischen Ferrariszähler mit mechanischer Drehscheibe
laufen einfach rückwärts, wenn mehr Strom erzeugt als verbraucht wird.
Das damit verbundene Abrechnungsmodell heißt
Nettomessung
(engl. net metering), weil hier direkt der (über den Abrechnungszeitraum
kumulierte) Saldo verrechnet wird.
Damit kann man überschüssigen Strom praktisch „unter der Hand verkaufen“,
und zwar zu dem gleichen Preis, den man auch für Strombezug bezahlen muss.
Das ist in vielen Ländern (z.B. in den Niederlanden, Italien und USA) offiziell
so geregelt, während es in Deutschland im Allgemeinen nicht erlaubt ist.
Anfang 2023 sprach sich der VDE dafür aus, dass bei PV-Anlagen bis 800 W die Zähler künftig „auch rückwärtslaufen dürfen“. Nach den Solar-Plänen des dt. BMWK vom 10.03.2023 wollte man allerdings nicht so weit gehen, sondern nur „rückwärtsdrehende Zähler vorübergehend dulden, bis Zähler getauscht ist“. Es wurde daraufhin eine Stellungnahme eingereicht mit dem Ziel, das noch zu ändern:
Dass nicht [...] einfach Nettomessung gemacht wird, hemmt doch sehr den Ausbau privater Solaranlagen, weil sich diese daher allein durch den Eigenverbrauch (also vermiedenen Netzbezug) amortisieren müssen, was besonders für den sehr großen Teil der Bevölkerung schwer möglich ist, der tagsüber daheim wenig Eigenverbrauch hat. Dass überschüssiger PV-Strom an den Verteilnetzbetreiber verschenkt wird, ist ein Ärgernis für die meisten Interessenten und Anlagenbetreiber und verleitet diejenigen, die sich technisch besser auskennen, sich zumindest Gedanken über Stromspeicher mit aufladbaren Batterien zu machen, welche jedenfalls für Steckersolaranlagen schon regelungstechnisch unverhältnismäßig aufwendig sowie ökonomisch und ökologisch unsinnig bis kontraproduktiv sind.
Daher zum Ziel der schnelleren und noch wesentlich weiteren Verbreitung kleiner privater PV-Anlagen unser Plädoyer, für Anlagen bis zur Bagatellgrenze von 800 VA die Nettomessung einzuführen.
Um das umzusetzen müssten auch keine bestehenden Zähler getauscht werden, denn alte (Ferraris-)Zähler können meist ohnehin rückwärts laufen, und auch bei allen modernen Zweirichtungszählern inklusive Smart-Metering-Geräten kann man zur Abrechnung nach dem Nettomessungs-Prinzip einfach die Differenz aus Netzbezug und Einspeisung bilden.
Die sich dadurch ergebende Reduktion der Umlagen und Entgelte aus dem Strompreis sollte für Staat und Netzbetreiber nicht ins Gewicht fallen, weil die Änderung nur die Nettoeinspeisung betrifft und durch die Bagatellgrenze gedeckelt wird.
Durch den Wegfall der Rücklaufsperre für Steckersolargeräte entfällt für private Interessenten ein erhebliches psychologisches und ökonomisches Hindernis beim Einstieg in diese zukunftsweisende Technik, die der breiten Bevölkerung ermöglicht, ihren persönlichen Beitrag zu Ökologie und Klimaschutz im Zusammenhang mit der Energiewende zu leisten.
Inzwischen wurde allerdings klar, dass dieser Vorstoß nicht erfolgreich war. In einer Zusammenfassung der Ergebnisse des zweiten Photovoltaik-Gipfels des BMWK am 5.5.2023 steht u.A.:
Rückwärtsdrehende Zähler dulden: Wer ein Balkonkraftwerk anschließt, muss das an einem Zähler mit Rücklaufsperre tun, sodass bei mehr Stromproduktion als -verbrauch der Zähler nicht rückwärts drehen kann. Künftig will das Bundeswirtschaftsministerium ausdrücklich auch den Betrieb an rückwärtsdrehenden Ferraris-Zählern erlauben, und zwar übergangsweise -- bis ein Zweirichtungszähler installiert wird. Dies soll legal möglich machen, dass Menschen nicht auf den Zählerwechsel warten müssen, bevor sie ihr Balkonkraftwerk anschließen. Die Legalisierung des dauerhaften Betriebs von Balkonkraftwerken an solchen Zählern ist aber "nicht geplant".
In dem finalisierten Photovoltaik-Strategie-Dokument heißt es darüber hinaus:
Ein dauerhafter Betrieb der Balkon-PV-Anlage hinter rückwärtsdrehenden Zählern sowie eine Ausweitung dieser Regelung auf leistungsstärkere PV-Anlagen ist nicht geplant und wäre auch nicht sachgerecht.
Wer privat eine PV-Anlage betreibt, möchte möglichst viel von ihrem Ertrag auch selbst verbrauchen, und zwar am besten direkt. Überschüssigen Strom in einer Batterie für spätere Nutzung zwischenzuspeichern ist aufwendig und teuer. Der nicht selbst genutzte Anteil wird meist ins externe Netz eingespeist. Bei Steckersolargeräten geschieht dies ohne Vergütung, aber auch wenn man seinen Strom als Kleinunternehmer verscherbelt, hat man einige Bürokratie und bekommt ziemlich wenig heraus.
Also geht es ökonomisch darum, den Eigenverbrauchsanteil zu maximieren. Der Eigenverbrauchsanteil (Nutzungsgrad) ist der Anteil der Netto-Stromerzeugung, der direkt verbraucht (oder ggf. mit Batterie-Ladeverlusten gespeichert wird). Je höher er ist, desto weniger Energie wird ins externe Stromnetz eingespeist. Je kleiner die Anlage ist, umso leichter kann man eine hohe Eigenverbrauchsquote erreichen, allerdings dann bei entsprechend kleinerem Stromvolumen.
Damit verwandt ist der Eigendeckungsanteil (Selbstversorgungsgrad), also der Anteil des Eigenverbrauchs (ggf. mit Batterieentladung abzüglich Ladeverlusten) am Gesamtverbrauch. Je höher er ist, desto weniger Energie muss von extern bezogen werden. Er wird oft auch als Autarkiegrad bezeichnet, was etwas irreführend ist, denn typischerweise arbeitet der Wechselrichter der PV-Anlage auch dann nicht ohne Verbindung zum Netzstrom, wenn gerade kein Netzbezug (also Stromfluss von außen) stattfindet. Je größer die Anlage ist, umso höher fällt der Autarkiegrad aus, allerdings oft zu Lasten des Eigendeckungsanteils. Eine Quasi-Autarkie (Eigendeckungsanteil 100%) kann man aber nur mit enormer Stromspeicher-Kapazität erreichen.
{:.center}
Das Bild veranschaulicht den typischen Stromverlauf bei einer Hausdach-PV-Anlage
mit 7kWp Nennleistung und 5kWh Stromspeicher an einem ziemlich sonnigen Tag mit
mittags etwas Wolken. Weitere schöne Erklärungen mit Grafiken gibt es
hier.
Wenn die Einsparung an Stromkosten durch eine PV-Anlage die Kosten eingeholt hat, hat sich die Anlage amortisiert, also die Investition kaufmännisch gelohnt. Die Investition rentiert sich im Verhältnis der Jahres-Ersparnis zu den Kosten.
Wie eingangs geschrieben kann man bei optimaler Platzierung von Solarmodulen
pro Jahr etwa 1,1 kWh Strommenge pro Wp installierter Solarleistung gewinnen.
Rechnen wir beispielsweise mit einer Investition für die PV-Anlage von 0,55€/Wp
(inklusive anteiliger Kosten für Wechselrichter, Montage, Reparatur, etc.),
dann ergeben sich einmalige Kosten von 0,5€ pro kWh Jahresertrag.
Nehmen wir für die folgenden Beispiele zudem an, dass der sog. Arbeitspreis,
also die Kosten für vom Stromanbieter bezogenen Strom, 30 ct/kWh beträgt.
Dann spart man also 0,30€ für jede kWh Strom, die von der PV-Anlage produziert
wird und die man auch selbst verbraucht, statt sie von außen einzukaufen.
Anfang 2023 fiel in Deutschland die Mehrwertsteuer für die Komponenten kleiner
privaten PV-Anlagen weg, aber auch die Strompreise sanken im Frühjahr wieder auf
etwa 30 ct/kWh. Außerdem wurden PV-Module und Mikrowechselrichter durch ein
globales Überangebot günstiger, so dass man Steckersolargeräte mit über
800 Wp inzwischen für unter 400€ bekommt.
Eine Balkonanlage mit 850 Wp Nennleistung kann einen Jahres-Bruttoertrag von etwa 1080 kWh erreichen, was bei 86% Gesamtsystem-Wirkungsgrad ca. 935 kWh Netto-Ertrag (Einspeisung des Wechselrichters) pro Jahr bedeutet. Wenn wir mit Kosten von 0,55€/Wp rechnen, ergibt das für diese Anlage 467,50€.
-
Falls man den erzeugten PV-Strom komplett selbst verbraucht, was aber praktisch kaum der Fall sein wird, ergäbe sich eine Einsparung von 280€ pro Jahr und somit eine Amortisation der Investition in nur 20 Monaten. Die Rendite würde in diesem Fall satte 60% betragen.
-
Bei einem durchschnittlichen Haushalts-Nutzungsprofil und Jahresverbrauch von 3000 kWh liegt der selbst genutzte Ertrag bei etwa 620 kWh pro Jahr. Der Eigenverbrauchsanteil liegt also bei 67% des Nettoertrags (und der Eigendeckungsanteil bei 21% des Verbrauchs).
Damit werden bei 30 ct/kWh Arbeitspreis jährlich 186€ eingespart. Für die Investition von 467,50€ ergibt sich eine Amortisationszeit von 2,5 Jahren und eine immer noch ausgezeichnete Rendite von 40%.
- Bei einem hohen Jahresverbrauch von 6000 kWh können durchschnittlich sogar 800 kWh im Jahr (also 86% des Nettoertrags) selbst genutzt werden.
- Bei geringem Jahresverbrauch von 1500 kWh können durchschnittlich nur 430 kWh im Jahr (also 46% des Nettoertrags) selbst genutzt werden.
- Wenn bei 3000 kWh Jahresverbrauch montags bis freitags von 8 bis 16 Uhr nur eine konstante Last von 100 W anfällt, liegt der Eigenverbrauch entsprechend relativ gering bei 465 kWh im Jahr (also 50% des Nettoertrags) und die Amortisationszeit für die veranschlagten Kosten bei 3,3 Jahren.
In den beiden zuletzt genannten Fällen könnte man zwar überlegen, nur 1 PV-Modul (statt 2) zu installieren, aber dann hätte man auch langfristig weniger Nutzen, so dass das angesichts der geringen Kosten für PV-Module nicht ratsam wäre.
Für die Amortisation des energetischen Aufwands zur Herstellung einer Mini-PV-Anlage sollte man nach Angaben des DKE allerdings noch 2-3 Jahre zusätzlich rechnen. In die Gesamt-Ökobilanz einer PV-Anlage und ihrer Nutzung gehen natürlich noch weitere Effekte ein, die sich aber kaum quantifizieren lassen.
Achtung: Die in diesem Abschnitt genannten Simulatoren setzen bei Einsatz eines Pufferspeichers eine ideale Speicherstrategie voraus. Ihre Ergebnisse gelten nicht bei Verwendung einer primitiven Regelung, wie sie für Steckersolargeräte mit Speicherbatterie typisch sind. Für diese kann aber der u.g. 'SolBatSim' verwendet werden.
Der Eigendeckungsanteil und Eigenverbrauchsanteil lässt sich sehr einfach
näherungsweise mit dem „Stecker-Solar-Simulator“
für Balkonkraftwerke bzw. dem „Unabhängigkeitsrechner“
für Hausdach-PV-Anlagen der HTW Berlin berechnen. Hier im Bild die Ausgabe
bei 3000 kWh Jahres-Stromverbrauch, einem Strompreis von 40 ct/kWh und für
PV-Module mit Südausrichtung, 35° Anstellwinkel (Neigung) und ohne Verschattung.
Beide Simulationen nutzen intern Daten der Wetterstation Lindenberg bei Berlin
aus dem Jahr 2017, in dem die Sonneneinstrahlung schwächer als normal war ---
für Süddeutschland kann man also gut 15% mehr PV-Leistung ansetzen. Als Eingabe
verwenden sie den >Jahresstromverbrauch (mit einer typischen Lastverteilung) und
die PV-Nennleistung (mit einem spezifischen PV-Jahresertrag von 1024 kWh/kWp).
Man kann auch eine (nutzbare) Speicherkapazität angeben, wobei ein typischer
Wirkungsgrad für LiFePO4-Batterien von 95% und typische Wandlungsverluste
des Ladereglers und des Wechselrichters von jeweils 94% angenommen werden.
Implizit wird eine optimale bedarfsgerechte Lade-/Entladeregelung vorausgesetzt.
Der Unabhängigkeitsrechner liefert auch den Anteil der Batterieentladung an der
Stromversorgung, den man zur Ertrags- und Wirtschaftlichkeitsberechnung von
PV-Speichern
verwenden kann (und zwar durch Multiplikation mit dem Stromverbrauch).
Für Anlagen ohne Stromspeicher sind die Ergebnisse sehr realistisch.
Von der sehr soliden kommerziellen Simulationssoftware PV*SOL gibt es auch eine kostenlose Online-Variante. Auch diese ist eigentlich für große Haus-PV-Anlagen gedacht, aber wenn man beim Wechselrichter 'TSUN' auswählt, lässt sie sich für Balkonanlagen u.ä. verwenden, geht aber von einem für Steckersolargeräte zu hohen System-Wirkungsgrad (über 92%) aus.
Der mögliche Eigenverbrauch hängt natürlicherweise stark vom gewählten Lastprofil ab. Mit der Auswahl '2 Personen mit einem Kind' bekommt man Ergebnisse, die dem von der HTW Berlin verwendeten Durchschnitt am nächsten kommen (aber etwas niedriger ausfallen).
Eine sehr einfache Möglichkeit, online die Amortisation zu berechnen, bietet auch das PVTool von „AkkuDoktor“. Als Besonderheit kann man hier schön sehen, wie sich Eigenverbrauchsquote, Autarkiegrad und Amortisation in Abhängigkeit von der Anwesenheit und Kapazität eines Stromspeichers ändern.
Inzwischen kann man für die Simulation ein eigenes Lastprofil
(allerdings nur in Stundenauflösung) hochladen und verwenden lassen.
Für Speicher wird stillschweigend vermutlich AC-Kopplung angenommen
sowie eine optimale lastbasierte Lade- und Entladestrategie.\
Die Lade- und Entlade-Wirkungsgrade der Speicherbatterie (inkl. Verluste während
der Speicherzeit) werden standardmäßig unrealistisch hoch angenommenen (99%),
was man aber in den erweiterten Einstellungen anpassen kann.
Standardmäßig wird die Lade- und Entladeleistung etwas praxisfern nicht begrenzt,
was sich aber ebenfalls in den erweiterten Einstellungen korrigieren lässt.
Bis Anfang Dezember 2023 waren die Simulationsergebnisse v.A. ohne Speicher
und bei kleineren Speicherkapazitäten deutlich zu optimistisch.
Das lag v.A. daran, dass das Standard-Haushalts-Lastprofil H0 des VDEW (inzwischen: BDEW)
von 1996/97 verwendet wurde, und zwar auch nur in Stundenauflösung
(statt in der verfügbaren 15-minütigen Auflösung).
Damit konnten keinerlei Lastspitzen berücksichtigt werden,
wozu mindestens Minutenauflösung (besser: Sekundenauflösung) benötigt wird.
Das wurde nun deutlich verbessert.
Stand Anfang 2024 gibt es allerdings noch
Unklarheiten z.B. bei den Wirkungsgraden,
Merkwürdigkeiten wie kleine nächtliche PV-Erträge und konstante Netzbezüge und
eindeutige Fehler.
{:.center}
Eine ältere Simulation des Eigenverbrauchs für einen gegebenen PV-Nettoertrag
mit Fokus auf Stromspeicher (mit gegebener nutzbarer Kapazität und Effizienz),
gibt es von brodsoft.
Diese basiert auf realen Profildaten für PV-Erzeugung und Stromverbrauch,
mit denen die Berechnung auf Stundenbasis erfolgt.
Man kann sich in der Ausgabe auch für jeden Monat Grafiken ausgeben lassen
darauf sehr schön den Verlauf der elektrischen Größen ansehen.
Außerdem gibt es gute Info-Seite mit guten Erklärungen zu Eigenverbrauchsanteil
und Eigendeckungsanteil zu Strategien zu ihrer Optimierung.
Diese Simulation berechnet für die o.g. 600 Wp Beispiel-Anlage je nach Auswahl
des Profils einen Eigenverbrauch von teils 601 kWh (Profil „allgemein 13/14“)
und mehr, aber typischerweise eher 514 kWh (Profil „InGe 16“) pro Jahr.
{:.right width="550"}Es gibt auch eine Android-App namens PV Calculator mit relativ flexiblen Parametern und sehr schöner Darstellung der Ergebnisse. Sie verwendet die Daten von PVGIS und rechnet auf Stundenbasis. Für die o.g. Beispiel-Anlage mit 600 Wp kommt sie für die gegebenen Wirkungsgrade korrekt auf einen Jahres-Nettoertrag von 664 kWh. Trotzdem sind die Ergebnisse leider zu optimistisch. Das liegt teils an den angebotenen Profilen (z.B. VDEW-H0-Werktag), die täglich die gleiche Last annehmen, wobei man immerhin selbst welche pro Jahreszeit definieren kann. Aber das Hauptproblem ist, dass die Last nur im stundenweisen Durchschnitt betrachtet wird, also die typischen Lastspitzen unberücksichtigt bleiben. Damit ergibt sich bei 3000 kWh Jahres-Strombedarf für die meisten Profile unrealistischerweise so gut wie keine Netzeinspeisung und selbst für das Profil „Peak Morgen Abends“ eine viel zu niedrige Netzeinspeisung von 52 kWh. Außerdem wird etwas verwirrend im Gesamtergebnis nicht der resultierende Eigenverbrauch (hier 612 kWh) dargestellt, sondern der Nettoertrag und der Netzbezug.
Für die rein kaufmännische Berechnung der Rendite einer PV-Anlage und/oder Stromspeicher gibt es ein einfaches Online-Tool namens pvroi auf Englisch. Es berücksichtigt Inflation und Degradation, aber keine darüber hinausgehende Reparaturen bzw. Abschreibung. Als Ergebnis bekommt man entweder für gegebenen Preis die jährliche Rendite in % (und kann dann vergleichen, ob die Investition mehr bringt als eine andere) oder umgekehrt: Für eine Wunsch-Rendite den Maximalpreis für die Komponenten.
Die Offline-Tabellenkalkulation PV-Rechner hat als besonderen Schwerpunkt die kaufmännische Betrachtung inklusive Rendite und Kapitalkosten unter Berücksichtigung von Abschreibung für Reparaturen u.ä. Er ist für „große“ PV-Anlagen auf Hausdächern konzipiert, und behandelt optional gesondert das Laden eines E-Fahrzeugs, den Betrieb einer Wärmepumpe und die Nutzung eines Stromspeichers, funktioniert aber auch für Steckersolargeräte. Als Eingabe erwartet er u.A. den spezifischen PV-Jahresertrag, die Ausrichtung der Module und den geschätzten Anteil des während der Sonnenscheindauer im Haushalt nutzbaren Ertrages. Energieflüsse werden der Einfachheit halber nur grob auf Monatsbasis gerechnet, so dass wichtige tageszeitliche Effekte und Lastspitzen nicht berücksichtigt werden. Besonders die Simulation des Stromspeichers ist stark idealisiert.
{:.center}Bei der o.g. typischen Balkonanlage für 660€ mit 600 Wp und 660 kWh Jahresertrag ergibt sich mit dem PV-Rechner für einen Haushalt mit 3000 kWh Jahresverbrauch, der zu 28% während der Haupt-Sonnenscheinzeiten erfolgt, ein etwas zu optimistischer Solarstrom-Eigenverbrauch von etwa 530 kWh pro Jahr. Damit könnte man bei 40 ct/kWh jährlich ca. 205€ Stromkosten einsparen, was eine Amortisationszeit von 3,2 Jahren und eine satte (Anfangs-)Rendite von 26% ergäbe.
Hinweis: Der PV-Rechner stammt von Falko (bonotos) Der originale beinhaltet auch seiner letzten Version 22-06 einen groben Fehler in der Rendite-Formel, der zu (fast) doppelt überhöhten Rendite-Zahlen führt. Ich habe mich mit Falko zu diesen und anderen Punkten ausgetauscht. Er möchte an dem Tool nichts mehr machen. So stelle ich hier eine verbesserte und etwas erweiterte Version zur Verfügung.
SolBatSim, ein selbst entwickelter Simulator, basiert auf Lastprofilen des Stromverbrauchs mit mindestens stündlicher, aber besser minütlicher (oder noch höherer) Auflösung. Daher und weil er die verschiedenen Arten von möglichen Verlusten differenziert berücksichtigt kommt er auf sehr realistische Ergebnisse. Aufgrund seiner großen Flexibilität deckt er fast alle üblichen Situationen ab. Aus diesen Gründen ist er auch als Referenz für andere Simulationen verwendbar.
Für die o.g. Beispiel-Anlage für den Raum München mit 600 Wp und einem PV-Nettoertrag (nach Wechselrichter-Verlusten) von etwa 662 kWh ergibt sich mit dieser Simulation unter Verwendung minutengenauer Lastprofile ohne Speicher je nach Profil ein Eigenverbrauch von ca. 460 kWh.
Das Ergebnis fällt nicht so günstig wie bei den zuvor genannten Simulationen aus, v.A. weil hier die in der Praxis relativ häufigen Lastspitzen immerhin im Minutenbereich berücksichtigt werden, die von einer Mini-Solaranlage praktisch kaum abgefangen werden können, so dass der Eigenverbrauchsanteil geringer ist als bei einer über Stunden oder gar ganze Monate gemittelten Betrachtung.
Vergleichsrechnungen auf Grundlage eines Lastprofils mit (annähernd) sekündlicher Auflösung haben ergeben, dass die Lastspitzen nur teilweise einen spürbaren Einfluss auf die Nutzbarkeit des PV-Ertrags von kleinen Anlagen haben. Bei 600 Wp sind die Eigenverbrauchs-Ergebnisse bei Lastdaten auf Stundenbasis etwa 3 bis 6% zu optimistisch, auf Minutenbasis nur bis etwa 1%.
Solarmodule liefern in direkter Abhängigkeit von der Einstrahlungsstärke sehr variablen Gleichstrom (je nach Nennleistung maximal z.B. 11 A) mit einer Spannung je nach Modultyp von üblicherweise 22 bis 44 V. Dieser „rohe“ Strom ist direkt erst mal kaum verwendbar, außer z.B. zum Aufheizen eines Warmwasserspeichers mit einem PV-Heizstab -- siehe dazu weiter unten.
Normalerweise wird der PV-Strom daher in Wechselstrom umgewandelt und direkt ins Hausnetz eingespeist, was das Thema des nächsten Abschnitts ist.
Man kann gerade nicht benötigten PV-Strom auch in einer Batterie zwischenspeichern, was ein Abschnitt weiter unten behandelt, der auch erklärt, dass sich das in den seltensten Fällen lohnt.
{:.left width="400"}
{:.right width="378"}
{:style="clear:both"}
Typischerweise speisen PV-Anlagen, Balkonkraftwerke u.ä. den erzeugten Strom nach Umwandlung durch einen netzgekoppelten Wechselrichter (Netzwechselrichter, Solarwechselrichter, engl. grid-tie inverter) direkt ins Hausnetz oder öffentliche Stromnetz ein, wo er sofort in irgendeiner Form verbraucht wird (bzw. der Rest verlorengeht).
Wichtig zu beachten ist, dass diese Nutzungsart abseits eines bestehenden Wechselstrom-Netzes und während eines Stromausfalls nicht funktioniert, weil sich der verwendete Wechselrichter mit dem Stromnetz synchronisieren muss.
Hier geht es um Steckersolargeräte (SSG) — das sind kleine Photovoltaikanlagen (mit typischerweise zwei PV-Modulen), die über einen Mikrowechselrichter und eine Steckdose einfach mit dem Hausnetz verbunden werden, z.B. an einer Außensteckdose auf dem Balkon oder der Terrasse. Sie werden auch z.B. Stecker-PV-Anlage, Steckersolaranlage, oder Balkonkraftwerk (BKW) genannt. Im § 3 Nr. 43 EEG-E (Erneuerbare-Energien-Gesetz) werden sie
wie folgt definiert:
Steckersolargerät ein Gerät, das aus einer Solaranlage oder aus mehreren Solaranlagen, einem Wechselrichter, einer Anschlussleitung und einem Stecker zur Verbindung mit dem Endstromkreis eines Letztverbrauchers besteht.
Rechtlich bedeutsam ist die Einstufung durch den VDE als Gerät, denn im Gegensatz zu elektrischen Anlagen dürfen elektrische Geräte auch von Laien in Betrieb genommen werden.
Meist werden Steckersolargeräte über einen normalen Schukostecker angeschlossen. Das ist sehr einfach und flexibel. Es ermöglicht auch, ganz simpel und günstig ein Energiemessgerät für die erzeugte Strommenge dazwischenzustecken, wie es unten zur Strommessung dargestellt ist. Der im Abschnitt über Netzwechselrichter beschriebene NA-Schutz macht diese Lösung sicher genug, weil der Wechselrichter die Stromzufuhr sofort unterbricht, wenn man den Stecker aus der Dose zieht und seine blanken Kontakte berühren kann. Anfang 2023 sprach sich der VDE dafür aus, „den Schuko-Stecker für die Einspeisung [...] zu dulden“, und das BMWK will „Schukostecker als Energiesteckvorrichtung ebenfalls zulassen“, was vsl. im Laufe des Jahres 2024 offiziell geregelt wird.
{:.right width="450"}
Man kann aber auch, wie vom VDE bislang empfohlen, eine spezielle
Energiesteckdose verwenden. Diese wird auch Einspeisesteckdose genannt
und ist meist von der Firma Wieland. Sie gilt als besonders sicher,
ist aber auch recht teuer und muss von einem Elektriker installiert werden.
Hier
ein ausführlicher Vergleich.
Eine weitere Möglichkeit ist, den Wechselrichter direkt fest mit dem Hausnetz
zu verdrahten, was den Betrieb sogar noch sicherer macht.
Die oft Balkonkraftwerk genannten Anlagen
haben meist eine recht geringe PV-Nennleistung von etwa 600 bis 800 Wp.
Das hat neben der geringen Größe und sehr überschaubaren Kosten auch damit zu
tun, dass sie selbst installiert werden dürfen und genehmigungsfrei sind,
wenn sie maximal 600 W in die Steckdose einspeisen.
Dies gilt bislang für Deutschland und die Schweiz; in Österreich gilt nach einer
allgemeineren EU-Regel für die vereinfachte Nutzung eine Obergrenze von 800 W.
Seit Anfang 2023 empfiehlt selbst der VDE,
sich in Abweichung zur bislang geltenden technischen Norm VDE-AR-N 4105
künftig auch in Deutschland an der „Bagatellgrenze bis 800 W“ zu orientieren.
Anfang März 2023 startete eine Petition für die
schnelle Umsetzung des VDE-Positionspapiers,
und auch die PV-Strategie 2023 des dt. BMWK
will „die Grenze auf 800 VA Wechselstromleistung zu erhöhen“.
Die Erhöhung der Obergrenze in Deutschland, wobei der VDE federführend ist,
wird sich noch hinziehen, nach Informationen
der DGS noch bis mindestens Sommer 2024, wahrscheinlich eher Herbst 2024.
In Deutschland sind PV-Anlagen anmeldepflichtig, wenn sie ins externe Netz einspeisen können. Für Steckersolargeräte ist der Aufwand der Online-Registrierung im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur gering. Eigentlich sollte ab Anfang 2024 die ihre zusätzliche Anmeldung beim Netzbetreiber entfallen, aber das hat sich erst einmal verzögert.
Nach einem Artikel im pv magazine von 2022 wurde geschätzt, dass nur 10 bis 20% der Steckersolargeräte tatsächlich beim Netzbetreiber angemeldet wurden. Eine dort genannte Umfrage hat auch ergeben, dass etwa 77% der Anlagen mit einem Schuko-Stecker angeschlossen wurden. Bei etwa 1/3 der Anlagen befinden sich die PV-Module auf oder an einem Balkon; bei etwa der Hälfte werden die Module z.B. auf einem Flachdach oder im Garten aufgeständert.
Gründe für die Leistungsbegrenzung bei der Einspeisung von PV-Strom sind nicht nur Sicherheitsbedenken bzgl. der Stromleitungen im Haushalt. Weitere technische und wirtschaftliche Gründe sind mögliche und nicht immer gut kalkulierbare Rückwirkungen auf das allgemeine Stromnetz.
- Bei massenhafter Einspeisung von Solarstrom und kräftigem Sonnenschein kann der Strom im Verteilnetz z.B. durch ziehende Wolken sehr stark schwanken, was seine Stabilität beeinträchtigen könnte.
- Außerdem kann es passieren, dass der Netzbetreiber bei großen Schwankungen teils besonders teuren Strom nachkaufen muss bzw. für überschüssigen Strom einen sehr geringen oder gar negativen Preis bekommt, sprich „Strafe zahlen“ muss.
- Auch könnten sich Freileitungen, durch die ungewöhnlich viel Strom fließt, stärker als üblich ausdehnen und eventuell gefährlich durchhängen.
Wenn jedoch durch sog.
Nulleinspeisung
sichergestellt ist, dass kein lokal erzeugter Strom ins externe Netz fließt,
können PV-Anlagen auch z.B. mit 1800 W Leistung
aus Sicht der Netzbetreiber problemlos und normgerecht betrieben werden.
{:.right}
Für die Nulleinspeisung gibt es inzwischen eine spezielle Lösung zu kaufen,
nämlich den indielux ready2plugin Stromwächter,
der allerdings etwa 400€ kostet.
Er wird auch Einspeisewächter genannt, weil er für Steckersolargeräte
nebenbei dafür sorgt, dass nicht mehr als 600 bzw. 800 VA eingespeist werden. Der Stromwächter ist inzwischen mit vielen steuerbaren Wechselrichtern kompatibel und setzt eine per RS485 mit Modbus oder WLAN angebundene Messung des aktuellen Netz-Strombezugs z.B. mit einem Shelly 3EM voraus.
Man kann durchaus annehmen, dass Beschränkungen auch dadurch motiviert sind, dass die Energieversorgungsunternehmen möglichst wenig Konkurrenz haben wollen.
Die sog. Bagatellgrenze bei 600 bzw. 800 Watt
dient in erster Linie der erleichterten Anmeldung kleiner Steckersolargeräte.
Die Beschränkung leistet aber auch einen aus Sicht des VDE wichtigen Beitrag zum
Schutz der Stromleitungen im Haus in folgendem sehr selten auftretenden Fall:
{:.right width="400"}
Wenn über die Wohnungs-Stromleitung, an der die Einspeisung
stattfindet, gleichzeitig sehr kräftig Strom verbraucht wird, kann es unter
ungünstigen Umständen passieren, dass über längere Zeit auf Teilen der Leitung
mehr Strom fließt als die Sicherung eigentlich erlauben würde, was dann zu
einer mehr oder weniger übermäßigen Erwärmung der Leitung führt.
Wenn L der momentane Gesamt-Verbrauch auf der Leitung ist und P die momentane
Erzeugung auf derselben Leitung, kommt bei der Sicherung die Leistung L - P an.
Wenn die Sicherung auf 16 A ausgelegt ist und die dort ankommende Leistung
vom Betrag her, also |L - P|, kleiner als 3680 W (= 230 V × 16 A) ist,
löst die Sicherung nicht aus. (Ein 16 A Leitungsschutzschalter wird genau
genommen sogar erst dann auslösen, wenn über ihn dauerhaft mindestens 18 A
fließen oder länger als eine Stunde mehr als ca. 23 A. Daher will der VDE
Stand März 2024 die PV-Leistung von SSGs auf 960 Wp beschränken.)
Wen L oder P größer als 3680 W ist,
fließen auf einem Teilabschnitt der Leitung mehr als 16 A Strom.
Das kann beispielsweise passieren, wenn gerade die Erzeugung 6 A Strom liefert
und der Stromverbrauch zwischen 16 A und 22 A liegt.
Das ist allerdings insgesamt in der Praxis höchst unwahrscheinlich,
denn fast niemand betreibt an derselben Leitung gleichzeitig Geräte, die in
Summe einen Verbrauch L von über 3680 W haben, und dass z.B. durch einen
Kurzschluss extrem viel Strom fließt, ist möglich, aber kommt selten vor.
Und selbst wenn das der Fall ist und die Balkonanlage währenddessen für eine
gewisse Zeit weniger Leistung als L - 3680 W (bzw. bei einem
16 A Leitungsschutzschalter erhöht um Faktor 1,13 bzw. 1,45) liefert,
löst die Sicherung wie üblich aus und die Überlast ist beendet.
Von der ESTI (Schweiz) wird aus diesem Grund
die Leitungsüberlastung durch Steckersolargeräte
nicht normativ betrachtet.
In Irland macht man sich da auch keine Sorgen und erlaubt sogar 6 kW für
einphasige bzw. 11 kW für dreiphasige Einspeisung
zu einfachen Anschluss- und Abrechnungsregeln.
In Deutschland schreibt VDE V 0100-551-1 vor,
dass die Strombelastbarkeit des Leiters größer sein muss als der Nennstrom
der Sicherung und der Ausgangsstrom des Netzwechselrichters zusammen.
Dann ist man auf jeden Fall auf der sicheren Seite, aber von dieser Regel hat
man als Nichtelektriker wenig, weil man die Belastbarkeit der Leitung kaum
wissen wird und man auch nicht einfach den Sicherungsautomaten wechseln kann.
Die Nennleistung der verwendeten Solarmodule kann und sollte in Summe durchaus größer sein als die maximale Ausgangsleistung des Wechselrichters — also bei einem 600 W Wechselrichter statt 600 Wp eher 800 bis 1000 Wp. Denn in der Praxis wird auch mit solchen Modul-Nennleistungen eine Wechselrichter-Ausgangsleistung von 600 W ohnehin kaum erreicht, und wenn, dann auch nicht oft, besonders nicht in sonnenarmen Zeiten. Der Unterschied beim nutzbaren Jahres-Gesamtertrag ohne/mit Drosselung des Wechselrichters auf 600 W ist sehr gering: etwa 10 kWh, also knapp 3€ im Jahr.
Diese Erkenntnis ist schon recht alt und wurde wohl erst für größere Anlagen
diskutiert, aber wird auch immer wieder für kleine Anlagen neu entdeckt.
Nochmal geringer ist der Unterschied beim Eigenverbrauch für ein Steckersolargerät,
wie die u.g. Ergebnisse genauer Simulationen zeigen.
Man hat durch eine gewisse Überdimensionierung der PV-Module (auch Überbelegung oder Unterdimensionierung des Wechselrichters genannt, engl. overpaneling) auch zu ungünstigen Tages- und Jahreszeiten entsprechend mehr Ausbeute (eigentlich sogar überproportional mehr, weil die Anlaufspannung der Regelung schneller erreicht wird), allerdings auf eher niedrigem absoluten Niveau.
Die Drosselung der Wechselrichter wird aus energetischen Gründen durch eine Leistungsbegrenzung bereits auf Eingangsseite umgesetzt. Leider verwenden einige Modelle (zumindest die von Bosswerk/revolt/Deye G2 und G3, aber nicht die von Hoymiles), wie man in Diagrammen sehen kann, dabei direkt den Ziel-Grenzwert, statt zu berücksichtigen, dass aufgrund des Wirkungsgrades auf der Ausgangsseite 5-10% weniger ankommen — pro genutztem Eingang sind es z.B. beim Deye Sun 600 maximal etwa 270 W. So können bei real 90% Wirkungsgrad höchstens 540 W geliefert werden. Obwohl der Netto-Ertrag durch diese ungeschickte Form der Abregelung also oft sogar unnötig stark verringert wird, ist der Effekt auf den nutzbaren Ertrag längst nicht so groß wie man meinen könnte.
Nehmen wir beispielsweise eine PV-Anlage mit 1000 Wp, die je nach Standort und Ausrichtung zu einem Ertrag von 1272 kWh brutto pro Jahr führen kann, also bei einem PV-System-Wirkungsgrad von 92% und einem typischen Wechselrichter-Wirkungsgrad von 94% etwa 1100 kWh Netto-Ertrag. Bei 3000 kWh Jahresverbrauch mit einem durchschnittlichen Lastprofil macht der effektive Verlust durch Drosselung auf 600 W Eingangsleistung des Wechselrichters (also 564 W Ausgangsleistung bei den 94% Wirkungsgrad) nur ungefähr 10 kWh aus. Dies erklärt sich durch zwei Effekte:
- Die Abregelung findet zwar während etwa 650 Sonnenstunden im Jahr statt, aber die Differenz auf den sonst möglichen Netto-Ertrag ist moderat: etwa 80 kWh. Dieser Verlust ist schon nicht groß, und er wird durch Folgendes nochmal deutlich kleiner:
- Nur während in Summe etwa 90 Stunden wird zeitgleich zu dieser Abregelung bei einem durchschnittlichen Lastprofil überhaupt so viel Strom verbraucht, dass sich die Drosselung beim Eigenverbrauch bemerkbar macht. Und die Menge dieses Verbrauchs, bei dem also mehr als 528 W Leistung beansprucht werden, ist ziemlich gering, so dass der Verlust effektiv nur 10 kWh ausmacht.
Selbst wenn man es schafft, die Last innerhalb des Tages so zu verschieben,
dass täglich zwischen 8 und 16 Uhr doppelt so viel verbraucht wird wie normal
und morgens und abends entsprechend weniger, ist der effektive Kappungsverlust
im Jahr immer noch nur 20 kWh (während in Summe effektiv 190 Stunden).
Und wenn man täglich zwischen 8 und 16 Uhr keine Lastspitzen hat, die über die
Kappungsgrenze gehen (sondern z.B. nur eine konstante Grundlast von 100 W),
dann verschwindet der effektive Kappungsverlust natürlich völlig.
Bei Abweichung von der optimalen Südausrichtung verschwinden, zumindest wenn Module mit unterschiedlicher Ausrichtung parallel geschaltet werden (also für sie nur ein gemeinsamer MPPT-Eingang verwendet wird), die ohnehin äußerst geringen Eigenverbrauchs-Einbußen durch Kappung von z.B. 1000 Wp auf 600 W zusehends und sind bei Ost-West-Aufteilung (Azimut +/-90°) gar nicht mehr vorhanden.
Aus den genannten Gründen lohnt es sich (jedenfalls bei PV-Nennleistungen bis um die 1000 Wp) nicht, statt eines auf 600 W gedrosselten Wechselrichters einen teureren mit 800 W Maximalleistung zu nehmen oder darauf zu warten, bis diese in Deutschland offiziell unter die Bagatellgrenze fallen.
Hingegen bieten 800 bis 1000 Wp statt 600 Wp PV-Nennleistung bei relativ geringen Zusatzkosten eine sinnvolle Reserve für schwächere Sonnenstunden, wodurch der Netto-Ertrag trotz Kappung etwa 200 bis 350 kWh höher liegt, und der Eigenverbrauch immerhin 80 bis 140 kWh höher im Jahr. Die Amortisationszeit der Gesamt-Anlage bleibt dabei ziemlich gleich, und auf lange Sicht ergibt sich eine entsprechend höhere Kostenersparnis als mit 600 Wp.
Wenn PV-Module in zwei Ausrichtungen aufgeteilt sind, sollten jeweils Module mit unterschiedlicher Ausrichtung (z.B. Südost und Südwest) parallel geschaltet werden, weil sich dann sowohl die Last für den Wechselrichter als auch der Nutzen für den Haushalt besser über den Tagesverlauf verteilen. Dies ist besonders ratsam, wenn der Wechselrichter stark gedrosselt wird, weil der Limit-Wert leider meist einfach gleichmäßig auf die Eingänge aufgeteilt wird und somit erhebliche unnötige Verluste entstehen können.
Etwa ist es bei 4 PV-Modulen mit je 400 Wp nicht sehr sinnvoll, einen
Wechselrichter mit z.B. 1600 W Leistung und 4 MPPT zu verwenden, besonders
wenn man diesen auf 600 bzw. 800 W Ausgangsleistung drosselt. Denn dann
sind durch die gleichmäßige Aufteilung der Drosselung auf alle MPPT-Eingänge
nur noch 150 bzw. 200 W je Eingang möglich.
Stattdessen kann man auch einen günstigeren 600 bzw. 800 W Wechselrichter
nutzen und an jedem seiner zwei Eingänge dabei jeweils zwei Module parallel anschließen.
Dass die Eingänge dabei dann teilweise an die Grenze ihres Eingangsstroms
kommen, ist typischerweise unproblematisch. (Wer das trotzdem
vermeiden will, kann auch z.B. einen HM-1500 verwenden, der nur 2 MPPT hat.)
Anders sieht es bei den seit Frühjahr 2024 verfügbaren Deye G4 Wechselrichtern aus, denn bei diesen wird die Höhe der Limitierung wirklich auf die Ausgangsleistung bezogen und nicht dumm gleichmäßig auf alle MPPT-Eingänge verteilt.
{:.right width="400"
style="margin-left: 40px}
Statt den Solarstrom direkt einzuspeisen, kann man ihn auch in einer aufladbaren
Batterie zwischenspeichern und von dort zeitlich versetzt über einen
netzgekoppelten Wechselrichter ins Hausnetz einspeisen.
Diese Betriebsart kann man allgemein als Strompufferung bezeichnen.
Für die Auslastung eines Speichers gibt es eine Kennzahl, die von der Kapazität des Speichers abstrahiert, nämlich die Zahl der Vollzyklen in einem Zeitraum, typischerweise ein Jahr. Sie ist definiert als die Menge, das in dem Zeitraum insgesamt aus dem Speicher entnommen wird (nachdem sie natürlich vorher irgendwann eingespeichert wurde), geteilt durch seine nutzbare Kapazität (also bei LiFePO4-Batterien z.B. 90% der Nennkapazität). Bei typischen Dach-PV-Anlagen mit üblicher Dimensionierung des Speichers liegt die Zahl der Jahres-Vollzyklen bei etwa 200. Aber je nach Größe der PV-Anlage und des Speichers sowie der zeitlichen Verteilung von Ertrag und Verbrauch kann die Zyklenzahl auch deutlich höher oder niedriger sein, z.B. 300 oder 100. Bei einem Wert von 183 wird die verfügbare Speicherkapazität im Jahresschnitt alle zwei Tage verwendet --- was aber nicht heißt, dass der Speicher im Schnitt jeden zweiten Tag erst mal voll aufgeladen und dann wieder ganz entladen wird.
Die Strompufferung soll den Nutzen der PV-Anlage für den eigenen Stromverbrauch erhöhen. Aber finanziell lohnt sie sich für kleine PV-Anlagen fast nie --- außer wenn sie über eine nahezu optimale (lastgesteuerte) Lade- und Entladeregelung verfügt und man den Speicher sehr günstig bekommt oder schon aus anderen Gründen hat, z.B. für eine Notstromversorgung (mit Inselwechselrichter) oder als Fahrzeugbatterie. Außerdem ist es für die ökologische Gesamtbilanz eigentlich besser, den überschüssigen Strom an die Allgemeinheit (auch ohne Vergütung) abzugeben.
In diesem Zusammenhang wird von Anbietern und Nutzer oft eine naive (Milchmädchen-)Rechnung in folgender Art gemacht:
Der Speicher hat eine nutzbare Kapazität von 1,5 kWh und 6000 Ladezyklen. Damit lassen sich also 9000 kWh einsparen, was bei 30 ct/kWh 2700€ Ertrag bringt.
Das berücksichtigt aber keine Verluste und vor allem nicht, wie lange es dauern würde, um auf die (angeblich erreichbare) Zyklenzahl zu kommen. Pro Jahr hat man nur mäßig viele sonnige Tage, so dass man typischerweise auf nur 150 bis 250 Vollzyklen im Jahr kommt, je nach PV-Leistung, Verbrauch und Speicher-Dimensionierung. Somit werden 6000 Vollzyklen erst in ungefähr 30 Jahren erreicht, und so lange wird das Speicher-Equipment bestimmt nicht halten! Zudem beträgt bei 30 Jahren Laufzeit die Rendite bei einem Einkaufspreis von 1500€ nur 6%, so dass man sich fragen muss, ob sich so eine Investition mit sehr langfristiger Kapitalbindung überhaupt lohnt. Wobei auch unklar ist, wie sich das Verhältnis des Preises für so eine Speicheranlage zum Strompreis langfristig entwickelt.
Besser sieht es bei größeren PV-Anlagen aus.
Hier das Ergebnis von Simulationen für ein Wohnhaus mit angenommenen 5000 kWh Jahresverbrauch und 200 W Mindestlast und ansonsten typischem Lastprofil, optimal ausgerichteter PV-Anlage in Süddeutschland mit 10 kWp, mit einem kleinen Speicher mit effektiv 2 kWh und typischen Verlusten/Wirkungsgraden. Nehmen wir Einspeisevergütung und 30 - 8 = 22 ct/kWh Strompreisdifferenz an.
- Wenn der Speicher optimal lastabhängig geladen und entladen wird, dann steigt der PV-Eigenverbrauch von 2020 auf 2746 kWh im Jahr, was bei den 22 ct/kWh Strompreisdifferenz etwa 160€/Jahr Einsparung ausmacht. Bei einem Eigenbau mit günstigen Komponenten, die insgesamt 1000€ kosten, würde sich das nach gut 6 Jahren amortisieren.
- Bei ansonsten gleichen Daten, aber 4 kWh nutzbarer Speicherkapazität steigt der Eigenverbrauch auf 3308 kWh im Jahr, was 283€ Einsparung pro Jahr bringt und bei 1500€ Kosten eine Amortisationszeit von knapp 6 Jahren bringt.
- Bei 6 kWh Kapazität steigt der Eigenverbrauch noch etwas weiter auf 3734 kWh, bei 8 kWh Kapazität auf 3988 kWh, wobei sich Amortisationszeit kaum ändert.
Im Folgenden werden konkrete Zahlen gegeben für einen Haushalt mit 3000 kWh Jahresverbrauch (bei nächtlicher Durchschnittslast von 190 W zwischen 0 und 6 Uhr und tagsüber Durchschnittslast von 375 W zwischen 8 und 16 Uhr) mit einer typischen Balkonanlage in Süddeutschland mit optimal ausgerichteten Modulen mit 850 Wp Nennleistung und typischen Wirkungsgraden, der eine Pufferbatterie mit 1 kWh effektiv nutzbarer Kapazität hinzugefügt wurde. Dazu passt sehr gut eine 12,8 V 100 Ah LiFePO4-Batterie, also mit nominell 1,28 kWh Kapazität, denn davon muss man ohnehin mindestens 90% für eine gesunde Entladetiefe abziehen, und nochmal ungefähr 90% für die durchschnittliche Degradation durch Alterungseffekte etc. Die Eigenverbrauch-Ergebnisse wurden mit dem o.g. SolBatSim berechnet, unter Annahme einer (effizienteren) DC-Kopplung mit Lade-Wirkungsgrad 94% und Speicherungs-Wirkungsgrad 95%. Wie zuvor sind für den Wirkungsgrad des PV-Systems 92% angenommen und für die Wechselrichtung (auch bei Entladung aus der Batterie) 94%.
Bei optimaler Lade-/Entlageregelung, s.u., die leider nur schwer zu realisieren ist, gibt es keinen Verlust durch Überlauf des Speichers, und anstatt dass der PV-Überschuss von ca. 310 kWh komplett ins Netz eingespeist wird, kommt es nur noch zu 84 kWh Netzeinspeisung. Hinzu kommen kleine Verluste des Ladereglers und der Speicherbatterie von etwa 14 + 11 kWh. Durch die Verwendung des Speichers lässt sich somit der jährliche Eigenverbrauch von ca. 610 auf etwa 810 kWh und der Eigenverbrauchsanteil von ca. 66 auf etwa 83% des Nettoertrags steigern. Der PV-Bruttoertrag von 1062 kWh bzw. Nettoertrag 918 kWh wird also gut genutzt. Der Speicher mit effektiv 1 kWh Kapazität ist mit ca. 225 Vollzyklen pro Jahr nur mäßig belastet. Bei 30 ct/kWh Strompreis ergibt sich durch die Hinzunahme des Speichers eine jährliche Stromkosten-Einsparung von ca. 60€.
Selbst wenn die dafür nötigen Komponenten günstig für z.B. 600€ erworben werden, würde die Amortisationszeit für die Aufrüstung etwa 10 Jahre betragen -- eher länger. Allerdings kann es sein, dass in dieser Zeitspanne bereits ein Teil der nötigen Geräte erneuert werden muss. Vor Allem aber ist für kleine PV-Anlagen eine optimale Regelung im Eigenbau schwer erreichbar, und kommerziell erhältliche Lösungen (siehe unten) sind bislang zu teuer.
Wenn man dieselben PV-Daten verwendet wie der Stecker-Solar-Simulator der HTW Berlin, kommt man mit gleichen Speicher-Daten und einem ähnlichen Lastprofil sowohl beim Stecker-Solar-Simulator als auch beim PVTool auf nahezu identische Ergebnisse.
Eine wichtige Rolle spielt natürlich die Verteilung des Haushalts-Verbrauchs
über den Tag. Im o.g. typischen Fall ergab sich bei Durchschnittslast von
375 W zwischen 8 und 16 Uhr und Durchschnittslast von 190 W
zwischen 0 und 6 Uhr durch den Speicher ein Jahresgewinn von 200 kWh.
Wenn stattdessen die Durchschnittslast tagsüber nur 100 W beträgt und
nachts 234 W, dann steigt der Gewinn durch den Speicher auf 270 kWh.
Wenn andererseits die Durchschnittslast tagsüber sogar 600 W beträgt und
nachts 124 W, dann sinkt der Gewinn durch den Speicher auf 180 kWh.
Weil man für ins externe Netz eingespeisten Strom keine Vergütung bekommt oder
jedenfalls deutlich weniger erhält als man für vom Netz bezogenen Strom zahlen
muss, sollte zur Strom-Kostenersparnis
die Einspeisung vermieden und der Netzbezug minimiert werden.
Daher wäre es es optimal, wenn zu jeder Zeit gilt:
Haushalts-Last + Auflade-Leistung in den Speicher
≥
PV-Leistung + Entlade-Leistung aus dem Speicher
Nachdem der Gesamt-Leistungssaldo am externen Netzanschluss des Haushalts gleich
(Haushalts-Last + Speicher-Aufladeleistung) - (PV-Leistung + Speicher-Entladeleistung)
ist, kann die Ungleichung auch abgekürzt geschrieben werden als
Gesamt-Leistungssaldo ≥ 0
Wenn die Ungleichung erfüllt ist, dann wird trotz PV-Leistung überhaupt kein Strom ins Netz eingespeist (sondern höchstens bezogen).
Wenn die PV-Leistung nie größer als die Last durch den Haushalt wäre, bräuchte man dafür keinen Speicher, aber das ist nicht realistisch. Mit Hilfe des Speichers kann die Ungleichung immerhin viel öfter erfüllt werden als ohne, indem bei PV-Leistungsüberschuss der Speicher aufgeladen und bei Mehrbedarf durch Last im Haushalt der Speicher entladen wird.
Die Anbindung des Speichers an die PV-Anlage erfolgt entweder DC-gekoppelt, also schon gleichstromseitig, oder AC-gekoppelt, also indirekt über das Wechselstromnetz im Haushalt. Details dazu im Abschnitt Ladung des Stromspeichers.
{:style="clear:both"}
{:.left width="408"
style="margin-right: 2px"}
{:.right width="380"
style="margin-left: 2px"}
{:style="clear:both"}
Aus der o.g. Regelungs-Ungleichung folgt nebenbei, dass es nicht zielführend wäre, den Speicher gleichzeitig zu laden und zu entladen. Das ist auch schon physikalisch-technisch gar nicht möglich. Bei ungeschickter Laderegelung eines AC-gekoppelten Speichers könnte es aber passieren, dass sowohl das Ladegerät als auch der Wechselrichter zur Entnahme aus dem Speicher aktiv ist. Dies führt dazu, dass je nach Differenz aus Lade- und Wechselrichter-Leistung der Speicher entweder geladen oder entladen wird und dass das Minimum der beiden Leistungen sinnlos und mit Verlusten zunächst in Gleichstrom und umgehend wieder in Wechselstrom gewandelt wird.
Für die Regelung wird die PV-Leistung und normalerweise auch die Last durch
den Haushalt als gegeben vorausgesetzt. Allerdings könnte die Regelung
durchaus gewisse Überschuss-Verbraucher steuern.
Als die wesentlichen Stellschrauben der Regelung bleibt die Lade- und
Entladeleistung des Speichers.
Unter Berücksichtigung, dass ein Speicher mit gegebener Kapazität nur begrenzt
geladen und entladen werden kann und sich Laden und Entladen des Speichers
zeitlich ausschließen, ergibt sich folgende ideale Lade- und Entladeregelung:
-
Solange der Speicher nicht voll ist, wird immer genau der Anteil an PV-Leistung zum Laden verwendet, der übrig ist, also aktuell nicht anderweitig direkt gebraucht werden kann.
Dies wird Lastvorrang oder Überschussladung genannt. -
Solange sein Ladezustand oberhalb der Entladegrenze ist, wird der Speicher immer genau so stark entladen wie nötig ist, um den Anteil der aktuellen Last auszugleichen, den die PV-Leistung nicht abdeckt.
Damit kann man eine sogenannte Nulleinspeisung realisieren, also dass überschüssiger Strom nicht ins externe Netz fließt. Bei vollem Speicher kann man aber auch einen Bypass erlauben, also dass die gesamte PV-Leistung an der Batterie vorbei ins Hausnetz gespeist wird. Dies geschieht bei AC-Kopplung automatisch, weil bei vollem Speicher das Ladegerät abschaltet. Durch den Bypass bei vollem Speicher wird überschüssiger Strom nach extern abgegeben, solange die Last geringer als PV-Leistung ist.
Bei AC-Kopplung ist die Maximalleistung einer bedarfsgerechten Ausspeisung aus dem Speicher übrigens ziemlich unerheblich. Etwa bei einem Jahresverbrauch von 3000 kWh zeigen Simulationen, dass selbst wenn sie auf nur 100 W begrenzt wird, das für die Speichernutzung und den Eigenverbrauch so gut wie nichts ausmacht. Daher genügt für AC-gekoppelte Pufferspeicher ein kleiner Wechselrichter.
In teilweiser Abweichung von den bisher genannten Punkten sollten zur Schonung der Batteriezellen gewisse Lade- und Entladeströme nicht überschritten werden, wobei die verwendeten Komponenten da ohnehin Grenzen setzen. Außerdem ist die Reaktionsgeschwindigkeit der Lade- und Entladeregelung aus verschiedenen Gründen begrenzt, so dass es kurzzeitig z.B. zu unerwünschter Netzeinspeisung kommen kann. Auch lassen sich Lastspitzen meist nicht ausgleichen. Durch solche Randbedingungen leidet die Effizienz ein wenig.
Ein 'intelligentes' Energiemanagement berücksichtigt auch noch diverse weitere Faktoren, etwa Uhrzeit, Sonnenstand, Temperatur, die bisherige Entwicklung der PV-Leistung, der Last und des Speicher-Ladezustandes, der in nächster Zeit erwartete PV-Ertrag, Verbrauch im Haushalt, Strompreis, usw.
Die Implementierung einer Speicher-Regelung, welche lastbasiert sein sollte, ist regelungstechnisch ziemlich aufwendig. Sie lohnt sich finanziell bislang eher nur für größere PV-Anlagen und (wegen der Speicherkosten) für nicht sehr große Speicher.
Statt einer lastabhängigen Regelung ist es besonders für Steckersolargeräte
viel einfacher, aber leider wenig effizient,
die (gedrosselte) Ausgangsleistung des Wechselrichters und die Batteriekapazität
so abzustimmen, dass lediglich ein Großteil der Grundlast des Haushalts,
z.B. 100 W, für eine Dauer von etwa 1-2 Tagen abgedeckt wird.
Wenn man diese Konstanteinspeisung noch mit einer
Zeitschaltuhr (oder einem Helligkeitssensor) zur Beschränkung zwischen
Sonnenunter- und Aufgang kombiniert, bekommt man eine Nachteinspeisung.
Ziel der Konstanteinspeisung ist zwar, die über die sonnenreiche Tageszeit
gesammelte Solarenergie auch über sonnenarme Zeiten gleichmäßig abzugeben
(solange die Ladung reicht, zumindest bis zum nächsten Vormittag),
und dabei möglichst wenig Strom nach extern zu verschenken.
Allerdings zeigen die u.g. Simulationsergebnisse,
dass sich auf diese Weise nicht mal die Grundlast effizient abdecken lässt.
{:.right width="400"
style="margin-left: 50px; margin-right: 50px"}
Hier als Analogie eine Skizze eines automatischen Wasserspeichers,
der z.B. über die Dachrinne eines Hauses gespeist wird. Wenn er voll genug ist,
läuft das Wasser über die rechte innere Trennwand und lässt eine leichte Kugel
aufschwimmen, die bis dahin den Auslass blockiert hat. Dann fließt das
Wasser aus dem Speicher langsam und gleichmäßig nach unten aus.
Wenn der Speicher fast leer ist, verschließt die Kugel den Auslass wieder.
Der Speicher füllt sich (auch schon zwischendurch) bei Wasserzufuhr wieder auf.
Zusätzlich ist der Speicher am Einlass mit einem Überlaufschutz
ausgestattet, der die Wasserzufuhr stoppt, wenn der Speicher voll ist
und das Wasser durch den kleinen Auslass nicht schnell genug abfließt.
Zum Thema Stromspeicher in verschiedensten Formen und Nutzungsmöglichkeiten im Zusammenhang mit Photovoltaik hier ein ausführlicher Artikel und hier eine gute Erklärung der wichtigsten Begriffe in diesem Zusammenhang, z.B. der Entladetiefe und der Zyklenanzahl.
Die meisten Nutzer legen ihren PV-Speicher zu groß aus, was unnötigen Materialaufwand und überzogene Kosten verursacht. Die effektiv nutzbare Kapazität des Speichers sollte nur so groß sein, dass damit der typische PV-Überschuss eines ertragreichen Sonnentages aufgenommen und diese Strommenge bis zum nächsten Morgen sinnvoll genutzt werden kann.
Für das o.g. Balkonkraftwerk-Beispiel beträgt der tägliche
PV-Überschuss maximal etwa 4 kWh und im Jahres-Durchschnitt 0,85 kWh.
An ca. 130 Tagen beträgt er über 1 kWh, an nur 50 Tagen über 2 kWh,
und sogar nur an 5 Tagen über 3 kWh.
Erst ab effektiv ca. 4 kWh Speicherkapazität gibt es ein paar Tage,
wo der gespeicherte Strom über Mitternacht reicht.
Mit effektiv 1 kWh Speicherkapazität liegt bei optimaler Regelung
die Steigerung des jährlichen Eigenverbrauchs bei 200 kWh.
Eine Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität auf 2 kWh bringt nur noch
etwa 60 kWh weitere Steigerung und lohnt damit den Speicher-Aufpreis nicht.
Hingegen brächte schon eine effektive Speicherkapazität auf 0,5 kWh eine
Steigerung des Eigenverbrauchs von 140 kWh.
Deutlich interessanter wäre die Speichernutzung bei Verdoppelung der PV-Leistung auf 1700 Wp. Dann brächte 1 kWh Speicherkapazität bei optimaler Regelung eine Steigerung des jährlichen Eigenverbrauchs von 300 kWh, und bei 2 kWh effektiver Kapazität immerhin nochmal 170 kWh mehr.
Eine Stromspeicherung über mehrere Tage hinweg lohnt sich nicht — außer man will oder muss (etwa bei mobiler Nutzung) längere Zeiten ohne Stromanschluss überbrücken. Wer mit seiner Speicherbatterie zusätzlich eine (Not-)Stromversorgung über eine Inselanlage realisieren möchte, wird die Kapazität je nach Anwendungsszenario entsprechend größer wählen.
Als Faustformel für die Dimensionierung empfiehlt die Verbraucherzentrale NRW etwa 1 kWh pro 1000 kWh Jahresstromverbrauch (also gut 1/3 des Verbrauchs pro 24 Stunden), aber nicht mehr als 1 kWh pro 1 kWp PV-Nennleistung.
Die Forschungsgruppe Solarspeichersysteme der HTW Berlin gibt etwas genauere Empfehlungen und Begründungen. Kurz zusammengefasst: Ein Batteriespeicher ist nur sinnvoll, wenn die PV-Leistung mind. 0,5 kWp je 1000 kWh Jahresstromverbrauch beträgt. Als Obergrenzen für die Kapazität empfiehlt sie
- 1,5 kWh je 1000 kWh Jahresverbrauch und
- 1,5 kWh je kWp PV-Nennleistung.
Bei der Batterie-Dimensionierung sind noch folgende Punkte zu berücksichtigen:
- Die Speicherung des Stroms bringt je nach Lade- und Entladetechnik und Art der Batterie Verluste von etwa 10 bis 25% mit sich. Bei AC-Kopplung kommt man selbst mit LiFePO4-Batterien kaum über 80% Wirkungsgrad.
- Man kann nicht die volle Nennkapazität entnehmen, ohne dass die Akkuzellen leiden (d.h. schneller an Kapazität verlieren). Bei LiFePO4 sind immerhin 90% Entladetiefe problemlos möglich.
- Im Interesse einer langen Lebensdauer sollte man die Batterie je nach Typ besser auch nicht ganz voll laden, sondern eher nur zu etwa 90%.
Aufgrund des wachsenden Interesses an Speicherlösungen auch für kleine PV-Anlagen gibt es seit 2023 ein paar steckerfertige Lösungen zu kaufen. Eine brauchbare Übersicht findet sich hier — wobei das, was dort zur Amortisation geschrieben wurde, irreführend ist, weil es unrealistischerweise von einer optimalen Lade- und Entladestrategie ausgeht.
Alle diese Produkte haben u.A. Folgendes gemeinsam.
- Der Speicher ist proprietär — man muss also die (recht teuren) Batterien des jeweiligen Herstellers verwenden.
- Der Speicher ist DC-gekoppelt.
Er wird also zusammen mit der Steuerung, welche eine MPPT-Laderegelung
beinhaltet und teils direkt mit dem Speicher verbaut ist,
zwischen PV-Module und Mikrowechselrichter gesteckt.
Der wichtigste Vorteil davon ist größere Effizienz als mit AC-Kopplung.
Ein Nachteil ist, dass der Speicher meist außerhalb der Wohnung steht und eine Lithium-basierte Batterie bei Minustemperaturen nicht geladen sollte, so dass sie dann nur nutzbar ist, wenn sie auf über 0°C erwärmt wird. - Zentral für die Regelung der Geräte ist die aktuelle Zielleistung, die über den angeschlossenen Wechselrichter ins Hausnetz gespeist werden soll.
- Wenn die verfügbare PV-Leistung mindestens so groß wie die Zielleistung ist, wird diese Leistung eingespeist und der Rest zum Laden des Speichers verwendet.
- Wenn die aktuelle PV-Leistung unter der Zielleistung liegt, wird (je nach Gerät) die PV-Leistung eingespeist und/oder Strom aus dem Speicher entnommen.
- Die Speicher-Entladung wird durch die (typischerweise einstellbare) maximale Entladetiefe begrenzt.
Hier eine Übersicht zu den jeweils unterstützten Lade- und Entladestrategien.
{:.right width="400"}
Das wohl erste und bekannteste Produkt seiner Art ist das Zendure SolarFlow.
Das Gerät verfügt über zwei PV-Eingänge mit getrennten MPPT.
Soweit vorhanden, wird zur Einspeisung PV-Strom verwendet
und die ggf. zur Zielleistung fehlende Differenz aus dem Speicher entnommen.
Wenn der Speicher voll ist, wird im Bypass-Modus der gesamte Ertrag eingespeist.
Zur Bestimmung der Zielleistung gibt es inzwischen im Wesentlichen drei Modi:
- Im Terminmodus kann man abhängig von der Uhrzeit eine feste Einspeiseleistung (in gewissen Stufen) einstellen, also im Wesentlichen eine Konstanteinspeisung bzw. Nachteinspeisung. Dem einfachen Spezialfall, ständig 100 W einzuspeisen, hat Zendure den Namen Batterieprioritätsmodus gegeben.
- Im sog. Intelligenten Matching-Modus wird mindestens so viel eingespeist wie nötig, um den Verbrauch aller Geräte abzudecken, die an mit dem SolarFlow online gekoppelten Smart Plugs (intelligente Steckdosen) hängen — mindestens 100 W und meist deutlich mehr als nötig.
- Seit November 2023
gibt es den Smart-CT-Modus, bei dem die Einspeiseleistung dynamisch an den
über ein Shelly (Pro) 3EM gemessen Gesamtverbrauch im Haushalt angepasst wird.
Nur diese Option ermöglicht eine effiziente Nutzung des PV-Ertrags. Allerdings zeigten Praxistests, dass die Regelung auf Verbrauchs- und Ertrags-Schwankungen träge und ungenau reagiert.
Die größere (1.920 Wh) Batterie hat eine eingebaute Heizung bei Minusgraden.
Ende Februar 2024 brachte Zendure die AIO 2400 heraus — hier eine Rezension dazu. Sie scheint die selbe Steuerung wie beim SolarFlow zu verwenden.
Das zweite relativ bekannte Produkt die Anker Solix Solarbank.
Es hat nur einen MPPT. Der einzige Betriebsart ist Einspeisung mit einer von der Uhrzeit abhängigen Zielleistung, welche hier Familienlastleistungsrate (FLLR) genannt wird. Sie kann 0 W sein (keine Einspeisung) und ist ansonsten zwischen 100 und 800 W in Stufen von 10 W wählbar. Aufgrund einer Design-Einschränkung kann das Gerät diese Leistung nur entweder direkt aus PV-Strom oder aus dem Speicher erbringen, also nicht gleichzeitig aus beiden Quellen. Deshalb ist die Regelung etwas eigenartig:
{:.right width="560"}
- Wenn die PV-Leistung mindestens so hoch ist wie die FLLR, wird mit FLLR eingespeist und der Rest in den Speicher geladen (außer wenn er voll ist, dann erfolgt ein Bypass).
- Wenn die PV-Leistung mindestens 100 W unter der FLLR liegt und höchstens
100 W beträgt, wird die FLLR dem Speicher entnommen
(solange die Kapazität reicht) und die PV-Leistung geht verloren.
Dieser Verlust passiert zum Glück nicht groß, siehe u.g. Simulationsergebnisse. - Ansonsten, also wenn die PV-Leistung zwischen 100 W und der FLLR liegt oder weniger als 100 W unter der FLLR (was bei einer FLLR von 200 W aufs Gleiche hinausläuft), wird dem Speicher nichts entnommen und die verfügbare PV-Leistung eingespeist.
Das Produkt hat offenbar noch diverse Kinderkrankheiten, von denen z.B. hier berichtet wurde. Im Jahr 2024 will Anker Verbesserungen bringen, um auch Smart Plugs und Lastmessgeräte (Smart Home Integration) zu unterstützen.
Es gibt Bastler, die dem Solix eine nachgelagerte lastabhängige Drosselung über einen regelbaren Wechselrichter verpassen, so dass er über Nacht nur so viel einspeisen kann wie gerade verbraucht wird. Das macht ihn zwar relativ effizient, aber wer diesen Aufwand treibt, kann sich eigentlich gleich besser und v.A. günstiger etwas eigenes bauen wie dies. (Zusätzlich auch tagsüber in die merkwürdige Solix-Steuerung einzugreifen oder sie zu umgehen wäre noch deutlich komplizierter und würde wohl wenig bringen.)
Bislang kaum bekannt und erst ab März 2024 allgemein lieferbar ist der Maxxicharge Batteriespeicher. Seine Entwicklung erfolgt(e) in Zusammenarbeit mit Hochschule Anhalt komplett in Deutschland und macht einen sehr soliden Eindruck.
Im Gegensatz zu allen vergleichbaren Produkten wurde er von vornherein auf optimale lastabhängige Regelung der Speichernutzung konzipiert.
{:.right width="798"}
Bei der Steuereinheit, genannt Central Control Unit (CCU), wird entweder ein Shelly (Pro) 3EM mitgeliefert oder eine Variante des powerfox poweropti, welcher die CCU mit Last-Daten im Sekundentakt versorgt, und zwar in einem eigens aufgespannten WLAN, wobei die Reichweite durch eine mitgelieferte Antenne vergrößert wird.
In den Batterien ist eine Heizung eingebaut, die auch an einem Aufstellort
außerhalb des Hauses eine Ladung bei Minustemperaturen (bis -20°C) ermöglicht.
Die größte Variante hat 5 kWh nutzbare Kapazität und unterstützt bis zu 3 kWp
Modulleistung. Es können auch mehrere Speicher zusammengeschaltet werden
(bis zu 80 kWh). Der Regelungsalgorithmus berücksichtigen auch unterschiedliche
effektive Kapazitäten und Ladungsstände der einzelnen Batterie(zell)en.
Nachdem normale SSGs künftig rechtlich auf 2000 Wp Modulleistung beschränkt
sollen, wurde Hilfe bei der Anmeldung von Anlagen mit mehr Leistung
in Aussicht gestellt.
Am Ende dieses Artikels dazu der interessante Hinweis, dass der Batteriespeicher
nicht ortsfeste PV-Anlagen offenbar nicht angemeldet werden müssen.
{:.right width="300"}
Seit März 2024 lieferbar ist der Tentek Tribune EMS Controller bzw. baugleich die Anfuote EMS-Steuerung.
Dies ist das offenbar erste käufliche Steuergerät, das nicht nur allen möglichen Netzwechselrichtern, sondern auch mit angeblich so gut wie jeder Art von Speicherbatterie mit 48 V Systemspannung) verwendbar ist. Es hat 2 bzw. 4 MPPT zur Anbindung der PV-Module mit je 30 A Ladeleistung für einen DC-gekoppelten Speicher und bietet eine sehr gute lastabhängige Einspeise-Regelung, wobei zur Messung des Haushalts-Lastsaldos ein mitgelieferter WiFi-Energiemonitor oder wahrscheinlich auch ein Shelly (Pro) 3EM verwendet werden kann.
Das Gerät soll in Deutschland inklusive WiFi-Energiemonitor ab 599€ kosten, so dass man mit einer günstigen Batterie auf etwa 1000€ insgesamt kommen kann. Direkt aus China ist das Gerät angeblich für unter 300€ erhältlich.
Es gibt weitere ähnliche Lösungen, etwa
- EcoFlow PowerStream, welches ähnliche Modi bietet wie das ursprüngliche Zendure SolarFlow, also zeitabhängige Konstanteinspeisung oder die Verwendung von Smart Plugs, aber keine von der Gesamtlast abhängige Regelung.
- GreenSolar Plug & Play Balkonkraftwerk Basisspeicher von der österreichischen Firma Green Solar (nicht zu verwechseln mit GreenAkku bzw. Bosswerk aus Deutschland), welches etwas günstiger ist, aber nur eine simple Konstanteinspeisung bietet, und
Viele dieser Produkte haben mehr oder weniger starke Einschränkungen und funktionieren in der Praxis nicht so gut und effizient wie vom Marketing behauptet. Stand Anfang 2024 unterstützen nur Zendure SolarFlow und AIO 2400, der Maxxisun Maxxicharge das Tentek/Anfuote EMS eine lastabhängige Regelung und können damit unter realistischen Bedingungen rentabel sein.
Hier ein Vergleich des mit den unterschiedlichen Ansätzen erzielbaren Jahres-Eigenverbrauchs auf Basis von Simulationen mit dem SolBatSim für einen Haushalt mit 3000 kWh Jahresverbrauch (nächtliche Durchschnittslast 190 W zwischen 0 und 6 Uhr, tagsüber Durchschnittslast 375 W zwischen 8 und 16 Uhr) mit optimal ausgerichteten 850 Wp Modul-Nennleistung in Süddeutschland und typischen Wirkungsgraden. Der besseren Vergleichbarkeit halber wurde hier generell eine Speicherkapazität von 1600 Wh (mit 90% Entladetiefe) wie beim Anker Solix vorausgesetzt — ohnehin fällt sie kaum ins Gewicht.
- 610 kWh Eigenverbrauch als Vergleichswert nur mit PV ohne Speicher-Nutzung
- 840 kWh Eigenverbrauch (bei 1000 Wh 800 kWh, bei 2000 Wh 860 kWh) bei optimaler lastabhängiger Regelung
- 710 kWh Eigenverbrauch bei Anker Solix Strategie mit optimaler FLLR, hier 160 W;
mit diesen Parametern werden 10 kWh PV-Nettoleistung verworfen - 725 kWh Eigenverbrauch bei Konstanteinspeisung mit für diesen Fall optimaler Zielleistung, hier 200 W
Wenn man eine optimale lastabhängige Lade- und Entladestrategie nutzen kann,
ist das Ergebnis mit Abstand am besten: ein Gewinn von etwa 230 kWh im Jahr.
Selbst mit mehreren geschickt eingesetzten Smart Plugs oder einer ausgefeilten
Uhrzeit-abhängigen Steuerung wird man kaum an diesen Maximalwert herankommen.
Ansonsten ist es bei konstanter Zielleistung selbst mit günstigster Wahl dieses
Parameters und mit Bypass-Funktion ziemlich egal, welche Strategie im Detail
verfolgt wird — man erhält nur magere 100 bis 125 kWh Gewinn pro Jahr.
Allerdings bringt selbst ein Gewinn von 230 kWh bei 35 ct/kWh nur 80€ Ersparnis
pro Jahr. Damit kann sich so ein Gerät, das je nach Speichergröße
(und Zusatzkosten wie für einen Shelly 3EM) ungefähr 1000€ kostet
und hoffentlich gut 10 Jahre Lebensdauer hat, kaum amortisieren.
Noch schlechter sieht es für das Anker Solix aus, denn es ermöglicht mit seiner
ungünstigen Regelung eine Ersparnis von realistisch nur etwa 35€ pro Jahr.
Sprich, alle diese Lösungen sind einfach zu teuer, um wirklich rentabel zu sein.
Wer für sein Balkonkraftwerk einen rentablen Stromspeicher haben will, kommt derzeit um einen Eigenbau nicht herum, allein schon wegen der Batteriepreise. Außerdem muss man sich technisch gut auskennen und einige Arbeit investieren, um eine effiziente Regelung hinzubekommen. In diesem Abschnitt einige Hinweise und Beispiele, wie es gelingen kann und wie es nicht wirklich effizient wird.
Wie im Abschnitt über Regelungsstrategien erklärt, ist die wesentliche Eingangsgröße der Regelung eines Speichers der Gesamt-Leistungssaldo am externen Netzanschluss des Haushalts. Er lässt sich mit digitalem Zugang an einem modernen Stromzähler oder mit einem Zusatzgerät im Unterverteiler messen, wie im Abschnitt Gesamt-Strommessung beschrieben.
Über das Leistungssaldo sollte ein am Speicher angeschlossener dynamisch drosselbarer Netzwechselrichter so geregelt werden, dass durch Entladung des Speichers zumindest ein Teil der Haushalts-Last kompensiert wird, aber nicht durch zu starke Entladung Energie aus dem Speicher ins externe Netz eingespeist und damit verschenkt wird.
Wenn der Wechselrichter, der zur Entladung des Speicherbatterie verwendet wird, mehrere Eingänge hat, kann man an die übrigen Eingänge auch noch direkt PV-Module anschließen, deren Ertrag dann nicht über die Batterie gepuffert wird.
Für die Ladung des Speichers ist es eine grundsätzliche Entscheidung, ob diese DC- oder AC-gekoppelt geschehen soll — Details dazu im Abschnitt zur Ladung des Stromspeichers.
Bei DC-Kopplung bietet es sich an, einen Solar-Laderegler zu
verwenden, denn der kümmert sich automatisch um die Regelung der Batterieladung.
Unabhängig davon, dass ein Wechselrichter angeschlossen und zeitweise mehr oder
weniger aktiv ist, versucht der Laderegler immer, die Batterie voll zu machen.
Je nachdem, wie viel Strom der Wechselrichter liefern soll, nimmt er dem Ausgang
des Ladereglers bzw. der Batterie entsprechend Strom weg, so dass zum Laden der
Batterie weniger oder gar nichts mehr übrig bleibt. Wenn der Wechselrichter
sich mehr Strom nimmt als der Laderegler liefert, wird die Batterie entladen.
Für eine optimale lastabhängige Regelung
muss also der Laderegler nicht von außen gesteuert werden,
sondern es genügt, die Ausgangsleistung des Wechselrichters so anzupassen,
dass der aktuelle Leistungssaldo am Einspeisepunkt der Haushalts
(der sich aus Haushalts-Last abzüglich PV-Leistung
und bisheriger Ausgangsleistung des Wechselrichters ergibt)
möglichst Null ist, jedenfalls nicht negativ.
Je nachdem, ob dabei die Differenz aus aktueller PV-Leistung und
Abruf durch den Wechselrichter positiv oder negativ ausfällt,
wird der Speicher mit dieser Differenz-Leistung geladen oder entladen.
Bei AC-Kopplung muss die Speicher-Ladung unabhängig von der PV-Erzeugung erfolgen und erfordert ein steuerbares 230 V-Ladegerät mit extra Regelung.
Die (Lade- und) Entladeregelung wird auf irgendeine Weise programmiert und muss ständig laufen, z.B. auf einen etwas stärkeren Einplatinen-Computer wie Raspberry Pi 4 oder nebenbei auf einem Home-Server. Meist erfolgt die Programmierung unter Zuhilfenahme einer Heimautomatisierungs-Software.
Home Assistant ist da am bekanntesten. Das bietet eine recht hübsche und flexible grafische Bedienungs-Oberfläche, sowie eine relativ einfache Anbindung von Hardware-Komponenten z.B. von Shelly, aber hat eine grauenhafte YAML -und Python-basierte Programmierumgebung mit nur teilweise hilfreicher Dokumentation und schlechter Debugging-Unterstützung.
Wesentlich angenehmer programmierbar ist wohl die Perl-basierte „Freundliche Hausautomation und Energie-Messung“ (FHEM).
Weitere Möglichkeiten sind der iobroker und das Projekt Solaranzeige.de für Raspberry Pi.
Hier ein Beispiel für eine sehr gelungene effiziente Lösung
mit DC-gekoppelter Anbindung eines 48 V LiFePO4 Speichers
(bestehend aus einer oder zwei Batterien), wozu je ein Victron
SmartSolar MPPT 100/20-48V Solar-Laderegler verwendet wird.
Sowohl für die sofortige Nutzung des erzeugten PV-Stroms als auch für das
bedarfsgerechte Laden und Entladen des Speichers kommt ein
(derzeit auf max. 600 W Leistung gedrosselter) Hoymiles HM-800
Netzwechselrichter zum Einsatz,
der per Heimautomatisierung über eine Ahoy-DTU oder OpenDTU geregelt wird.
Optional wird hier ein Victron Phoenix 48 V 800 W
Inselwechselrichter verwendet,
was dann Notstrom-Fähigkeit mit Batterie-gepufferter Sonnenenergie bietet.
{:.right width="798"}
Weil die Batteriespannung für eine Balkonanlage recht hoch ist
und die Solar-Laderegler bis zu 100 V Eingangspannung vertragen,
können und müssen die PV-Module in Reihe geschaltet werden,
und die Kabelquerschnitte können auch auf DC-Seite relativ gering bleiben,
ohne dass es zu nennenswerten Leitungsverlusten kommt.
Die hier beschriebene Lösung wäre aber auch basierend auf einem 24 V Speicher
gut möglich, zumal der Eingangspannungs-Bereich des verwendeten Wechselrichters
auch den Bereich um 24 V umfasst und die Kabel zwischen Laderegler,
Speicher und Wechselrichter kurz gehalten werden können.
Damit die Batterien auch bei Minusgraden geladen werden können, kommt hier eine Pflanzen-Heizmatte wie diese zum Einsatz, welche man dann allerdings noch temperaturgeregelt mit Strom versorgt werden muss. Einfacher wäre, eine Wärmematte mit verbundenem Thermostat zu verwenden.
Die Regelung sollte nach den Optimierungs-Prinzipien erfolgen, die im Abschnitt zu Regelungsstrategien für Stromspeicher erklärt sind. Die dazu nötige Messung des Gesamt-Leistungssaldos am Einspeisepunkt des Haushalts, also wie viel gerade aus dem externen Netz gezogen oder dorthin eingespeist wird, erfolgt wie im Abschnitt Gesamt-Strommessung beschrieben. Wenn dazu (wie im Bild dargestellt) Tibber Pulse verwendet wird, kann die Nutzung des Speichers auch vom aktuellen Strompreis abhängig gemacht werden.
Die Batteriespannung (damit indirekt der ungefähre Ladezustand des Speichers) und die PV-Leistung kann z.B. über ein Victron VE.Direct USB-Kabel von der Victron Venus Firmware auf einem Raspberry Pi (hier genügt 2. oder 3. Generation) abgefragt werden.
Als Grundlage für die selbst programmierte Regelung wurde hier die Perl-basierte (FHEM) auf einem Raspberry Pi 4 verwendet. Alternativen dazu und Details zur DC-Kopplung sind im Abschnitt zur Implementierung der Speicher-Regelung aufgeführt.
In Minimalausstattung würde die Anlage mit ECO-WORTHY 48 V 2,5 kWh Speicher
ohne PV-Module unter 1000€ kosten.
Mit allen optionalen Komponenten inkl. Inselwechselrichter hat die Anlage
mit 5 kWh Speicherkapazität ohne PV-Module im Herbst 2023 knapp 2200€ gekostet.
Details zu der Anlage können bei
Michael Steigemann von
Solar2030.de erfragt werden.
Das Laden der Batterie erfolgt am besten möglichst direkt aus der PV-Anlage über einen Solar-Laderegler. Dies nennt man DC-Kopplung, weil der Gleichstrom der PV-Module nicht umständlich und mit Zusatz-Verlusten zwischendurch in Wechselstrom und dann wieder zurück gewandelt wird. Ein weiterer Vorteil ist, dass der Speicher auch bei Stromausfall mit PV-Strom geladen werden kann, was (in Zusammenhang mit einem Inselwechselrichter) zu Verlängerung der Notstromfähigkeit führt. Dem steht der Nachteil gegenüber, dass relativ dicke Gleichstromkabel bis zum Standort des Speichers geführt werden müssen.
Um eine DC-Verkabelung ins Haus zu vermeiden, kann man Laderegler, Speicher und Wechselrichter auch draußen (z.B. auf dem Balkon oder in einem Schuppen) platzieren. Damit die Anlage dann auch bei Minustemperaturen nutzbar ist, wo Lithium-basierte Batterien nicht geladen werden sollten, kann man den Speicher mit einer Heizung versehen und gegen Kälte isolieren. Dafür bietet sich Wärmematte mit Thermostat an, welche es auch schon für 15€ gibt. Die Heizmatte braucht nur dann aktiv sein, wenn bei unter 0°C die Sonne scheint.
Bei AC-Kopplung hingegen wird der PV-Strom zunächst ins Wechselstromnetz eingespeist, so dass die Ladung (an einem beliebigen Ort, meist im Haus) mit einem 230 V-Ladegerät geschieht, wobei man zur Entladung einen zweiten (Batterie-)Wechselrichter benötigt. Ihr besonderer Vorteil ist eine große Flexibilität bei der Wahl der Komponenten, auch bzgl. eines späteren Ausbaus und der Betriebsspannung der Komponenten, weil die Batteriespannung von der Systemspannung der PV-Anlage unabhängig ist. Außerdem kann man den Speicher bei Bedarf (z.B. wenn er zu leer geworden ist oder zu Testzwecken) auch unabhängig von der PV-Anlage mit Netzstrom laden.
Wie im Abschnitt über Regelungsstrategien beschrieben, sollte die Aufladung der Batterie zu jeder Zeit nur in dem Maße erfolgen, wie der PV-Strom gerade nicht anderweitig direkt genutzt werden kann (Lastvorrang). Das optimiert die Speichernutzung in mehrfacher Hinsicht:
- Eine Speicherung ist im Vergleich zur direkten Nutzung immer mit zusätzlichen Verlusten verbunden.
- Je intensiver eine Batterie genutzt wird, desto schneller sinkt ihre Kapazität --- daher sollte die Zahl der Lade-/Entladezyklen nicht unnötig groß sein.
- Je voller der Strompuffer ist, desto größer die Wahrscheinlichkeit, dass er keine zusätzliche Ladung mehr aufnehmen kann und der Überschuss verloren geht.
Der Lastvorrang bringt für die Effizienz fast so viel wie eine optimale lastabhängige Entnahme aus der Batterie.
In diesem und dem folgenden Abschnitt werden für die Entnahme von Energie aus einem Stromspeicher verschiedene Strategien und mögliche Umsetzungen mit einem Netzwechselrichter behandelt.
Die einfachsten Anlagen verwenden eine Konstanteinspeisung, wobei der Netzwechselrichter immer die gleiche Leistung abgibt. Eine zeitgesteuerte Variante wird Nachteinspeisung genannt.
Anlagen mit Konstanteinspeisung, bei der die PV-Erzeugung nur in den Speicher geleitet wird (also ohne Überschussableitung oder eine deutlich aufwendigere lastabhängige Batterie-Regelung), bringen selbst bei optimierter Wahl der Entnahmeleistung sehr wenig, weil bei voller Batterie relativ viel überschüssige Energie verloren geht. Eine höhere konstante Entnahmeleistung oder eine Überschussableitung verringert zwar den Komplettverlust des Überschusses, führt aber dazu, dass mehr Energie im Haushalt nicht genutzt und stattdessen ins externe Netz abgegeben wird.
Bei einer Konstanteinspeisung sollte man die Einspeiseleistung so einstellen,
dass sie sicher unter der Minimallast bleibt und anderseits so hoch ist,
dass man die gespeicherte Energie auch bis zum nächsten Laden verbraucht.
Auch sollte man irgendwie dafür sorgen, dass maximal so viel geladen wird,
wie gerade tatsächlich an PV-Überschuss vorliegt (also die aktuelle Erzeugung
größer als der Verbrauch ist), aber auch nicht zu wenig geladen wird,
so dass der Speicher am Ende des Tages möglichst voll ist.
Je größer die Speicherkapazität im Vergleich zum Verbrauch und zur Erzeugung,
desto schwieriger ist das ohne lastabhängige Regelung hinzubekommen.
Viele scheitern schon an der Bestimmung der Minimallast,
den diese ist geringer als etwa die (leichter bestimmbare) Durchschnittslast in
der Nacht. Wer die Konstanteinspeisung auf die nächtliche Durchschnittslast
einstellt, verschenkt über die meiste Zeit, wo periodisch laufende Geräte
wie Kühlschränke nicht laufen, mehr oder weniger teurer gespeicherten Strom.
Wenn die o.g. Balkonanlage mit 1 kWh Pufferspeicher nur eine
Konstanteinspeisung verwendet (wobei hier eine Entladeleistung von nur 40 W
optimal ist), ergibt sich mit der optimalen Ladestrategie eine Steigerung des
Jahres-Eigenverbrauchs durch die Speichernutzung um immerhin 115 kWh auf 575 kWh.
Das sind allerdings 65 kWh weniger als wenn auch die Entladung lastoptimiert
wäre, weil 66 kWh nicht genutzt und ins externe Netz abgeführt werden.
Eine Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität auf 2 kWh brächte nur 10 kWh mehr.
Die hier aufgeführten Entnahme-Varianten geben keinen Lastvorrang, sondern führen den erzeugten Solarstrom vorzugsweise in die Batterie. Das ist natürlich am einfachsten, hat aber den großen Nachteil, dass zu den Zeiten, wo die Batterie voll ist, viel PV-Energie verloren geht --- etwa an sonnenreichen Tagen am Nachmittag, wenn die Solarleistung relativ groß ist im Vergleich zur Batteriekapazität bzw. dem Verbrauch durch die Grundlast.
Wenn die Anlage eine Konstanteinspeisung hat und den PV-Strom nur auf diese
Weise nutzt, ergibt sich Folgendes: Selbst bei optimierter Entnahmeleistung
(in diesem Fall 180 W) bringt die Batteriepufferung fast nichts: der
Eigenverbrauch steigt durch Speichernutzung gerade mal um 29 kWh auf 489 kWh.
Das liegt hier vor Allem an einer Netzeinspeisung von 74 kWh
und am Verlust durch Überlauf von 29 kWh,
außerdem an Lade- und Speicherverlusten von 38 + 30 kWh bei 631 Vollzyklen.
Eine Erhöhung der nutzbaren Kapazität auf 2 kWh
brächte immerhin einen Eigenverbrauch von 532 kWh
bei einer dann optimalen Konstanteinspeisung von 125 W.
Man kann bei Konstanteinspeisung mit einer zusätzlichen Überschussableitung
(Bypass) dafür sorgen, dass bei vollem Speicher der Solarstrom an der Batterie
vorbei geleitet wird (und zwar möglichst in den Netzwechselrichter,
der auch zur Ausspeisung aus der Batterie verwendet wird).
In diesem Fall sind für die Konstanteinspeisung etwa 100 W Entnahme optimal,
und der Eigenverbrauch steigt durch die Speichernutzung ein wenig mehr,
nämlich um 54 kWh auf 514 kWh.
Eine Erhöhung der nutzbaren Kapazität auf 2 kWh
brächte einen Eigenverbrauch von 539 kWh,
wobei die optimale Leistung der Konstanteinspeisung hier bei 110 W liegt.
Das Signal für die Überschussableitung wird wohl am besten vom Laderegler kommen (z.B. optisch über die Ladekontrollleuchte). Es kann aber auch von der Batteriespannung abhängig gemacht werden, wobei dann auch (meist ohne Probleme) vorkommen kann, dass Laderegler und Wechselrichter gleichzeitig aktiv sind.
Wenn man schon einen Solar-Wechselrichter hat und diesen für eine ganz einfache Netzeinspeisung verwenden möchte, könnte es schon genügen, ihn (über eine Sicherung und wenn nötig eine gesonderte automatische Unterspannungsabschaltung) mit der Batterie zu verbinden und nach Bedarf über einen Schalter zu steuern --- natürlich nur, wenn die Batteriespannung im Eingangsspannungsbereich des Wechselrichters liegt und es passt, ihn mit seiner vollen oder fest limitierten Leistung zu betreiben. Dazu kann man beispielsweise einen auf 300 W begrenzten PV-Eingang nutzen oder die Drosselung konfigurieren, wie man es z.B. beim Deye selbst machen oder vom Kundendienst (Mail an [email protected]) programmieren lassen kann.
{:width="600" .right}
Etwas besser ist allerdings, die Einspeisung manuell regelbar zu gestalten.
Dazu bietet sich ein Netzwechselrichter wie von
Soyosource bzw.
PMSUN
an, der für die Verwendung an einer Batterie als Quelle ausgelegt ist
und dessen Ausgangsleistung innerhalb gewisser Grenzen einstellbar ist.
Wer zudem bereits eine Powerstation hat, kann zwischen ihren Wechselstrom-Ausgang und den Netzwechselrichter ein regelbares Netzteil hängen, wie von Andreas Schmitz vorgeschlagen, was allerdings zu Zusatz-Verlusten durch Hin- und Her-Wandlung des Stroms führt.
Man kann auch einen normalen Solar-Wechselrichter verwenden und ihm einen günstigen Gleichspannungswandler mit regelbarer Strombegrenzung (engl. limiter) vorschalten. Allerdings passiert es dann leicht, dass sich die Regelungen der beiden Geräte ins Gehege kommen. Daher stellt man die Eingangsspannung für den Wechselrichter besser etwas unterhalb des MPPT-Bereichs ein, aber (zumindest anfangs) oberhalb seiner Anlaufspannung. Außerdem kann es sein, dass der Wechselrichter versucht, stets seine maximale Ausgangsleistung zu liefern, was bei eher geringer Eingangsspannung zu einem entsprechend hohen Eingangsstrom führt, der auch über der Stärke liegen kann, die das Gerät über längere Zeit verträgt. Daher und aus Effizienzgründen ist es zu empfehlen, einen Wechselrichter zu wählen, der direkt elektronisch regelbar ist, und das lastabhängig zu machen.
{:style="clear:both"}
{:.right width="380"
style="margin-left: 40px}
Auf jeden Fall muss für die Situation, dass die Batterieladung zur Neige geht
(bei LiFePO4 spätestens bei 90% Entladung) eine automatische Abschaltung
vorhanden sein, damit die Batterie nicht durch Tiefentladung geschädigt wird.
Wenn für den Notfall stets eine gewisse Strommenge zur Verfügung bleiben soll,
muss die Abschaltung schon entsprechend früher erfolgen.
Wenn der Solar-Laderegler einen Lastausgang mit einstellbarer Schutzabschaltung hat, wie z.B. der Victron BlueSolar, kann man ihn so verwenden, wie Tobias Volk (PV&E) in diesem schönen Video zeigt. Zudem kann dessen Straßenlichtfunktion für die zeitliche Steuerung genutzt werden.
Eine Konstanteinspeisung auch noch zeitlich z.B. auf 18 Uhr abends bis 6 Uhr
morgens einzuschränken (also eine Nachteinspeisung) erweist sich aber als
völlig kontraproduktiv, weil der Speicher dann
sehr oft und schnell überläuft und damit massiv Energie verschwendet wird.
Es ergibt sich für die o.g. Anlage selbst bei einer optimierten Entnahmeleistung
von 80 W dann nur noch ein Eigenverbrauch von 269 kWh, also im Vergleich
zur Basis-Anlage ohne Speicher eine Verringerung um 190 kWh!
Durch Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität auf 2 kWh
lassen sich zwar immerhin 398 kWh Eigenverbrauch erreichen,
aber auch dann bleibt der Ansatz kontraproduktiv.
Eine zusätzliche Überschussableitung bringt das Ergebnis zwar wieder ins
Positive, so dass sich bei dann optimaler Entnahmeleistung von 75 W ein Gewinn
an Eigenverbrauch von 33 kWh auf 493 kWh ergibt, aber lohnenswert ist das nicht,
denn auch dann fällt der Gewinn immer nach geringer aus als ohne Einschränkung
auf die Nachtstunden (wo der Gewinn 54 kWh beträgt).
Eine Erhöhung der nutzbaren Kapazität auf 2 kWh
brächte beim Eigenverbrauch nur 10 kWh mehr.
{:style="clear:both"}
{:.right width="350"}
Um die Einspeisung automatisch in Abhängigkeit vom Ladezustand der Batterie
ein- und auszuschalten, kann man auch einen recht simplen
programmierbaren Batteriespannungswächter verwenden,
wie im Video von Dimitri gezeigt.
Der Spannungswächter wird so eingestellt, dass er beim Erreichen einer Batteriespannung, die z.B. annähernd einer Vollladung entspricht, den Wechselrichter einschaltet und z.B. in der Nähe der Batterie-Entladeschlussspannung diesen wieder ausschaltet.
Wie oben ausgeführt haben allerdings Anlagen mit Konstanteinspeisung wie die gerade erwähnten Bastellösungen von Tobias Volk (PV&E) und von Dimitri selbst mit zusätzlicher Überschussableitung eine miserable Rentabilität.
Deutlich effizienter als eine Konstanteinspeisung ist es, das Ausspeisen aus einer Speicherbatterie ins Wechselstromnetz lastabhängig zu machen und damit eine Nulleinspeisung zu realisieren.
{:style="clear:both"}
{:.right width="500"}
Ein Netzwechselrichter mit eingebauter lastbasierter Strom-Begrenzungs-Regelung,
engl. Grid Tie Inverter with Limiter (GTIL) wie der Sun GTIL von Y&H
oder ein ähnliches Gerät von Soyosource
ermöglicht eine einphasige Nulleinspeisung ohne Basteln und Programmieren. Man muss nur den Limiter-Sensor im Unterverteiler (Sicherungskasten) an der Phase anbringen, über die die Einspeisung laufen soll. Dann lässt sich der Wechselrichter so einstellen, dass er maximal so viel einspeist wie zum Ausgleich der aktuellen Last auf dieser Phase benötigt wird, wie von Dimitri vorgeführt. Für dreiphasige Anwendung ist gedacht, je Phase ein solches Gerät einzusetzen, was sich eher nur für größere Anlagen lohnt. Man kann sich aber auch einen 3-Phasen-Sensor für ein Gerät zusammenstricken, etwa wie hier beschrieben.
Am Elegantesten und Flexibelsten, aber deutlich aufwendiger ist es, einen per Software regelbaren Netzwechselrichter zu verwenden. Wenn in die Regelung ein elektronisch auslesbarer möglichst dreiphasiger Lastsensor eingebunden wird, lässt sich die Einspeisung abhängig vom aktuellen Stromverbrauch (mit einer gewissen Verzögerung) etwa über einen mit einer Heimautomatisierung entsprechend programmierten Raspberry Pi so steuern, dass eine Nulleinspeisung erreicht wird. Mehr zum Thema Automatisierungssoftware im Abschnitt zur Implementierung einer Speicher-Regelung.
{:.center}
Eine Möglichkeit wäre, vor einen Netzwechselrichter einen elektronisch
regelbaren DC-DC-Wandler zu hängen, z.B. den Joy-IT DPM8616,
wobei die Regelung den aktuellen Verbrauch über einen
„Volkszähler“ mitgeteilt bekommt, wie in einem
Video von Andreas Schmitz
vorgeführt, aber das diente eigentlich nur Demonstration der Idee.
{:style="clear:both"}
Inzwischen recht weit verbreitet ist, einen Hoymiles Wechselrichter zu verwenden und über sein DTU-Interface (Datenübertragungseinheit, engl. data transfer unit oder allgemein telemetry gateway) die nicht-permanente Limitierung seiner Ausgangsleistung zu regeln. Hierbei ist es wichtig, nicht die permanente Limitierung zu verwenden, weil das mit der Zeit den dafür intern verwendenten Flash-Speicher schädigen würde.
{:.right width="330"}
An einem Netzwechselrichter der Hoymiles HM-Serie und für manche TSUN-Geräte
kann man anstelle der teuren proprietären DTU die offene
Bastel-Lösung OpenDTU
bzw. AhoyDTU verwenden. Für beide Varianten gibt es
schöne Anleitungen wie diese
und hilfreiche Videos auf YouTube wie dieses.
Wer nicht selbst die Elektronik zusammenlöten kann oder will, findet z.B. auf
eBay-Kleinanzeigen
{:.left width="230"; margin-right: 20px"}
auch betriebsfertige Geräte ab 30€, Bausätze ab 20€. Man kann sie sowohl zum
Auslesen
der PV-Ertrags- und Geräte- Daten als auch zum Steuern
des Wechselrichters verwenden.
Leider ist die Reaktionszeit eines Hoymiles-WR auf Änderungen des
(relativen oder absoluten) Limits recht lang und auch noch sehr ungleichmäßig:
er braucht bis zu ca. 15 Sekunden,
um den eingestellten Wert (hoffentlich) zu erreichen.
Und wenn man zu schnell (z.B. nach 3 Sekunden) wieder neue Limit-Werte setzt,
verhält er sich teils chaotisch.
So ist durch seine Trägheit keine flinke und exakte Regelung möglich.
Zudem kommt es beim Betrieb an einer Batterie bei höheren Limit-Werten
(also im oberen Leistungsbereich) teils zu groben Abweichungen vom Sollwert.
Um Feedback über die tatsächliche aktuelle Ausgangsleistung des Hoymiles zu
erhalten, sollte man da auch nicht den über die DTU gelieferten Daten trauen,
weil sie besonders bei höheren Werten stark von der Realität abweichen.
Stattdessen kann man sehr gut z.B. einen Shelly Plus 1PM verwenden,
welcher verlässliche Daten im Sekundentakt bietet.
{:style="clear:both"}
{:.left width="400"}
Eine alternative Lösung
mit dreiphasiger Lastmessung ermöglicht der Soyosource 1200
in der Variante mit Limiter, wobei der mitgelieferte einphasige Lastsensor hier
nicht verwendet wird. Stattdessen wird ein ESP8266 Mikrocontroller
an einem RS485-Adapter zur Steuerung mit einer fertigen Software verwendet,
wobei er die Lastinformation per WLAN von einem Shelly 3EM erhält.
{:style="clear:both"}
Ohne eigene Programmierung und Gebastel kommt man mit
dem Tentek Tribune EMS aus.
{:.right width="400"}
Alternativ zur
Einspeisung ins Hausnetz kann man den von den Solarmodulen gelieferten
Strom auch in einer Batterie speichern und bei Bedarf darüber Geräte
unabhängig vom Hausnetz mit Strom versorgen. Diese Betriebsart wird als
Inselanlage (engl. off-grid)
bezeichnet und ist für die Nutzung ohne externes Stromnetz (also z.B.
bei Stromausfall, beim Campen mit dem Wohnmobil oder Wohnwagen, auf
Booten und für abseits gelegene Häuser oder Hütten) die einzig mögliche.
Als Notstromversorgung bei Stromausfall sind Batterien allerdings nur bedingt
geeignet, weil sie bei einem längeren Stromausfall (engl. blackout) zu wenig
Kapazität haben (es seid denn, es scheint dann genug Sonne zum Nachladen), aber
bei kürzeren Stromausfällen (engl. brownout) können sie sehr hilfreich sein.
Neben der Speicherbatterie wird hier zumindest ein Solar-Laderegler benötigt, welcher die PV-Module DC-seitig koppelt.
Verbraucher werden am Effizientesten mit dem Gleichstrom der Batterie betrieben. Sollte die Batteriespannung (z.B. 12 V oder 24 V) dafür nicht passen, können Gleichspannungswandler verwendet werden, die natürlich ausreichend dimensioniert und möglichst verlustarm sein sollten. Auch Geräte (wie z.B. Laptops und Radios), die ein externes Netzteil haben, lassen sich relativ leicht direkt mit Gleichstrom versorgen.
Zum Anschluss sonstiger Verbraucher, welche mit dem üblichen „Steckdosenstrom“
betrieben werden, braucht man einen ausreichend leistungsstarken
Inselwechselrichter zur Umwandlung in 230 V Wechselstrom.
An diesen Wechselrichter muss man bei Stromausfall alle
dann zu verwendenden Geräte (meist über eine Mehrfachsteckdose) anschließen.
Man speist dann also nicht einfach ins stromlose Hausnetz ein,
weil dazu die von außen kommende Stromleitung umgeschaltet werden und für eine
geeignete Erdung gesorgt werden müsste, was nur ein Elektriker machen sollte.
Ähnlich wie die o.g. Batteriepufferung ist diese Nutzungsart flexibler, aber wegen der nötigen zusätzlichen Komponenten (v.A. der Batterie) auch deutlich teurer und auch etwas anfälliger und wartungsintensiver als die direkte Netzeinspeisung. Wirtschaftlich rentabel für die Nutzung zu Hause kann das bei den derzeitigen Preisen nur sein, wenn man eine geeignete Batterie schon aus anderen Gründen (z.B. für den mobilen Einsatz in einem Fahrzeug) hat und die zusätzliche Nutzungsart auch zeitlich alternativ dazu möglich ist.
Wenn man Zugang zum Stromnetz hat und die für die betreffenden Varianten nötigen Funktionen gleichzeitig installiert sind, kann man zwischen Netz-, Puffer- und Inselbetrieb auch bedarfsweise wechseln. Dabei wird der Ausgang der Solarmodule zwischen dem netzgekoppelten Wechselrichter und dem Solar-Laderegler umgeschaltet (oder ohne Schalter einfach umgestöpselt) bzw. am Ausgang der Batterie zwischen Netz- und Insel-Wechselrichter umgeschaltet.
Solarmodule (engl. solar panels) werden intern aus vielen in Reihe geschalteten Solarzellen zusammengesetzt, die Sonnenlicht in Gleichstrom umwandeln.
{:.right width="550"}
Bei den üblichen Silizium-Solarzellen steigt der entnehmbare Strom
(Kurzschlussstrom) linear mit der Bestrahlungsstärke. Ihre
Leerlaufspannung hingegen steigt schon bei geringer Helligkeit stark an
und nähert sich dann nur noch langsam steigend dem Wert 0,63 V.
Generell sind monokristalline Zellen zu bevorzugen, auch wenn sie ein wenig teurer sind als polykristalline oder amorphe, weil sie einen höheren Wirkungsgrad haben.
{:.center}
Leider bricht die Leistung von in Reihe geschalteten Zellen ein, sobald auch
nur eine davon verschattet wird. Daher werden in den üblichen größeren Modulen
sog. Bypass-Dioden eingesetzt, die bei Teilverschattung immerhin einen
Teil der Leistung fließen lassen.
In vielen PV-Modulen werden inzwischen sog. Halbzellen (engl. half cut cells) in doppelter Anzahl verwendet. Durch die Halbierung der Größe fließt durch sie nur halb so viel Strom, was die inneren elektrischen Verluste verringert und damit die Leistung um 2 bis 3 Prozentpunkte erhöht. Entsprechend größer ist der Effekt bei Modulen aus Drittelzellen.
{:.center}
Bei Halbzellenmodulen und noch mehr bei Drittelzellenmodulen
verringert sich durch geschickte interne Parallelschaltung von Zellsträngen
die Empfindlichkeit auf Teilverschattung.
{:width="442"}
{:.right width="342"}
Klassische Solarmodule haben
einen Aluminiumrahmen und eine Größe von typischerweise ca. 1,7 m × 1 m × 3 cm,
was eine Nennleistung von etwa 350 Wp ergibt, und eine Masse von ca. 20 kg.
Die günstigeren herkömmlichen Module haben auf der Vorderseite Glasscheibe
und auf der Rückseite eine Folie und werden daher Glas-Folien-Module genannt.
Für die Montage auf stabilen Flächen (z.B. Hausdach) gelten sie als ausreichend.
Glas-Glas-Module
sind robuster und langlebiger, allerdings auch etwas teurer und schwerer.
Wegen meist dünnerem Glas auf der Vorderseite und besserer Wärmeableitung
auf der Rückseite sind sie ein wenig effizienter als Glas-Folien-Module.
{:.right width="550"}
Eine besondere Variante der Glas-Glas-Module sind bifaziale Module,
also „zweigesichtige“ Module, welche einfallendes Licht nicht nur auf ihrer
Vorderseite nutzen können, sondern in einem gewissen Maß auch gestreutes Licht
auf ihrer Rückseite --- natürlich nur, wenn sie geeignet montiert sind.
Günstig ist in diesem Fall eine hohe Albedo der Flächen hinter den Modulen,
also ein möglichst hohes Reflexions- oder Rückstrahlvermögen der Oberflächen.
{:style="clear:both"}
(Semi-)Flexible Module sind teurer und gelten (bis auf Ausnahmen) als weniger
langlebig als starre, aber viel leichter und nur wenige Millimeter dick.
Sie sind meist auch wesentlich kleiner --- üblicherweise 1,2 m × 0,5 m
bei einer Nennleistung von 100 Wp und einer Masse von 1 bis 2 kg. Vorsicht, bei
flexiblen Modulen übertreiben Händler besonders gern mit den Leistungsdaten.
Hier
ein Vergleich verschiedener Solarmodul-Typen in Hinblick auf die
Verwendung für Wohnmobile.
{:width="392"}
{:.right width="392"}
Technisch besonders interessant finde ich die überlappende Anordnung und direkte
Verschaltung von Solarzellen ohne Stromschienen (engl. busbars) in
Schindel-Modulen
(engl. SSP = shingle solar panel). Dadurch steigt der Wirkungsgrad, weil
die Fläche besser genutzt wird und bei Teilverschattung und Wärme die
Verluste verringert werden. Allerdings ist diese Bauart selten zu finden
und verhältnismäßig teuer, so dass sie nur dann sinnvoll ist, wenn man
Platz sparen will/muss.
Solarmodule haben als Stromanschluss meist die praktischen MC4-Steckverbinder.
Diese sind einpolig, aber insofern verpolungssicher, dass per Konvention
auf Seite der Stromquelle für den Pluspol ein (männlicher) Stecker
und für den Minuspol eine Buchse (als ein weiblicher Verbinder) verwendet wird.
Allerdings ist unsinnigerweise auf allen MC4-Steckern ein "+" aufgeprägt
und auf allen MC4-Buchsen ein "-", was für PV-Module passt, aber
für den Wechselrichters (also auf Seite des Verbrauchers) genau verkehrt ist.
{:width="720"}
Generell sollten die Solarkabel, also die Verbindungen der Module (untereinander und zum Solarregler bzw. Wechselrichter), möglichst kurz sein, weil da relativ hohe Ströme fließen, was proportional zur Länge zu spürbaren Verlusten führt. Aus dem selben Grund sollte der Leitungsquerschnitt nicht zu klein sein --- mindestens 4 mm², bei längeren Kabeln und höheren Strömen eher 6 mm² (was allerdings teurer ist).
Wer keine Außensteckdose hat und kein Loch durch die Außenwand bohren will bzw. darf, kann eine kleine PV-Anlage auf dem Balkon oder im Garten auch über ein Fenster oder eine Tür mit einem Flachbandkabel (z.B. MC4-Fensterdurchführung oder selbst gebaut) anschließen. Das kann auch dann interessant sein, wenn man einen DC-gekoppelten Speicher nicht außerhalb der Wohnung platzieren will.
Solarmodule kann man wie Batteriezellen seriell und/oder parallel,
verbinden, um mehr Leistung zu erhalten, ohne für jedes Modul
einen eigenen Regler bzw. Regler-Eingang verwenden zu müssen.
Dabei sollten die Module den gleichen Strom bzw. ungefähr die gleiche Spannung
liefern, weil es sonst Verluste gibt.
Wenige große Solarmodule sind technisch und wirtschaftlich typischerweise
etwas günstiger als entsprechend viele kleine.
-
Bei Reihenschaltung (oft auch Serienschaltung genannt) hängt man die Module einfach hintereinander, wobei sich die Spannungen der einzelnen Module addieren und der Gesamtstrom sich aus dem Minimum der möglichen Einzelströme ergibt.
Der wesentliche Vorteil gegenüber der Parallelschaltung ist, dass der Strom in den Kabeln und der damit verbundene Verlust nicht steigt.
Ein wesentlicher Nachteil der Reihenschaltung ist, dass es dabei viel leichter zu Verlusten durch Teilverschattung kommt, weil der Gesamtstrom und damit die Gesamtleistung einbricht, sobald auch nur eines der Module verschattet wird. Aus diesem Grund sollten nur gleichartige Module in Reihe geschaltet werden, die zudem gleich ausgerichtet sind und nur gleich(zeitig) verschattet werden, wobei hier Bypass-Dioden eine gewisse Abhilfe schaffen.
-
Bei Parallelschaltung addieren sich die Ströme der einzelnen Module bzw. parallelen Modulstränge. Weil dabei der Teil mit der geringsten Spannung alle anderen auf sein Niveau herunterzieht, sollten die zusammenzuschaltenden Spannungen etwa gleich sein.
Der elektrische Verlust ist größer als bei Reihenschaltung, andererseits gibt es deutlich weniger Verluste durch Verschattung einzelner Module bzw. Modul-Stränge, weil die Modulspannungen bei Verschattung kaum abnehmen und somit ein verschatteter Strang die Spannung anderer unverschatteter parallele Stränge kaum herunterzieht.
Wenn in einem Strang mindestens zwei Module in Reihe geschaltet sind, kann es bei Kurzschluss eines Moduls (etwa durch einen Defekt, aber sehr unwahrscheinlich) zu einem Rückstrom über andere parallele Stränge kommen. Wenn es mindestens zwei andere Stränge gibt, kann der so groß sein, dass die übrigen Module des ersten Strangs überhitzen und zerstört werden. Deswegen werden in einem solchen Szenario Sicherungen oder sog. Strangdioden (auch Stringdioden oder Sperrdioden genannt) empfohlen.
Wenn bei einem Balkonkraftwerk PV-Module nur parallel angeschlossen werden, kann das allerdings nicht passieren, und dann wäre die Verwendung von Dioden sogar kontraproduktiv, weil sie zu einem gewissen Leistungsverlust führen.Für die parallele Verschaltung bieten sich Y-Kabel mit MC4-Anschlüssen an. Die Kabel auf parallelen Zweigen sollten möglichst kurz und ungefähr gleich lang sein, damit nicht zusätzliche Verluste durch unterschiedlichen Spannungsabfall entstehen.
Hier ein schöner Artikel für eine klassische Anwendung der Parallelschaltung: geteilte Ost-West-Ausrichtung von PV-Modulen auf einem Hausdach oder um den Ertrag über den Tag möglichst gleichmäßig zu verteilen, ohne dafür unbedingt mehr als einen MPPT-Eingang zu benötigen.
Generell muss man tunlichst darauf achten, dass an jedem Eingang eines Ladereglers oder Wechselrichters die Spannung die erlaubte maximale Eingangsspannung (VDC max) des Geräts nicht überschreiten kann, weil dieses sonst leicht zerstört wird. Die maximale Spannung eines PV-Moduls wird durch die im Datenblatt angegebene (Leerlaufspannung, engl. open-circuit voltage, VOC) gegeben. Die erlaubte Eingangsspannung muss nicht nur bei Normalbedingungen (NOCT) mit 45°C Betriebstemperatur bzw. idealisierten Standard-Testbedingungen (STC) mit 25°C eingehalten werden, sondern auch bei sehr niedrigen Temperaturen, wo die Modulspannung je nach Temperaturkoeffizient etwa 10 bis 20% höher sein kann. Allerdings werden PV-Module gerade im Winter durch den niedrigen Sonnenstand eher nicht unter Optimalbedingungen betrieben, so dass die Leerlaufspannungen auch da kaum über den für NOCT oder STC angegebenen Wert kommen.
Im Gegensatz dazu ist der je nach Einstrahlung und Temperatur maximal gelieferte
Strom, welcher im Modul-Datenblatt als Kurzschlussstrom (engl.
short-circuit current, ISC) angegeben wird, weniger kritisch.
Er darf den maximal nutzbaren Strom eines Regler-Eingangs (IDC max)
durchaus überschreiten -- allerdings wird in dem Moment PV-Leistung verschenkt,
weil der Regler (bzw. Wechselrichter) die Leistung der angeschlossenen Module
nur bis zu einem bestimmten Maximalwert aufnimmt.
Es ist ähnlich wie z.B. bei einem an einer Wohnungssteckdose angeschlossenen
Gerät, das durch seinen Innenwiderstand seine Stromaufnahme begrenzt, obwohl
die Steckdose viel mehr (je nach Absicherung z.B. 16 A) liefern könnte.
Ein MPPT-Regler beginnt mit seiner Optimierung mit der Leerlaufspannung
der angeschlossenen PV-Module oder sonstigen Stromquelle, wobei anfangs noch
fast kein Strom fließt, und verringert dann seinen Innenwiderstand sukzessive
so lange, bis das Maximum an PV-Leistung erreicht wurde
oder er an der Grenze seiner Fähigkeit zur Stromaufnahme angekommen ist.
Wenn allerdings ein Regler und der nachgeschaltete Wechselrichter für längere Zeit unter Volllast läuft und das Gerät nicht gut dafür ausgelegt ist, kann es sein, dass es das nicht so gut verträgt und schneller altert als normal.
Es könnte bei PV-Strom-Überangebot und schnell wechselnder Einstrahlung auch zu möglicherweise schädlichen kurzzeitigen Überlastungen kommen, wenn der MPPT-Regler nicht schnell genug nachregelt. Außerdem könnte sich der Regler bzw. Wechselrichter durch eine Fehlfunktion selbst überlasten. Daher und wegen der Garantiebedingungen empfiehlt es sich, den im Datenblatt des Geräts genannten absoluten Maximal-Eingangsstrom, welcher auch maximaler DC-Kurzschlussstrom (ISC PV max) genannt wird, nicht längerfristig zu überschreiten oder zumindest für ausreichende Kühlung des Geräts in solchen Situationen zu sorgen.
Zum Beispiel schreibt der Hoymiles-Support zum maximalen Eingangsstrom eines HM-600:
- Bedeutet das, dass egal wieviel Strom anliegt nur 11,5 Ampere verarbeitet / abgenommen werden können.
- Lassen Sie bitte den Strom nicht über 15A ansteigen, da dies den Wechselrichter beschädigen kann.
Dies alles gilt im Prinzip auch dann, wenn ein Solar-Mikrowechselrichter
statt an PV-Module an eine Batterie als Stromquelle angeschlossen wird,
welche meist wesentlich mehr Strom (z.B. 100 A) liefern kann.
Der Einschaltstrom des Geräts hält sich entgegen mancher Befürchtungen
in Grenzen — ich konnte je nach Modell max. 1,5 A messen.
Die üblichen Hoymiles-Geräte, z.B. HM-800, funktionieren an einer Batterie
erfahrungsgemäß ohne Probleme. Auch ein Deye Sun 600, wobei der nicht selbst
regelbar ist und dann konstant 270 W je Eingang liefert.
Ein Eingang meines billigen Mars Rock SG-700W hat den Test allerdings nicht
bestanden und ist nun tot, nachdem sich das Gerät beim Hochfahren des MPPT
überlastet hat.
Wer da auf der sicheren Seite sein will, kann je Eingang eine auf die gegebene
maximale Belastbarkeit abgestimmte Sicherung (z.B. 15 A) dazwischenschalten.
{:.right width="530"}
Zu beachten ist noch:
- Die Betriebsspannung der PV-Module am Eingang des Wechselrichters bzw. Solar-Ladereglers muss über seiner Anlaufspannung liegen, damit er starten kann, und sollte im MPPT-Bereich der Regelung liegen, weil sonst Leistung verloren geht.
- Die Eingangsspannung eines Solar-Ladereglers muss je nach Modell bis zu 5 V über der gewünschten Ausgangsspannung (z.B. der Speicherbatterie) liegen, damit der Regler effektiv Strom liefern kann. Wenn man z.B. kleine Solarmodule mit 100 Wp und 22,6 V Leerlaufspannung hat, wird es ohne Reihenschaltung bei einer Ladeschlussspannung von ca. 14,5 V einer LiFePO4-Batterie bei wolkigem Wetter (mit einer Einstrahlung von vielleicht nur 100 - 200 W/m²) ziemlich eng.
{:.left width="386"}
{:.right width="386"}
{:style="clear:both"} Zur Montage bzw. Aufständerung von Solarmodulen auf einem Hausdach oder an einem Balkon hier ein Überblick-Video. Hier ein Artikel mit speziellen Tipps zur Installation an einer Balkonbrüstung. Es gibt aber auch andere Möglichkeiten, wie z.B. auf einer Garage, einem Gartenhaus, einer Gartenfläche, an der Hauswand oder als Teil einer Pergola.
{:.right width="798"}
Bei Anbringung von PV-Modulen am Gemeinschaftseigentum einer Wohnanlage, also z.B. an der Hausfassade oder außen an einer Balkonbrüstung, ist meist eine vorherige Genehmigung durch die Wohnungseigentümergemeinschaft (WEG) erforderlich. Und zwar typischerweise wegen Sicherheitsbedenken, Haftungsfragen, möglichen Folgekosten und eventuell wegen des optischen Gesamt-Erscheinungsbilds der Wohnanlage. Musteranträge dafür gibt es u.A. hier.
Voraussichtlich im zweiten Quartal 2024 werden Steckersolargeräte in den Katalog privilegierter Maßnahmen im Wohnungseigentumsgesetz und im BGB aufgenommen. Vermieter und WEGs können dann Balkonkraftwerke u.ä. nicht mehr ablehnen, haben aber weiterhin ein Mitspracherecht, Rahmenbedingungen dafür festzulegen.
Durch PV-Geräte auf Sondereigentum, z.B. innerhalb eines Balkons bzw. einer Dachterrasse und in Gärten (auch auf einem Gartenhaus), ist die WEG nicht betroffen und daher eine Regelung über sie weder erforderlich noch möglich.
Auch zu gesetzlichen Regelungen und technischen Normen (z.B. des VDE) können Vermieter und die WEG/Hausverwaltung keine inhaltlichen Vorgaben machen.
Hier ein guter Artikel auch mit weiteren Informationen zu rechtlichen Aspekten.
Wichtig ist, dass die PV-Module sicher angebracht werden, so dass sie sich auch z.B. bei Sturm nicht lösen und etwa auf darunter befindliche Flächen fallen können, wo sich Menschen bewegen oder aufhalten können (Verkehrssicherungspflicht).
Wie im September 2023 klargestellt wurde, gelten Steckersolargeräte nicht als
Bauprodukt,
so dass technische Bauvorschriften (wie etwa besondere Verordnungen
für Glasoberflächen bei über 4 m Montagehöhe) nicht anwendbar sind.
Bei spiegelnden Oberflächen kann es allerdings Probleme mit Blendeffekten geben.
Es wird eine Privathaftpflichtversicherung benötigt, die PV-Anlagen einschließt.
Schäden am Steckersolargerät selbst, z.B. durch Wettereinflüsse wie Hagel und Blitzeinschlag, kann der Besitzer durch eine Hausratversicherung abdecken, auch wenn das SSG am Balkon befestigt ist.
Für PV-Anlagen ist die Wohngebäudeversicherung nur relevant, wenn sie fest mit dem Gebäude verbunden sind. Eine Montage an der Balkonbrüstung zählt dazu nicht. Steckersolargeräte müssen nicht in die Gebäudeversicherung eingeschlossen werden, aber der Versicherung muss mitgeteilt werden (durch die Hausverwaltung), dass die Installation von Steckersolargeräten geplant ist.
Als Stromrichter werden allgemein elektronische Geräte bezeichnet, mit denen eine Stromart in eine andere umgewandelt werden kann.
{:.right width="500"
style="margin-left: 40px}
Für die Umwandlung des recht volatilen „rohen“ Solarstroms auf die
gewünschte Zielspannung benötigt man regelnde Gleichspannungswandler, die kurz
Solarregler
genannt werden. Sie sollten aber nicht nur das Spannungsniveau anpassen.
Solarzellen sind beim Verhältnis von Spannung und Strom sehr flexibel, wobei
das Optimum ihrer Leistung, also dem Produkt aus Spannung und Strom, von der
Einstrahlung abhängt, und die kann sich z.B. durch Wolkenzug schnell ändern.
Daher sollte eine sich zügig anpassende Leistungsoptimierung stattfinden,
genannt MPPT.
Das ist die Abkürzung des englischen Begriffs maximum power point tracking,
auf Deutsch Maximal-Leistungspunkt-Suche.
Die für den aktuellen Zeitpunkt ermittelte optimale Spannung muss dann noch
durch den Gleichspannungswandler auf die gewünschte Zielspannung gebracht werden.
Die komplexe Regelung bringt also auch bei großer Spannungsdifferenz zwischen
PV-Ausgang und Wechselrichter-Eingang bzw. Batterie-Anschluss und auch
unter stark schwankenden Bedingungen eine (nahezu) optimale Energieausbeute.
{:.right width="400"
style="margin-left: 30px; margin-right: 30px"}
Wenn man über Solarmodule eine Batterie laden möchte, verwendet man einen
Solar-Laderegler, also einen Solarregler mit Batterieladefunktion. Wie
im Abschnitt zuvor erklärt, sollte er für eine optimale Ausbeute MPPT betreiben.
Sehr einfache und billige Regler mit Batterieladefunktion verwenden stattdessen Pulsweitenmodulation (PWM). Ein PWM-Regler verbindet die Batterie zum Laden praktisch direkt mit dem PV-Ausgang, wobei dieser auf das Niveau der Batterie heruntergezogen wird --- unabhängig davon, ob die Solarzellen damit an ihrem Leistungsoptimum laufen. Wenn die Batterie voll wird, also ihre Absorbtionsspannung erreicht, findet nur noch eine pulsierte Ladung statt, die Ladungsverluste ausgleicht. PWM-Regler arbeiten also nur dann effizient, wenn die optimale PV-Spannung gleich der Batterie-Ladespannung ist. Der Unterschied zur MPPT-Regelung wird hier sehr schön erklärt. Der durchschnittliche Minderertrag durch PWM-Regelung wird mit 20% angegeben.
Mit billigen chinesischen Ladereglern, die angeblich MPPT machen (aber vermutlich eigentlich nur PWM) habe ich keine guten Erfahrungen gemacht. Die MPPT-Laderegler der europäischen Marken Victron und Votronic sind dagegen sehr gut.
Für die Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom (bei uns meist mit 230 V) benötigt man einen Wechselrichter (manchmal auch Spannungswandler genannt, engl. inverter). Eine schöne Übersicht zu den verschiedenen Arten von Wechselrichtern, die für kleine PV-Anlagen geeignet sind, findet sich hier.
Bei jedem Wechselrichter sollte man darauf achten, dass er ordentlichen Wechselstrom liefert (sog. reine Sinuswelle, engl. pure sine wave) und einen hohen Wirkungsgrad (engl. efficiency) hat. Der kritischste Punkt ist, das seine maximale Eingangsspannung nicht überschritten werden darf, weil er sonst zerstört wird.
{:.right width="500"}
Für die Einspeisung von Gleichstrom ins Wechselstromnetz kommt ein
netzgekoppelter Wechselrichter (engl. grid-tie inverter) zum Einsatz.
Dieser wird auch Netzwechselrichter, Einspeisewechselrichter,
netzgeführter Wechselrichter oder fremd geführter Wechselrichter genannt,
weil er sich automatisch an die Frequenz und Phase des anliegenden Wechselstroms
anpasst.
Bei wegfallender Stromverbindung schaltet ein Netzwechselrichter seinen Ausgang v.A. aus Sicherheitsgründen ab. Der sog. Netz- und Anlagenschutz (NA-Schutz) nach VDE-Anwendungsregel verhindert, dass bei Stromausfall und Reparaturarbeiten am Netz unkontrolliert Strom ins Netz fließt. Er verhindert auch, dass man nach Ziehen des 230 V Netzsteckers eines Mikrowechselrichters beim Berühren der blanken Kontakte einen Stromschlag bekommen kann.
Bei Steckersolargeräten wird meist ein Solar-Mikrowechselrichter verwendet, welcher einen MPPT-Solarregler in einem Netzwechselrichter integriert. Im Zusammenhang von Solaranlagen wird meist vereinfacht nur von einem „Wechselrichter“ (WR) gesprochen. Zur Dimensionierung von Solar-Wechselrichtern gibt es z.B. hier und auf den Folgeseiten ausführliche Hinweise.
Der Wirkungsgrad eines Wechselrichters ist meist deutlich geringer als vom Hersteller angegeben. Hoymiles nennt einen nach CEC gewichteten Wert von 96,50%, aber der ist nicht nur irreführend, sondern schlicht übertrieben.\
Mein HM-300 kommt (allerdings nur mit einfachen Geräten nachgemessen)
im Durchschnitt der zehn Drosselungsstufen 10, 20, ... 100% auf einen
realen Wert von 92,9%. Bei unter 10% der Nennleistung sind es um die 80%.
Über die DTU (data transfer unit) bekommt man ziemlich konstant 95,5% geliefert.
Im Gegensatz zu Solarkabeln (siehe oben) können 230 V-Kabel zwischen Netzwechselrichter und Steckdose durchaus länger sein (z.B. 5 - 10 m), ohne dass es größere Leitungsverluste gibt. Allerdings kann es dort je nach Kabellänge und -Querschnitt bei größeren Strömen zu einem höheren Spannungsabfall kommen, der die Netzkopplung des WR stört.
{:.right width="450"}
Inselwechselrichter (engl. off-grid inverter),
auch selbst geführter Wechselrichter genannt,
werden vom Stromnetz unabhängig betrieben. Mit ihnen kann man die üblichen
Haushaltsgeräte auch im Falle eines Stromausfalls mit einer Batterie versorgen,
natürlich nur im Rahmen der Belastbarkeit und Kapazität der Batterie.
Besonders bei dieser Art von Wechselrichter ist darauf zu achten, dass er eine reine Sinusspannung liefert und dass sein Wirkungsgrad hoch ist. Hinzu kommen weitere Punkte:
- Seine Dauerleistung muss für die daran betriebenen Geräte groß genug sein. Es ist empfehlenswert, ihn mit etwas Leistungsreserve zu dimensionieren, weil seine Lebensdauer sonst leiden und er je nach Bauart unangenehm lautes Lüftergeräusch verbreiten kann.
- Seine Spitzenleistung muss auch den Anlaufstrom angeschlossener Geräte abdecken. Die benötigte Anlaufleistung eines Kühl- oder Gefrierschranks kann das Fünffache der Scheinleistung (angegeben in Volt × Ampere = VA, nicht nur Wirkleistung, angegeben in Watt) im laufenden Betrieb betragen. Da können schon mal 1000 VA zusammenkommen (wenn auch nur für 1-2 Sekunden).
- Sein Leerlauf-/Ruhestromverbrauch (engl. standby power consumption) sollte gering sein.
{:.right width="450"}
Kombigeräte, die die Funktionen Solar-Laderegler, Batterie-Netzladegerät und
Wechselrichter in sich vereinen, werden Hybridwechselrichter genannt.
Solche Geräte sind in ihrer Funktionsweise sehr praktisch, brauchen weniger Platz, sind im Einkauf günstiger und zudem einfacher zu installieren und zu verwenden als entsprechende Einzelkomponenten. Sie haben aber aber auch Nachteile wie geringe Flexibilität bei der Komponentenwahl und größere Wahrscheinlichkeit für einen Ausfall und dann höhere Kosten.
Es gibt einfache sehr günstige Hybridgeräte mit Inselwechselrichter, z.B. von EASun bzw. Y&H (Yong Hui), aber auch recht solide, aber teurere z.B. von Green Cell. Verbraucher werden direkt daran angeschlossen, also nicht über das Hausnetz. Damit können Elektrogeräte vorzugsweise mit Solarstrom versorgt werden. Bei unzureichender Stromzufuhr aus den Solarmodulen ergänzt das Gerät die benötigte Leistung automatisch aus der angeschlossenen Batterie und schaltet bei leerer Batterie (oder je nach konfigurierter Präferenz auch schon bei fehlendem Solarstrom) eine externe Stromquelle (Stromnetz oder Generator) hinzu. Zum Laden der Batterie wird vorzugsweise Solarstrom verwendet, optional aber auch die externe Stromquelle.
Hybridgeräte mit Netzwechselrichter dienen hingegen dem Netzparallelbetrieb.
Sie werden also (zusätzlich zur externen Stromversorgung, möglichst zentral)
ans Hausnetz angeschlossen und versorgen die Verbraucher mit Solarstrom
und unter konfigurierbaren Umständen mit Strom aus der angeschlossenen Batterie.
Diese Variante ist für daheim praktischer, aber auch teurer.
Besonders sinnvoll ist hier die Option der Nulleinspeisung, also dass
der Wechselrichter nur so viel Leistung (aus den PV-Modulen oder der Batterie)
ins Hausnetz einspeist, wie für die aktuelle Last benötigt wird,
welche über ein Energiemessgerät dem Hybridgerät mitgeteilt wird.
Es gibt sogar Hybridgeräte, die neben der Nutzungsart für eine Inselanlage (also die netzunabhängige Stromversorgung) auch den Netzparallelbetrieb mit lastabhängiger Strompufferung ermöglichen, etwa den SolarPower24 Infinisolar V. Dieser kostet allerdings (zusammen mit einem für die lastabhängige Steuerung nötigen Energiemessgerät) an die 1000€ und funktioniert nur mit PV-Spannungen ab 250 V und einer Batteriespannung von 48 V, ist also für Steckersolargeräte nicht geeignet. Details zu seiner Verwendung sind hier schön beschrieben.
{:.right width="400"
style="margin-left: 40px; margin-right: 40px"}
Ein Gleichspannungswandler (engl. DC-to-DC-converter) dient zur Anpassung
des Niveaus von Gleichspannungen. Er sollte möglichst wenig Verluste haben.
Typisch sind, je nach Typ und aktueller Auslastung, etwa 5 bis 7%.
Ein Aufwärtswandler (engl. boost converter oder step-up converter) kann zum Beispiel dazu verwendet werden, die Spannung einer 12 V Pufferbatterie auf eine für den Eingang des Netzwechselrichters passende Spannung (z.B. mindestens 20 V) zu bringen.
Für die Nutzung zur regelbaren Konstanteinspeisung aus einem Strompuffer ins Hausnetz sollte der Spannungswandler über eine einstellbare Strombegrenzung verfügen.
Die Strombegrenzung durch einen DC-DC-Wandler kann auch dazu verwendet werden, beim Anschluss eines Netzwechselrichters an eine Pufferbatterie den Einschaltstrom und MPPT-Anlaufstrom eines empfindlichen Geräts zu begrenzen und für eine Nulleinspeisung die Leistung per PWM zu steuern.
Ein aufladbarer Speicher für elektrischen Strom wird auch Akkumulator (lateinisch für "Aufsammler", kurz Akku) genannt. Besonders bei einem Verbund von Akkuzellen spricht man gern auch von einer Batterie. Hier eine informative Seite zu den damit verbundenen elektrotechnischen Grundbegriffen.
{:.right width="450"}
Für die Stromspeicherung bieten sich heutzutage
Lithium-Eisenphosphat-Batterien
(LiFePO4 oder noch kürzer LFP) an.
Diese sind zwar bei gleicher Nennkapazität bislang teurer als
Blei-Batterien (inkl. Varianten wie Gel und AGM), wie man sie vom Auto kennt,
aber sind nicht so groß und schwer.
Sie sind langlebiger und spannungsstabiler,
haben weniger Selbstentladung, einen höheren Wirkungsgrad
(etwa 95%, bei geringen Lade- und Entladeströmen auch 97%) und vertragen
ein Vielfaches an Lade-/Entladezyklen sowie recht hohe Lade-/Entladeströme,
so dass sie in weniger als einer Stunde geladen bzw. entladen werden können.
Außerdem haben sie keinen „Memory-Effekt“
und haben im Vergleich Bleiakkus eine fast doppelt so hohe
effektiv nutzbare Kapazität (nämlich etwa 90% der Nennkapazität).
Im Vergleich zu anderen Lithium-Ionen-Akkutypen inklusive Lithium-Polymer (LiPo),
welche eine noch höhere Energiedichte haben, sind sie recht robust und
weniger gefährlich.
und vermutlich weniger umweltschädlich, weil sie weniger Lithium enthalten.
Alle Lithium-basierten Batterien benötigen, anders als Blei-Batterien, für die Reihenschaltung der internen Akkuzellen ein sog. Batteriemanagementsystem (BMS), das für eine gleichmäßige Spannungsverteilung der Zellen sorgt.
Eine typische 100 Ah Starterbatterie wiegt etwa 26 kg und kostet nur etwa 100€. Aus ihrer Nennkapazität von 12 V × 100 Ah = 1200 Wh sollte man aber höchstens 50% entnehmen, damit die Batterie nicht durch Tiefentladung Schaden nimmt, also maximal 600 Wh. Selbst dann hält ein Bleiakku nur etwa 500 bis 1000 Lade-/Entladezyklen.
{:.right width="500"}
Die Zahl der Lade-/Entladezyklen eines LiFePO4-Akkus, bis die Kapazität merklich
nachgelassen hat, wird mit etwa 5000 angegeben, die Zahl der Jahre mit 15 - 20.
Die Degradation und Lebensdauer
hängt stark von der Maximalladung (SoC) und Entladetiefe (DoD) ab,
aber auch von der Höhe der Lade- und Entladeströme.
Eine 12,8 V 100 Ah LiFePO4-Batterie wiegt etwa 11 kg und kann problemlos zu 90% entladen werden, so dass sich eine effektive Kapazität von 1150 Wh ergibt. Unter Berücksichtigung von Speicherungsverlusten und des Wandlungsverlustes eines Wechselrichters lässt sich damit ein Gerät mit 1000 W Leistungsaufnahme (z.B. Staubsauger, Kaffeemaschine oder Fön) etwa eine Stunde lang betreiben.
Der Ladezustand (engl. state of charge, kurz SoC) eines Speichers wird meist in Prozent der Nennkapazität angegeben. Die Bestimmung des aktuellen Ladezustands einer Lithium-basierten Batterie ist nicht so einfach möglich wie man meinen könnte. Das liegt nicht nur daran, dass die Spannungskurve beim Laden und Entladen in Abhängigkeit vom Ladezustand nicht linear verläuft, sondern recht flach, mit zunehmend größerer Steigung bei Annäherung an 0% und an 100%.
Die Batteriespannung verhält sich beim Laden bzw. Entladen wie Kaugummi: Zu Beginn eines Ladevorgangs steigt sie sofort stark, dann schwächer an und sackt nach seinem Ende innerhalb ein paar Minuten Ruhe wieder etwas ab. Umgekehrt fällt die Spannung zu Beginn eines Entladevorgangs erst stark, dann schwächer, aber erholt sich nach seinem Ende wieder ein wenig.
{:.left width="250"}
Man kann also nur in Ruhe einigermaßen von der Spannung auf den Ladezustand
schließen. Daher empfiehlt sich sehr die Verwendung der Coulomb-Methode,
also das Mitschneiden der hinein- bzw. herausfließenden Ladungsmenge. Dann
ergibt sich aus dem Startzustand und dem Saldo der Strommenge der Ladezustand.
Hier
eine Konfiguration für den Home Assistant, die den Ladezustand in Ruhe über
die Spannung und während des (Ent-)Ladens über die Coulomb-Methode bestimmt.
Zur Messung der relativ hohen Ströme wird meist ein Nebenwiderstand verwendet, engl. shunt. Billige Mess- und Anzeigegeräte taugen oft nichts; brauchbare Geräte wie den Batteriecomputer TR16 bekommt man so ab 35€.
Um den Wandlungsverlust von ca. 10% eines Wechselrichters zu vermeiden,
sollte man bei einer Inselanlage die Verbraucher möglichst direkt an der
Batterie anschließen, was z.B. bei LED-Lampen, Radios und
USB-Ladebuchsen gut machbar ist --- aber auch bei Laptops,
wenn man für sie ein Netzteil mit 12 V (statt 230 V) Eingang verwendet.
Bei mittlerer Last von 25 W ergeben sich mit einer voll geladenen 12,8 V 100 Ah
LiFePO4-Batterie gut 50 Stunden Betriebszeit. Ein durchschnittlicher 3,6 V
Smartphone-Akku mit 2500 mAh hat 9 Wh Kapazität.
Wenn er jeweils zu 80% entladen ist, lässt er sich damit etwa 160 mal aufladen.
Zum Vergleich: Eine Powerbank mit nominell 20.000 mAh Kapazität hat
(aufgrund oft stark überzogener Hersteller-Angaben und Verlusten bei der
Wandlung von 3,6 V auf die 5 V eines USB-Anschlusses) effektiv eher die
Hälfte dieser Kapazität. Ein durchschnittlicher Smartphone-Akku lässt
sich über die Powerbank in der Praxis nur etwa 10 mal aufladen.
Der Preis einer Batterie pro kWh sinkt mit steigender Größe/Gesamtkapazität.
{:.right width="400"}
Wenn man die Wahl
hat zwischen höherer Spannung (d.h. mehr Akkuzellen in Reihe) oder
größere bzw. mehr Zellen parallel, dann besser die höhere Spannung nehmen.
Also ist z.B. eine 24 V 100 Ah Batterie einer mit 12 V und 200 Ah vorzuziehen,
aus folgenden Gründen:
-
Hohe Ströme belasten elektronische Bauteile besonders stark, bringen mehr Verluste und verlangen größere Kabelquerschnitte, die schnell unhandlich werden.
-
Ein Solar-Laderegler ist vor Allem durch seinen Ausgangsstrom begrenzt. So verkraftet ein Victron BlueSolar MPPT 100/30 eine PV-Leerspannung von max. 100 V (was die Reihenschaltung von mindestens 2 Solarmodulen erlaubt). Er liefert einen max. Ladestrom von 30 A, woraus sich bei Betrieb an einer 12 V Batterie eine maximale Leistung von 360 W ergibt, bzw. unter Berücksichtigung von PV-Verlusten eine sinnvolle maximale Leistung der Solarmodule von 440 Wp. Bei 24 V Batteriespannung ist hingegen die doppelte Leistung (880 Wp) möglich. Wenn man anders herum für die doppele PV-Leistung bei 12 V Batteriespannung bleiben will bzw. muss, braucht man einen Laderegler mit doppelter Strom-Belastbarkeit, und der kostet ca. 50 bis 80% mehr.
-
Vermutlich können Wechselrichter mit 24 V Eingangsspannung etwas effizienter arbeiten als solche mit 12 V, weil Strom und Spannungsspreizung geringer sind.
Man kann Batterien parallel oder in Reihe schalten.
- Bei Parallelschaltung muss die Spannung der Batterien gleich sein, während ihre Kapazität unterschiedlich sein darf und sich Kapazitäten sowie die Lade- bzw. Entladeströme addieren.
- Wenn man hingegen Batterien in Reihe (also hintereinander) schaltet, müssen die Kapazitäten gleich sein, während die Spannungen unterschiedlich sein dürfen und sich addieren. So kommt man z.B. von 2 × 12 V auf 24 V. Dabei muss für eine dauerhafte Balancierung (gleichmäßige Spannungslage) der Batterien gesorgt werden, wie es auch das BMS innerhalb einer Batterie für die Einzelzellen tut. Dafür gibt es spezielle Batterie-Balancierer (engl. balancer oder equalizer), wie im Video von Dimitri schön vorgeführt.
Ganz anders als herkömmliche Batterien und Wechselrichter funktioniert die patentierte sog. Kaskadierte H-Brücken-Technologie, der Firma SAX. Dabei schaltet eine komplexe Software-Regelung, die gleichzeitig als BMS dient, einzelne LiFePO4-Batteriezellen zur Einspeisung zyklisch so zusammen, dass darüber sehr direkt die nötige Wechselstrom-Sinuskurve synthetisiert wird. Daraus ergeben sich einige Vorteile, insbesondere ein Wirkungsgrad von über 99%, besonders platzsparende und langlebige Batterien ohne externen Wechselrichter, sowie die Nutzbarkeit zur Einspeisung und als Notstromanlage mit USV-Funktion. Leider sind die Produkte sehr teuer: 5700€ für eine Anlage mit 5,2 kWh.
{:.right width="350"
style="margin-left: 10px; margin-right: 10px"}
Ein Problem bei der Verwendung von Gleichstrom ist, dass sehr unterschiedliche
Spannungen verwendet werden. Niederspannungs-Geräte im Fahrzeugbereich erwarten
meist 12 V, während im IT-Bereich Spannungen von 5 V und darunter üblich sind.
Das passt alles nicht zu Batteriespannungen von 24 V oder 48 V.
Aber es gibt für Geräte mit mäßigem Strombedarf (bis etwa 5 A)
eine recht effiziente und kostengünstige Möglichkeit, die Spannung anzupassen,
nämlich sog. Tiefsetzsteller (auch Abwärtswandler genannt,
engl. _DC-DC buck converter oder step-down converter).
{:style="clear:both"}
{:.right width="450"
style="margin-left: 50px; margin-right: 50px"}
Für die Nutzung einer Batterie als Stromspeicher zur
zeitversetzten Einspeisung ins Hausnetz braucht man einen Spannungswächter,
der die Einspeisung z.B. bei nahezu voller Batterie einschaltet und jedenfalls
bei nahezu leerer Batterie ausschaltet. Wenn dieser nicht schon z.B. in einem
Energiemanagement-System integriert ist, kann man auch ein einfaches fertiges
Modul verwenden, das man nur noch geeignet anschließen und einstellen muss.
{:width="798" .right}
Für unser Wohnmobil verwende ich seit Sommer 2019 folgende relativ günstige Komponenten zu meiner vollen Zufriedenheit:
-
2 × 100 Wp flexible Solarpanels Dokio DFSP-100M, ca. 180€
Diese habe ich einfach auf das Blechdach unseres Wohnmobils geklebt. Etwas lästig war die Kabelführung ins Innere. -
15 A Solar-Laderegler Victron BlueSolar MPPT 75/15, ca. 90€
Dieser Regler unterstützt Batterien mit 12 oder 24 V und Ladeströme bis 15 A (wobei für die o.g. Solarzellen bei Dachmontage in der Praxis auch 10 A genügt hätten).
Sehr praktisch finde ich bei den BlueSolar-Modellen die Status-Abfrage auf dem Smartphone.
Leider unterbinden die Victron-Regler nicht das Laden bei unter 0°C, was bei LiFePO4-Akkus zu Schäden führen kann, wenn man sie im Winter nicht abklemmt. Allerdings bietet Victron eine Lösung mit einem Zusatzgerät namens Smart Battery Sense, das allerdings etwa 40€ extra kostet. -
12,8 V 100 Ah 4S1P LiFePO4-Batterie inkl. 100 A BMS Delong DL-12100, inkl. DDP-Versand direkt aus China ca. 400€
In Deutschland werden solche Batterien hingegen für ungefähr 1000€ verkauft. Siehe auch meinen myDealz-Beitrag dazu mit interessanter Diskussion. -
2000 Wp Wechselrichter, ebenfalls direkt aus China, ca. 70€
Als Steckersolargerät mit wahlweise direkter oder gepufferter Netzeinspeisung, aber auch evtl. für eine Notstromversorgung daheim und einen längeren autarken Aufenthalt mit dem Wohnmobil habe ich im Sommer 2022 folgende Komponenten gekauft:
-
4 × 150 Wp flexible ETFE SSP Solarmodule für 600€, Stand März 2024 ca. 400€
Zuerst hatte ich gekauft, dann aber nicht verwendet,
weil mir ihre Anbringung an der Balkonbrüstung im 4. Stock zu riskant war:
4 × 120 Wp starre Eco-Worthy Solarpanel, für 320€ (Stand März 2024)
Diese Eco-Worthy Module kann ich empfehlen, wenn man keine größeren verwenden kann. -
Deye Sun600g3-EU-230 600 W (2 × 400 W Eingänge) MPPT Mikrowechselrichter für 170€, Stand März 2024 ca. 135€
Anfangs habe ich einen 700 W Netzwechselrichter verwendet mit 2 × MPPT (und angeblich WLAN) SG-700W bzw. Mars Rock EC700MD (oder ähnlich mit LCD), ca. 135€.
Zumindest bei meinem Gerät ist das WLAN nicht nutzbar. Die MPP-Tracker sind träge und für die Verwendung an einer Batterie nicht geeignet. Der Gesamt-Wirkungsgrad ist bescheiden --- ist also gar nicht zu empfehlen. Siehe auch ein Reparatur-Video zu einem ähnlichen Gerät. -
EASun ISolar SPH-3K 24 V Hybridwechselrichter mit 3000 VA (6000 VA Spitzenlast) Sinus-Wechselrichter (mit USV-Funktion und angeblich 93% max. Wirkungsgrad), 40-50 A PWM Solar-Laderegler und 20-30 A Batterieladegerät über Netzstrom, für 185€
Die MPPT-Version hätte vermutlich eine deutlich bessere Solarwandlungs-Effizienz. Sehr unschön ist, dass es während einer monatelangen Standby-Phase meine u.g. 2,5 kWh LiFePO4-Batterie tiefentladen und damit teilgeschädigt hat. Ich nutze das Gerät nicht mehr, höchstens als Inselwechselrichter. -
CERRNSS LF-24100 24 V 100 Ah LiFePO4-Batterie mit 8S1P-Konfiguration inkl. 100 A BMS und Spannungsanzeige, gekauft für ca. 570€
Diese Zellen sind qualitativ allerdings nicht ganz so gut wie die von Delong.
Stand März 2024 gibt es 2,5 kWh LFP-Speicher schon für ca. 360€
Im Winter 2023/24 kamen folgende Komponenten zur lastgeregelten AC-Kopplung des Pufferspeichers hinzu:
-
Meanwell HLG-600H-36AB per Software dimmbarer LED-Treiber, hier als Batterie-Ladegerät genutzt,
mit max. 600 W Ausgangleistung und bis zu 36 V Ausgangspannung, ca. 230€ -
3,3V PWM zu 0-10V Analogwandler, ca. 10€,
Wemos D1 Mini ESP8266 Mikrocontroller Board mit WLAN, ca. 5€
und Spannungswandler zur Stromversorgung mit 12 V, ca. 16€ und 5 V, ca. 12€\Viel einfacher und in Summe günstiger wäre ein Shelly Plus 0-10V Dimmer, ca. 16€, welcher allerdings noch eine 10 V Quelle und einen Vorwiderstand benötigt.
-
Hoymiles HM-300, per Software dynamisch limitierbarer Netzwechselrichter
mit max. 300 W Ausgangleistung, ca. 70€ -
ESP32 mit OpenDTU, fertig konfektioniert mit WLAN-Modul und OLED-Display, ca. 30€
-
Shelly 3EM dreiphasiges Leistungs- und Energiemessgerät mit WLAN und Relais, ca. 75€
-
3 × Shelly Plus 1PM 1-phasiges Leistungs- und Energiemessgerät mit WLAN und Relais, ca. 17€,
hier verwendet am Batterie-Ladegerät, -Wechselrichter und PV-Wechselrichter