3.1 Physikalische Grundlagen - Institut für Elektrische Anlagen

DEZENTRALE ENERGIEVERSORGUNGEN 

NETZANBINDUNG VON FOTOVOLTAIK- UND 

BRENNSTOFFZELLENANLAGEN 

DIPLOMARBEIT 

an der 

Technischen Universität Graz 

Institut für Elektrische Anlagen und Hochspannungstechnik 

Abteilung Elektrische Anlagen 

Leiter der Abteilung: Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. Lothar Fickert 

Betreuung: Ao. Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. Manfred Sakulin 

Vorgelegt von: Walter Hipp 

Graz, im [Februar / 2003]

1 Einleitung Seite 2 

1 Einleitung .....................................................................................................................................5 

1.1 Zielsetzung ................................................................................................................................5 

1.2 Überblick...................................................................................................................................5 

1.2.1 Regenerative Stromversorgungen ......................................................................................6 

1.2.2 Motive für regenerative Stromversorgung .........................................................................6 

1.2.2.1 Umweltschutz..............................................................................................................6 

1.2.2.2 Klimakonferenzen .......................................................................................................7 

1.2.2.3 Unabhängigkeit ...........................................................................................................9 

1.2.2.4 Nachhaltigkeit .............................................................................................................9 

2 Dezentrale Stromversorgung......................................................................................................10 

2.1 Definition ................................................................................................................................10 

2.2 Anforderung ............................................................................................................................11 

2.2.1 Primärregelung.................................................................................................................12 

2.2.2 Sekundärregelung.............................................................................................................14 

2.2.3 Tertiärregelung.................................................................................................................14 

2.2.4 Einsatzplan der Regelungen.............................................................................................15 

2.2.5 Spannungsniveau..............................................................................................................16 

2.2.5.1 Berechnung................................................................................................................16 

2.2.5.2 Spannungsanhebung ∆u ............................................................................................18 

2.2.5.3 Schaltbedingte Spannungsänderung d (∆uSt) ............................................................18 

2.2.6 Flickerpegel......................................................................................................................21 

2.2.6.1 Definition ..................................................................................................................21 

2.2.6.2 Berechnung................................................................................................................21 

2.2.6.3 Maßnahmen...............................................................................................................24 

2.2.7 Oberschwingungen...........................................................................................................25 

2.2.7.1 Grenzwerte ................................................................................................................25 

2.2.8 Rückwirkungen auf Rundsteueranlagen...........................................................................27 

2.2.9 Zusammenfassung............................................................................................................28 

3 Fotovoltaik .................................................................................................................................29 

3.1 Physikalische Grundlagen.......................................................................................................29 

3.1.1 Solarzellentypen...............................................................................................................30 

Walter Hipp Diplomarbeit


3.1.2 Betriebsarten.....................................................................................................................32 

3.2 Derzeitiger Ausbau und Potentiale..........................................................................................34 

3.2.1 Nutzbares Potential in Österreich.....................................................................................34 

3.2.2 Stand in Österreich...........................................................................................................35 

3.2.3 Ausbauszenarien...............................................................................................................37 

3.3 Anforderungen an Fotovoltaikanlagen....................................................................................38 

3.3.1 Solarzellen........................................................................................................................38 

3.3.1.1 Abschattung...............................................................................................................38 

3.3.2 Anforderungen an den Wechselrichter.............................................................................40 

3.3.2.1 Regelung....................................................................................................................40 

3.3.2.2 Netzanschluss............................................................................................................40 

3.3.2.3 Schutzeinrichtungen..................................................................................................41 

3.3.2.4 Blindleistungskompensation .....................................................................................42 

3.3.2.5 Zuschaltbedingungen ................................................................................................42 

3.3.2.6 Netzrückwirkungen ...................................................................................................43 

3.4 Betriebsverhalten von Fotovoltaikanlagen..............................................................................45 

3.4.1 Spannungshaltung ............................................................................................................45 

3.4.1.1 Spannungsanhebung im ländlichen Netz ..................................................................46 

3.4.1.2 Spannungsanhebung im städtischen Netz .................................................................49 

3.4.2 Flicker...............................................................................................................................52 

3.4.3 Beeinflussung von Rundsteuersignalen ...........................................................................54 

3.4.4 Oberschwingungsströme ..................................................................................................55 

3.5 Einspeisetarife .........................................................................................................................57 

4 Brennstoffzellen .........................................................................................................................59 

4.1 Einleitung ................................................................................................................................59 

4.2 Physikalische Grundlagen.......................................................................................................61 

4.3 Anlagentypen ..........................................................................................................................61 

4.3.1 Alkalische Brennstoffzelle AFC ......................................................................................62 

4.3.2 Membran-Brennstoffzelle PEMFC und Direktmethanol Brennstoffzelle DMFC ...........62 

4.3.3 Phosphorsaure Brennstoffzelle PAFC..............................................................................63 

4.3.4 Schmelzkarbonat Brennstoffzelle MCFC ........................................................................63 

4.3.5 Oxidkeramische Brennstoffzelle SOFC...........................................................................64 

4.3.6 Reformierung ...................................................................................................................67 



4.3.6.1 Entschwefelung .........................................................................................................67 

4.3.6.2 Dampfreformierung...................................................................................................68 

4.3.6.3 Shifter........................................................................................................................68 

4.3.6.4 Scrubber ....................................................................................................................68 

4.3.6.5 alternative Reinigungsverfahren ...............................................................................69 

4.3.6.6 Elektrolyse zur Wasserstoffherstellung.....................................................................70 

4.3.7 Erzeugung aus Biomasse..................................................................................................70 

4.3.7.1 Wasserdampfvergasung von Biomasse.....................................................................71 

4.3.7.2 Vergärung von Biomasse ..........................................................................................71 

4.3.7.3 Photobiologische Wasserstoffgewinnung .................................................................71 

4.3.8 Gegenwärtige Wasserstoffproduktion..............................................................................73 

4.3.9 Erzeugungskosten.................................................................................................................74 

4.4 Derzeitiger Ausbau und Potenziale.........................................................................................75 

4.5 Betriebsverhalten.....................................................................................................................75 

4.5.1 Wechselrichter..................................................................................................................77 

4.5.2 Netzrückwirkungen ..........................................................................................................78 

4.5.2.1 Spannungsrückgangsschutz des Wechselrichters: ....................................................78 

5 Zusammenfassung und Ausblick ..............................................................................................79 

5.1 Fotovoltaik ..............................................................................................................................79 

5.2 Brennstoffzelle ........................................................................................................................79 

5.3 Ausblick ..................................................................................................................................81 

6 Verzeichnisse .............................................................................................................................82 

6.1 Literaturverzeichniss ...............................................................................................................82 

6.2 Abbildungen............................................................................................................................84 

6.3 Tabellen...................................................................................................................................85 

6.4 Diagramme ..............................................................................................................................86 

6.5 Gleichungen ............................................................................................................................86 



1.1 Zielsetzung 

Im Rahmen der vorliegenden Diplomarbeit sollen vorerst die Gründe für den Ausbau der regenerativen, 

dezentralen Energieversorgung erörtert werden. Um die Netzrückwirkungen beurteilen 

zu können, sollen die geltenden österreichischen Richtlinien aufgezählt werden. Anschließend 

sollen zwei ausgewählte Technologien detailliert ausgearbeitet werden. Die Wahl fiel auf die 

Technologien Fotovoltaik und Brennstoffzelle, da diese speziell in Kombination einen wesentlichen 

Beitrag zu einer nachhaltigen Energiewirtschaft leisten könnten. Es sollen auch die theoretischen 

und die derzeit sinnvollen Ausbaupotentiale in Österreich ausgearbeitet werden. Die 

Funktionsweise der gewählten Technologien sollen erläutert, und die Möglichkeiten einer Netzanbindung 

ausgearbeitet werden. Die bei einer Netzanbindung auftretenden Netzrückwirkungen 

sollen ermittelt und den erlaubten Grenzwerten gegenübergestellt werden. Abschließend sollen 

die Ergebnisse zusammengefasst und ein Ausblick für die zukünftige Entwicklung erstellt werden. 

1.2 Überblick 

Einher mit wachsender Industrialisierung und steigender Weltbevölkerung geht auch der 

Verbrauch von fossilen Brennstoffen zur Energiebereitstellung, und somit auch die Menge der 

weltweiten CO2-Emissionen. Mittelfristig werden jedoch die wirtschaftlich zugänglichen Resourcen 

an fossilen Energieträgern zur Neige gehen. Aus diesem Grund finden schon seit geraumer 

Zeit weltweit Konferenzen statt, in welchen Lösungen zu diesen Problemstellungen diskutiert 

werden. Westliche Industriestaaten (ausgenommen USA) konnten bereits in den letzten 2 

Jahrzehnten durch effizientere Energienutzung sowie Energiesparen dem exponentiellen Anstieg 

des Energieverbrauchs Einhalt gebieten. Im selben Zeitraum wurde auch die Forschung im Bereich 

der regenerativen Ernergienutzungsanlagen forciert. Diese Forschungsarbeiten zeigen nun 

durch Marktreife einiger Technologien erste Erfolge. Im Kapitel 1.2.2.2 wird der Werdegang 

der Klimakonferenzen detailliert beschrieben, die das neue österreichische Elektrizitäts- 

Wirtschafts-Gesetz (ElWOG) zur Folge hatten. Im ElWOG verpflichtet sich Österreich bis Anfang 

2008 vier Prozent seines Strombedarfs aus neuen regenerativen Energieträgern und neun 

Prozent aus Kleinwasserkraftwerken zu gewinnen. 



In dieser Arbeit werden die Möglichkeiten der Anbindung von bestimmten regenerativen Stromerzeugungsanlagen 

an das österreichische (europäische) Verbundnetz erarbeitet. 

1.2.1 Regenerative Stromversorgungen 

Hier seien alle derzeitig zur Verfügung stehenden Kraftwerke zur Stromerzeugung, die mit regenerativen, 

also sich erneuerbaren Energiequellen arbeiten, aufgelistet. Fotovoltaik und Brennstoffzellen 

werden in dieser Arbeit später noch detaillierter behandelt. 

• Sonnenenergie: 

Fotovoltaik 

Solarthermische Kraftwerke 

• Windenergie 

• Biomasse-, Biogas-, Deponie- und Klärgasanlagen 

• Geothermie 

• Gezeiten-, Wellenkraftwerke 

• Wasserkraft 

• Wasserstoffbrennstoffzellen 

Die Wasserkraft ist eine alte, bewährte Methode zur Stromerzeugung, daher spricht man bei den 

neueren Technologien von den „neuen“ Erneuerbaren. Da diese Energieträger quer über das ganze 

Land verteilt auftreten, sind zur Nutzung dieser viele kleinere Anlagen nötig. Dies führt zu 

einer Dezentralisierung der Stromversorgung, weshalb man diese als dezentrale regenerative 

Anlagen bezeichnet. 

Auf die Auswirkung dieser Dezentralisierung beim Ausbau der Erneuerbaren und deren Verfügbarkeit 

wird in dieser Arbeit genauer eingegangen. 

1.2.2 Motive für regenerative Stromversorgung 

1.2.2.1 Umweltschutz 

Bereits Ende des 19. Jahrhunderts machte der schwedische Wissenschaftler Svante Arrhenius 

[37] darauf aufmerksam, dass die Verbrennung fossiler Brennstoffe und der damit verbundene 

CO2- Ausstoß zu einer Erwärmung der Erde führen könnte. Dieser Ansatz wurde erst 1979 bei 

der ersten internationalen Klimakonferenz wieder aufgenommen. 



Auch die Luftverschmutzung in Ballungszentren, der Saure Regen durch die NOX-Emissionen 

(Waldsterben) sind nur ein paar der weitreichenden Nebeneffekte der Nutzung fossiler Brennstoffe. 

1.2.2.2 Klimakonferenzen 

1979 wurde die erste Weltklima-Konferenz in Genf abgehalten, in der man sich dazu bekannte, 

gegen potentielle anthropogene Klimaveränderungen, die dem Wohlbefinden der Menschen entgegenstehen, 

vorzugehen. 

1988 fand die Toronto-Konferenz statt. An dieser Konferenz nahmen erstmals auch Regierungsvertreter 

teil. Hier wurde das so genannte Toronto-Ziel festgelegt, in dem sich alle Teilnehmer, 

wie auch Österreich, zu einer Reduktion der CO2-Emissionen um 20% bis zum Jahre 2005 verpflichteten 

(Bezugsjahr 1988). 

In diesem Jahr wurden auch das Umweltprogramm der Vereinten Nationen (UNEP, United Nation 

Environment Program), die Meteorologische Organisation der Vereinten Nationen (WMO, 

World Meteorological Organisation) und das IPCC (Inter-Governmental Panel on Climate 

Change) ins Leben gerufen. Das zuletzt genannte Gremium besteht aus über 2000 Wissenschaftlern 

und hat die Aufgabe, den Stand der Wissenschaft zur Klimaveränderung zu untersuchen und 

in regelmäßigen Abständen zu veröffentlichen. 

1990 wurde der erste Bericht über Klimaveränderungen (FAR: First Assessment Report on the 

Threat of Climate Change) publiziert. Darin wurde festgestellt, dass die CO2-Konzentration zu 

diesem Zeitpunkt schon ca. 25% über der vorindustriellen Konzentration lag. Das IPCC drückte 

seine Sorge über die daraus resultierenden Gefahren für das Klima aus. 

In diesem Jahr fand auch die zweite Weltklimakonferenz in Genf statt, in der die Erstellung einer 

Klimakonvention gefordert wurde, welche Ende 1990 von der UNO festgelegt wurde. 

1992 wurde in Rio de Janeiro auf der Konferenz der Vereinten Nationen über Umwelt und Entwicklung, 

dem Earth Summit, die Klimarahmenkonvention (FCCC, Framework Convention on 

Climate Change) von 154 Staaten unterzeichnet. Das Ziel der Konvention war es, „die Stabilisierung 

der Treibhausgaskonzentration in der Atmosphäre auf einem Niveau zu erreichen, auf dem 

eine gefährliche anthropogene Störung des Klimasystems verhindert wird". Der Zeitraum der 

Umsetzung sollte so gewählt sein, "dass sich die Ökosysteme auf natürliche Weise den Klimaänderungen 

anpassen können, die Nahrungsmittelerzeugung nicht bedroht wird, und die wirtschaftliche 

Entwicklung auf nachhaltige Weise fortgeführt werden kann" (Art. 2). Eine der vorgesehe- 



nen Maßnahmen war u.a. die Senkung der Treibhausgas-Emissionen von Seiten der "Industriestaaten" 

(Annex 1 der Konvention) bis zum Jahre 2000 auf das Niveau von 1990. 

1995 fand die erste Vertragsstaatenkonferenz der Klimarahmenkonvention (COP1, Conference 

of the Parties) in Berlin statt. Im dort verabschiedeten "Berliner Mandat" wurde festgestellt, dass 

die Verpflichtungen aus der Klimarahmenkonvention nicht ausreichen würden, um Klimaveränderungen 

zu verhindern. So wurde die so genannte "Ad Hoc Gruppe zum Berliner Mandat" 

(AGBM, Ad Hoc Group on the Berlin Mandate) gegründet. Diese wurde beauftragt, bis zur dritten 

Vertragsstaaten-Konferenz im Jahre 1997 verbindliche Zeit- und Zielvorgaben zur Reduktion 

der Treibhausgas-Emissionen zu erarbeiten. 

Ende 1995 veröffentlichte der IPCC seinen zweiten Bericht über die wissenschaftlichen Erkenntnisse 

zum Treibhauseffekt (SAR, Second Assessment Report), der die Arbeiten von über 

2000 Wissenschaftern aus aller Welt zusammenfasste. Diese Zusammenfassung war eine kleine 

Revolution, da zum ersten Mal ein wissenschaftlicher Zusammenhang zwischen den von Menschen 

gemachten Emissionen von Treibhausgasen und den Klimaveränderungen hergestellt wurde: 

"Die Abwägung der Erkenntnisse legt einen erkennbaren menschlichen Einfluss auf das Klima 

nahe." 

1997, auf der dritten Vertragsstaaten-Konferenz (COP3) in Kyoto wurde das Kyoto-Protokoll 

verabschiedet. Dieses schreibt u.a. eine verbindliche Reduktion der Emissionen der Industrienationen 

von insgesamt sechs Treibhausgasen (CO2, CH4, N2O, FKW, HFKW, SF6) um mindestens 

5% zwischen 2008 und 2012 im Vergleich zu den Emissionen von 1990 vor. Leider blieben in 

diesem Protokoll aber einige wichtige Punkte ungeklärt: So sieht das Protokoll u.a. die Möglichkeit 

vor, einen Teil der Reduktions-Verpflichtungen durch Projekte in anderen Ländern zu erreichen 

(joint implementation). Auch wurden die prinzipiellen Grundsteine für ein Handelssystem 

mit Emissionsrechten gelegt. Wie jedoch dieses System tatsächlich funktionieren soll, konnte in 

Kyoto nicht mehr geklärt werden. 

1998, auf der vierten Vertragsstaaten-Konferenz (COP4) in Buenos Aires, wurde ein Aktionsplan 

(Buenos Aires Plan of Action) verabschiedet. Dieser bestand aus einer langen Liste von 

ungeklärten Punkten aus dem Kyoto-Protokoll sowie aus der Festlegung, dass diese offenen 

Punkte bis zur sechsten Vertragsstaatenkonferenz (COP6) geklärt sein müssen. 

1999, fand die fünfte Vertragsstaaten-Konferenz (COP5) in Bonn statt, diese war letztendlich nur 

eine Zwischenkonferenz auf dem Weg zur sechsten Vertragsstaaten-Konferenz. Viele der dort 

vertretenen Umweltminister haben sich für das In-Kraft-Treten des Kyoto-Protokolls spätestens 

2002 ausgesprochen. 



2000 sollte die sechste Vertragsstaatenkonferenz in Den Haag den offenen Punkten des Kyoto- 

Protokolls endlich den Durchbruch bringen. Sie ist allerdings dramatisch gescheitert, schon weil 

der amerikanische Präsident George W. Bush schließlich aus dem Klimabündnis ausgestiegen 

ist. 

2001 wurden die Verhandlungen in Bonn durch die COP 6b wieder aufgenommen. Nach Sitzungen 

ohne die USA konnten dann die offenen Punkte gelöst werden, sodass das Protokoll jetzt 

von den Teilnehmer-Staaten ratifiziert wurde und somit auch in Kraft treten konnte. 

2002 hat auch Kanada als 99. Staat das Klimabündnis unterzeichnet. [38] 

1.2.2.3 Unabhängigkeit 

Alle regenerativen Stromversorgungsanlagen verwenden primärenergetische Quellen, die im 

Inland vorhanden sind oder angebaut werden können. Also muss für derartige Anlagen keinerlei 

Primärenergie importiert werden, was einen großen volkswirtschaftlichen Nutzen darstellt. 

Durch diese Änderung im Energiebedarf ist auch bei Konflikten im Nahen Osten, die sich meist 

im Ölpreis niederschlagen, eine stabilere Wirtschaft möglich. 

1.2.2.4 Nachhaltigkeit 

Die derzeitige Energieversorgung basiert überwiegend auf zwei nicht zukunftsträchtigen 

Säulen, den fossilen Energieträgern, wie Kohle, Erdöl und Erdgas, welche im Vorkommen 

begrenzt sind und in ihrer Nutzung unsere Umwelt stark belasten, und den nuklearen Energieträgern. 

Doch das Ende der konventionellen atomaren Energieerzeugung ist wegen der mit ihr verbundenen 

Gefahren scheinbar besiegelt (Atomausstieg vieler Länder). 

Zur Erhaltung unserer Umwelt und Sicherung unserer Energieversorgung ist daher die verstärkte 

Nutzung so genannter regenerativer Energien der Weg in eine nachhaltige Energiewirtschaft. 


1 Dezentrale Stromversorgung Seite 10 

2.1 Definition 

Allgemein kann man sagen, dass es sich bei Dienstleistungsbetrieben, die allen Kunden zugänglich 

sind, um zentrale Betriebe handelt, jedoch bei solchen, die nur einem Teil der Kunden zur 

Verfügung stehen, von dezentralen zu sprechen ist. So könnte man in der Elektrizitätsversorgung 

von zentralen Anlagen sprechen, wenn diese ins Höchstspannungsnetz einspeisen und dadurch 

(theoretisch) allen Verbrauchern zugänglich sind. Wird die eingespeiste Energie bereits innerhalb 

der Nieder- oder Mittelspannungsebene verbraucht, so ist von dezentralen Kraftwerken die 

Rede. Industrielle Eigenversorgungsanlagen, die nur ihren Überschuss ins Höchstspannungsnetz 

einspeisen, sind aber keine zentralen Anlagen, da es ihre primäre Aufgabe ist, den Eigenbedarf 

zu decken. 

Aus der Sicht der Elektrizitätsversorgung 

könnte man sagen, dass es sich bei allen 

Kraftwerken, auf die der Lastverteiler 

Zugriff hat, um zentrale handelt. Aus diesen 

Definitionen ergibt sich, dass die Gruppe 

dezentraler Anlagen im wesentlichen aus 

Blockheizkraftwerken einzelnen Windkraftwerken, 

Kleinwasserkraftwerken sowie 

Fotovoltaikanlagen besteht. Wobei zu sagen 

ist, dass es sich in dem Fall, dass viele dieser 

Anlagen auf ein kleines Gebiet konzentriert 

einen Energiepark bilden, der sehr wohl ins Höchstspannungsnetz einspeist, auch um eine zentrale 

Energieversorgung handelt. Daraus ist zu erkennen, dass es besser wäre, als Definitionskriterium 

die installierte Leistung heranzuziehen. Im ElWOG ist das 9% -Ziel für Kleinwasserkraft 

auf Anlagen bis 10 MW beschränkt. Auch die Förderungen und Vergütungen für Fotovoltaik 

sind in den Bundesländern auf eine bestimmte, maximal installierte Leistung beschränkt. An 

diesen Beschränkungen ist zu erkennen, dass der geförderte Ausbau der regenerativen Kraftwerke 

auf kleine Erzeugungseinheiten, also dezentrale Einheiten, eingeschränkt ist. Hier gibt es klare 

Definitionen von „zentral“ bzw. „dezentral“, die man eigentlich auf den Anlagenbetreiber 



beziehen kann. Zentrale (große) Anlagen werden überwiegend von Elektrizitätsversorgungsunternehmen 

und dezentrale (kleine) von Einzelpersonen oder kleinen Gemeinschaften betrieben. 

Zentral Dezentral 

Betreiber El.- Erzeugungsunternehmen privat 

Versorgungsgebiet groß klein 

Netzebene Höchstspannung Mittel-, Niederspannung 

Leistung größer 10 MW kleiner 10 MW 

Mögliche Beteiligung an der 

Netzregelung 

Lastflussrichtungen in Verteilnetzen 

2.2 Anforderung 

ab 25 MW unter 25 MW 

unidirektional bidirektional 

Tab. 1.2.2-1 Definitionen für dezentrale Stromversorgungen 

Alle Kraftwerke müssen oder sollen bestimmten Kriterien entsprechen, die einen sicheren, störungsfreien 

wie auch wirtschaftlich sinnvollen Betrieb gewährleisten. 

Hierfür sind folgende Faktoren zu berücksichtigen: 

• Aufrechterhaltung der Netzstabilität 

primäre Frequenz- und Wirkleistungsregelung 

Spannungsniveau und Blindleistungskompensation 

Schutztechnik 

Inselbildung 

Netzimpedanz 

• Aufrechterhaltung der Strom- und Spannungsqualität 

Spannungsanhebung 

schaltbedingte Spannungsänderungen, Flicker 

Oberschwingungen 

Kommutierungseinbrüche 

Unsymmetrie 

Rückwirkungen auf Rundsteueranlagen 

• Wirtschaftlichkeit 

Verlustminimierung 



Angebot und Nachfrage (Speicherbarkeit) 

Erzeugungskosten (etwaige Notwendigkeit von Fördermaßnahmen) 

2.2.1 Primärregelung 

Bei massivem Ausbau der Elektrizitätsversorgung mittels dezentraler Anlagen ist auch zu beachten, 

dass die nötige Reservehaltung zur primären Frequenzregelung und sekundären Frequenz- 

Wirkleistungsregelung eingehalten wird. 

Die Primärregler erhalten als Regelgröße nur die Netzfrequenz. 

Die Primärregelung soll gewährleisten, dass die Netzfrequenz bei Laständerungen innerhalb zulässiger 

Grenzwerte bleibt. Damit ein sicherer Betrieb der Kraftwerke gegeben ist, darf die Netzfrequenzänderung 

zu keiner Zeit größer als 1 Hz sein. Für diesen Fall wird bereits bei einer ma- 

ximalen dynamischen Frequenzänderung ∆fdyn. max = 800 mHz ein automatischer Lastabwurf 

aktiviert. Da man einen solchen aber unbedingt verhindern will, gelten für alle Regelzonen bestimmte 

Vorschriften. [5] 

Der österreichische Kraftwerkspark ist eine Regelzone des UCTE und muss sich somit entsprechend 

seines Beteiligungskoeffizienten Ci an der Primärregelung beteiligen. Dieser Beteiligungskoeffizient 

ergibt sich aus dem Quotienten zwischen der erzeugten Jahresenergie Österreichs 

und der erzeugten Jahresenergie aller Regelzonen. 

C = 

E 

i 

i 

E u 

Gl. 2.2-1 Beteiligungskoeffizient 

Dies ergibt aus den Daten des Jahres 2001 (Ei = 54,7 TWh, Eu = 2205,6 TWh) einen Beteiligungskoeffizienten 

von 0,0248 also rund 2,5%. 

Leistung Energie/Monat 

Maximalbedarf Winter 2000 7700 MW 7000 GWh 

Minimalbedarf Sommer 2000 6500 MW 5800 GWh 

Tab. 2.2.1-1 Maximale Energie und Leistung in Österreich [20] 

Bei einem maximalen Momentanbedarf von 7700 MW ist also eine Primärregelreserve von 

192,5 MW vorzuhalten. 

Ein weiterer wesentlicher Faktor der Primärregelung ist die Netzleistungszahl λu0, sie besagt, wie 

sich eine Laständerung auf die Netzfrequenz auswirkt. Diese wird derzeit von der UCTE mit 

GW 

18 vorgegeben. Der Wert beruht auf Messungen, Erfahrungen und theoretischen Überle- 

Hz 

gungen. 



Daraus ergibt sich der Sollwert der Netzleistungszahl λiSoll für die einzelnen Regelzonen. 

Das bedeutet für Österreich: 

GW MW 

= 0, 

025⋅18 

= 450 

Hz Hz 

λ iSoll = Ci ⋅λ 

u0 

Gl. 2.2-2 Netzleistungszahl 

Unter Einhaltung der maximalen quasistationären Frequenzänderung ∆f = 180 mHz darf eine 

plötzliche Laständerung von maximal 81 MW auftreten. Hierbei wird der Selbstregeleffekt der 

% 

Lasten von 1 berücksichtigt, ansonsten darf von einer maximalen quasistationären Frequenz- 

Hz 

GW 

änderung von 200 mHz ( λ u 0 = 15 ) ausgegangen werden. 

Hz 

Zur Bestimmung der Frequenzänderung bei einem Lastsprung benötigt man noch die Statik sN 

aller Maschinensätze, die sich wie folgt ermitteln lässt: 

Statik eines Maschinensatzes Si: 

s 

i 

∆f 

⋅PN 

= 

f ⋅∆P 

N 

Statik aller Maschinensätze SN: 

s 

pi 

N 

= 

⎛ 

⎜ 

⎝ 

∑ 

1 

p ⎞ i + e 

s ⎟ 

i ⎠ 

IN 

⋅ε 

B 

Gl. 2.2-3 Statik eines Maschinensatzes 

Gl. 2.2-4 Statik aller Maschinensätze 

Beteiligungsgrad der Maschine an der Gesamterzeugung 

eIN⋅εB 

Selbstregelungseffekt: eIN⋅εB = 1 

Frequenzänderung ∆f bei einem Lastsprung ∆P: 

∆ f = s 

N 

f N ⋅∆P 

⋅ 

P 

N 

Gl. 2.2-5 Frequenzänderung 



2.2.2 Sekundärregelung 

Sekundärregler verwenden als Regelgröße die Frequenz und den Leistungsfahrplan. 

Die Sekundärregelung erfüllt zwei wesentliche Funktionen: 

1. Bei größeren Frequenzabweichungen, bei welchen die Primärregelung bereits aktiv ist, 

wird die Differenzlast ausgeglichen, sodass die ursprüngliche Primärregelreserve wieder 

zur Verfügung steht, wobei die bleibende Frequenzänderung von den Regelkraftwerken 

in der betroffenen Regelzone auf ihren Sollwert zurückgeführt wird. 

2. Bei sehr kleinen Frequenzabweichungen wird gewährleistet, dass die vereinbarte Übergabeleistung 

eingehalten wird (programmierter Tageslastgang). 

Die empfohlene Sekundärregelreserve R beträgt im UCTE- Netz: 

R = 

a ⋅ L 

max 

+ b 

2 

− b 

R empfohlene Sekundärregelreserve in MW 

Gl. 2.2-6 Sekundärregelreserve 

Lmax maximal zu erwartende Last der Regelzone im Beobachtungszeitraum in MW 

a Konstante, die empirisch auf a = 10 festgelegt ist. 

b Konstante, die empirisch auf b = 150 festgelegt ist. 

200 

150 

R [MW] 100 

50 

0 

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 

2.2.3 Tertiärregelung 

Walter Hipp Diplomarbeit 

Lmax [GW] 

Diag. 2.2-1 Empfohlene Sekundärregelreserve 

Die Tertiärregelung hat die Aufgabe, dass zu jeder Zeit genügend Sekundärregelleistung zur 

Verfügung steht und diese auch wirtschaftlich auf alle Maschinen aufgeteilt wird. Die Tertiärregelung 

beinhaltet Maßnahmen zur Herstellung eines optimalen Blindleistungsflusses in einem 

Zeitbereich von mehreren Minuten. Die Ergebnisse einer periodisch durchgeführten Optimierungsrechnung 

können durch manuelle Stellbefehle bzw. Schalthandlungen (open-loop- 

Regelung) oder durch automatische Stellbefehle des Rechners (Closed-loop-Regelung) umgesetzt 

werden. [13]


2.2.4 Einsatzplan der Regelungen 

Tertiär- 

regelung 

Sekundär- 

regelung 

Primär- 

regelung 

0 s 

Abb. 2.2-1 Einsatzplan der Regelungen[5] 

Aktivierungszeit nach Frequenzabweichung 

∆fdyn ∆fquasistat. 

∆P < 37,5 

MW 

∆P = 37,5 ... 75 


MW 

Reserveleistung Beginn Ende 

Primärregelung 192,5 MW 1 15 s 15 .. 30 s 800 mHz 180 mHz 

Sekundärregelung 165 MW 1 max. 30 s 15 min 

Tertiärregelung 

(Minutenreserve) 

manuell 

automatisch 

Primärregelung 

nur wenn sekundäre 

nicht 

reicht 

1 mit Pmax = 7700 MW (Jänner 2000) 

Rückgang der Primärregelung 

durch Übergabe an Sekundärregelung 

Sekundärregelung 

30 s 15 min Zeit nach Beginn der 

Gesamtregelabweichung 

> 1 min ∞ 

Tertiärregelung 

(Minutenreserve) 

Optimierung 

(Wirtschaftlichkeit) 

Tab. 2.2.4-1 Übersichtstabelle der Netzregelungen


2.2.5 Spannungsniveau 

Die Spannung muss im gesamten Leitungs- und Versorgungsbereich vorgegebene Grenzwerte 

einhalten. Im folgenden Kapitel soll insbesondere die Auswirkung dezentraler Versorgungsanlagen 

auf die Netzspannung betrachtet werden. 

UN 

− U 

Der Betrag der Spannungsänderung ∆ u = ⋅100 

darf an jenem Verknüpfungspunkt, an 

U 

N 

dem sich die Spannungsänderung am stärksten auswirkt (ungünstigster Verknüpfungspunkt), 

folgende zulässige Werte nicht überschreiten: 

Niederspannungsnetz: ∆u = +6 % -10% (soll auf ±10 % geändert werden) 

Mittelspannungsnetz: ∆u = ±10 % 

Tab. 2.2.5-1 Spannungsgrenzen 

In Sonderfällen kann der Netzbetreiber davon abweichende, höhere Grenzwerte vorgeben, wenn 

die Art und Betriebsweise des Netzes dies erlaubt, bzw. muss der Netzbetreiber geringere Werte 

vorgeben, wenn die Art und Betriebsweise des Netzes dies erfordern. 

2.2.5.1 Berechnung 

Um die Spannung in einem Netzpunkt zu bestimmen, bedient man sich der Lastflussberechnung. 

Hierzu wählt man verschiedene Leitungsersatzschaltungen, die je nach Spannungsebene einige 

Vereinfachungen erlauben. 

In Niederspannungs-, Mittelspannungsnetzen bis 30 kV und Mittelspannungskabelnetzen bis 10 

kV können die Querkapazitäten meist vernachlässigt werden, da die Querblindleistung wegen 

2 

U 2 

der niedrigen Spannung und den kleinen Querkapazitäten nach Q = = U ⋅2 

⋅π 

⋅f 

⋅C 

nur sehr 

X 

gering ausfällt. 

Bei höheren Spannungen und Leitungslängen unter 300 km müssen konzentrierte Querimpedanzen 

berücksichtigt werden um akzeptable Rechenergebnisse zu erhalten [6]. 


C


U1 

∆P 

∆ u ≈ ⋅R 

2 

U 

UR 

Abb. 2.2-2 einfache Leitungsersatzschaltung 

kV 

UX 

R‘ Xl‘ 

U2 UR 

UX 

∆Q 

+ ⋅X 

2 

U 

Re 

φ -Im 

kap ind 

I 

Abb. 2.2-3 Ersatzschaltung mit konzentrierten Querkapazitäten 

Abb. 2.2-4 Zeigerdiagramm Abb. 2.2-5 Zeigerdiagramm 

kV 

U1 

∆S 

= ⋅cos( 

ϕ − ψ) 

S 

kV 

I 

U2 

G 

* 

2 ⋅ ZK 

* 

U 2( 

i ) 


U 

2( 

i+ 

1) 

Z 

= U1 

⋅ 

Z 

Gl. 2.2-7 Spannungsänderung 

XC 

ZG 

+ 

Z 2 

L = 

XC 

ZG 

⋅ 

2 

Gl. 2.2-8 Spannungsänderung 

ohne Querkapazitäten mit konzentrierten Querkapazitäten 

C′ 

2 

(Iterationsformel) 

UR 

R‘ Xl‘ 

IQ 

U1 U2 G 

UR 

UX 

Re 

U2 

U1 

φ -Im 

kap ind 

I 

IQ 

UX 

I2 

I 

K 

L 

I2 

S 

−


2.2.5.2 Spannungsanhebung ∆u 

Für die Abschätzung der Spannungsanhebung, die eine Anlage bewirkt, bedient man sich folgender 

Formel [13]: 

SrAmax 

∆ u ≈ ⋅ cos( ψ − ϕ) 

S 

Gl. 2.2-9 Spannungänderung 

kV 

SkV Kurzschlussleistung am Verknüpfungspunkt 

SrAmax maximale Einspeiseleistung 

ϕ Winkel zwischen I und U an SrAmax 

ψ Netzimpedanzwinkel 

Bei Einspeisung von mehr als einer Erzeugungsanlage an mehreren Verknüpfungspunkten und 

vor allem bei komplizierten Netzstrukturen ist die relative Spannungsanhebung ∆u über eine 

Lastflussberechnung zu ermitteln. 

Maßnahmen 

Wenn wegen der Spannungsanhebung ein Betrieb der Erzeugungsanlage nicht möglich ist, bieten 

sich folgende Maßnahmen an: 

• Anschluss an einem Verknüpfungspunkt mit höherer Kurzschlussleistung (höhere Netzebene) 

• Steuerung bzw. Regelung der Blindleistung 

• Beschränkung der maximal möglichen Einspeiseleistung 

2.2.5.3 Schaltbedingte Spannungsänderung d (∆uSt) 

Beim Schalten von Erzeugungsanlagen (z. B. Zuschalten von Generatoren, Polumschaltung von 

Asynchrongeneratoren) darf am Verknüpfungspunkt der betrachteten Erzeugungsanlage der Betrag 

der relativen Spannungsänderung d den zutreffenden Wert bei einer bekannten Schalthäufigkeit 

r nicht überschreiten [13]: 

r > 0,01/min ~ 14 / Tag r < 0,01/min ~ 14 / Tag 

Niederspannungsnetz d = 3 % d = 6 % 

Mittelspannungsnetz d = 2 % d = 3 % 

Tab. 2.2.5-2 Grenzwerte schaltbedingter Spannungsänderungen 

Bei sehr geringer Schalthäufigkeit kann der Netzbetreiber in Ausnahmefällen auch höhere Spannungsänderungen 

zulassen, wenn die örtlichen Netzverhältnisse dies erlauben. Unter sehr geringer 

Schalthäufigkeit versteht man maximal drei Schaltvorgänge in 24 Stunden. 



d lässt sich über folgende Gl. berechnen: 

SA 

d = ⋅ cos( ψ − ϕ) 

S 

kV 

Gl. 2.2-10 schaltbedingte Spannungsänderung 


SA maximale Laständerung 

ϕ Winkel zwischen I und U von SA 


d[%] 

3,50 

3,00 

2,50 

2,00 

1,50 

1,00 

0,50 

0,00 

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 

cos phi 

0,6 0,7 0,8 0,9 1 

Diag. 2.2-2 Spannungsanhebung mit Netzwinkel als Parameter bei einem Verhältnis von Generatorleistung zur 

Netzkurzschlussleistung von 3% 

d[%] 

6,00 

5,00 

4,00 

3,00 

2,00 

1,00 

0,00 

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 

cos phi 

Diag. 2.2-3 Spannungsanhebung mit dem Lastverhältnis SA/SkV als Parameter bei einem Netzwinkel von 70° 


40° 

50° 

60° 

70° 

80° 

90° 

0,01 

0,02 

0,03 

0,04 

0,05


Nach Gl. 2.2-9 ergibt sich für österreichische Netze, und ihre Netzebenen-spezifische Kurzschlussleistung 

für jede Netzebene eine maximale Einspeiseleistung für Generatoren mit vielen 

Schalthandlungen, die in Tabelle dargestellt sind. 

Netzebene Spannung SkV SA 

[kV] [MVA] [MVA] 

1 380 (220) 5.000 .. 50.000 > 100 

2 380 (220) / 110 2.000 .. 7.500 40 .. 150 

3 110 1.000 .. 3.000 20 .. 100 

4 110 / 20 250 .. 2.000 5 .. 40 

5 20 25 .. 250 0,5 .. 5 

6 20 / 0,4 1 .. 25 0,02 .. 0,5 

7 0,4 1 0,02 

Tab. 2.2.5-3 maximale Einspeiseleistung pro Netzebene 

Einspeisung über Umrichter oder Wechselrichter 

Die Laständerung ∆SA entspricht ca. der Nennleistung der Erzeugungseinheit. 

Synchrongeneratoren 

Die Generatorzuschaltung bewirkt bei Einhaltung der üblichen Synchronisierkriterien keine nen- 

nenswerte Laständerung ∆SA. 

Asynchrongeneratoren 

Bei Asynchrongeneratoren, die motorisch hochgefahren werden, kann ∆SA bis zum 8-fachen 

Wert der Nennleistung steigen. Falls der genaue Wert nicht bekannt ist, wird üblicherweise mit 

dem Faktor 8 gerechnet. Bei Asynchrongeneratoren, die bei annähernd synchroner Drehzahl zu- 

geschaltet werden, liegt die Laständerung ∆SA meist unter dem 4-fachen der Generatornennleis- 

tung. Bei der Polumschaltung von Asynchrongeneratoren tritt eine ähnlich hohe Laständerung 

∆SA wie beim motorischen Hochlauf auf. 

Windkraftanlagen 

Für die Schaltvorgänge bei Windenergieanlagen findet man im Prüfbericht einen „netzabhängi- 

gen Schaltstromfaktor“ kiψ, der für verschiedene Netzimpedanzwinkel ψ angegeben wird. Mit 

diesem kann zusammen mit der Bemessungsleistung der Erzeugungseinheit SrAmax eine fiktive 

relative Spannungsänderung wie folgt ermittelt werden: 



d 

k 

i 

= ψ 

⋅S 

S 

rA max 

kV 

Gl. 2.2-11 Spannungsänderung bei WKA 


SrAmax maximale Einspeiseleistung des Erzeugers 

kiψ = cos( Ψ − ϕ) 

Maßnahmen 

netzabhängiger Schaltstromfaktor 

Verminderung der schaltbedingten Spannungsänderung d bei Asynchrongeneratoren: 

• Reduzierung des Schaltstromes durch Drosseln, Widerstände, Anlasstransformator oder 

Drehstromsteller, die nach dem Schaltvorgang überbrückt werden. 

• Sonderausführung des Asynchrongenerators 

• dynamische Blindleistungsregelung 

• Anschluss an einem Verknüpfungspunkt mit höherer Kurzschlussleistung 

2.2.6 Flickerpegel 

2.2.6.1 Definition 

Folge von Spannungsänderungen oder eine periodische Änderung des Effektivwertes der Spannung. 

Man definiert die Leistungsschwankung als die Differenz zwischen der höchsten und der 

niedrigsten Leistung über 8 Perioden innerhalb einer Minute. Infolge von Leistungsschwankungen 

können so genannte Netzflicker auftreten, die sich für das menschliche Auge als Helligkeitsschwankungen 

zeigen [13]. 

Emissionsgrenzwerte 

Der zulässige Wert für den Langzeitflicker Plt (2-Stunden-Intervall), den die Gesamtheit aller 

Erzeugungsanlagen am ungünstigsten Verknüpfungspunkt in einem Netz erzeugen darf, beträgt 

Pltmax = 0,46 

2.2.6.2 Berechnung 

Für Netze mit nur einer flickerrelevanten Erzeugungsanlage: 

Wenn der Anlagenflickerbeiwert c und der flickerrelevante Phasenwinkel ϕf der Erzeugungsein- 

heit bekannt sind, kann zusammen mit den Netzdaten die Flickeremission am Verknüpfungspunkt 

berechnet werden: 



SrA 

max = c ⋅ ⋅ cos( ψ + ϕ ) 

S 

Gl. 2.2-12 Langzeitflicker 

Plt f 

kV 


SrAmax maximale Einspeiseleistung 

c Anlagenflickerbeiwert 

ϕf flickerrelevanter Phasenwinkel 


Für eine einfache Abschätzung der Flickeremission oder wenn ϕf nicht bekannt ist, kann der cos- 

Ausdruck gleich 1 gesetzt werden (worst case). 

Für Netze mit mehreren flickerrelevanten Erzeugungsanlagen an einem Verknüpfungspunkt: 

Besteht die Erzeugungsanlage aus mehreren Einheiten mit den Bemessungsleistungen SrAi , ist 

der Flicker Plti für jede Einheit separat wie oben zu berechnen. Der resultierende Flicker kann 

dann mit Hilfe folgender Formel bestimmt werden: 

n 

∑ 

i= 

1 

2 

P lt = Plti 

Gl. 2.2-13 Summe verschiedener Langzeitflicker 

Bei einer Erzeugungsanlage mit n gleichen Einheiten beträgt der resultierende Flicker: 

P ⋅ 

lt = n Plti 

Gl. 2.2-14 Summe gleicher Langzeitflicker 

Der resultierende Flicker muss am Verknüpfungspunkt unter Pltmax liegen. Die Kurzzeit- 

Flickerstärke Pst folgt aus dem Spannungsänderungsverlauf d(t) durch Filterung entsprechend der 

Frequenzstatistik des menschlichen Auges und statistischer Mittelung über die Beobachtungszeit. 

Sie wird für ein Zeitfenster von zehn Minuten ermittelt. Die einfachste Methode zur Ermittlung 

des Pst-Wertes ist der Gebrauch der Pst = 1 p.u.-Kurve (Abb. 2.2-7). Diese stellt die Grenzkurve 

für regelmäßige rechteckförmige Spannungsschwankungen dar, d.h. sie gibt die maximal 

zulässigen Rechteckamplituden dlim in Abhängigkeit der Frequenz bzw. der Wiederholrate der 

Spannungsänderungen an, die einen Pst-Wert von 1 p.u. verursachen. Für spezielle Spannungsänderungsverläufe 

(rechteckförmige, Doppelsprünge, rampenförmige, Dreiecks- und Rechteckimpulse) 

werden analytische Näherungsverfahren in IEC 555-3 verwendet. Diese beruhen auf 

der Anwendung von Formfaktoren, mit deren Hilfe die genannten speziellen Spannungsänderungsverläufe 

auf äquivalente rechteckförmige Spannungsänderungen däq umgerechnet werden 

können[7]. 



Übersicht 

d[% ] 

6,0 

5,0 

4,0 

3,0 

2,4 

2,0 

1,7 

1,4 

1,2 

1,0 

0,8 

0,6 

0,4 

0,3 

0,2 

NS 

MS 

0,1 0,2 0 ,4 0 ,7 1 

Netzkurzschlussleitung 

SkV 

Ermittlung von: 

Laständerung 

P st = 1 Flickerverträglichkeitspegel NS 

Abb. 2.2-6 Übersicht Flickerbewertung 

d grenz(r) 

2 4 7 1 0 20 40 7 0 10 0 200 400 700 1000 2000 

r[1/m in] 

Abb. 2.2-7 Emissionsgrenzkurve 


∆SA 

Wiederholrate 

r = 

N ⎡ 1 ⎤ 

T ⎢ 

⎣min 

⎥ 

⎦ 

Berechnung oder Messung der max. rel. Spannungsänderung dmax (d, Pst) 

Beurteilung nach Emissions- 

grenzkurve (Abb. 2.2-7) 

dmax < dgrenz 

Pst < 0,8 

Plt < 0,5 

r ≥ 0,1 

0,01 ≤ r < 0,1 

NS: dmax ≤ dgrenz = 3% 

MS: dmax ≤ dgrenz = 2% 

r < 0,01 

NS: dmax = 6% 

MS: dmax = 3%


2.2.6.3 Maßnahmen 

Wenn wegen des Flickers ein Betrieb der Erzeugungsanlage nicht möglich ist, bieten sich folgende 

Maßnahmen an: 

• Auswahl einer Anlagentype mit einem geringeren Anlagenflickerbeiwert 

• Anschluss an einem Verknüpfungspunkt mit höherer Kurzschlussleistung 

• Einsatz einer dynamischen Kompensationsanlage 



2.2.7 Oberschwingungen 

Eine Beurteilung hinsichtlich Oberschwingungen ist nur dann erforderlich, wenn die Einspeisung 

über Umrichter oder Wechselrichter erfolgt. 

Bei Eigenanlagen ist darauf zu achten, dass durch eine getrennte Beurteilung der innerhalb dieser 

Anlage angeschlossenen Verbrauchsgeräte und Erzeugungsanlagen ein nicht zu hoher Oberschwingungs-Emissionswert 

festgelegt wird, welcher zu einer unzulässigen Spannungsqualität 

im betrachteten Netzbereich führen könnte. In diesem Fall sind von den hier aufgeführten 

Festlegungen abweichende Regelungen zu treffen. 

2.2.7.1 Grenzwerte 

Grenzwerte für einzelne Oberschwingungsströme Iν nach EN 61000-3-2: 

Nach der EN 61000-3-2 müssen alle Geräte mit einem Leiterstrom kleiner 16 A in die Klassen 

A, B, C oder D eingeteilt werden und die dort genannten Stromoberschwingungsgrenzen unterschreiten.[13] 

Klasse A Klasse B Klasse C Klasse D 

symmetrische 3-phasige tragbare Elektrogeräte Beleuchtungseinrichtungen Geräte mit einer Leistung 

Geräte und alle, die nicht 

einschließlich zugehöriger unter 600 W und einer spe- 

in die folgenden Klassen 

fallen 

Regelungen 

ziellen Eingangsstromform 

Tab. 2.2.7-1 Geräteklassen zur OS- Bewertung 

Nach Tab. 2.2.7-1kommt für dezentrale Stromversorgungen mit einem Leiterstrom kleiner 16 A 

nur die Klasse A in Betracht, für welche die Grenzwerte in Tab. 2.2.7-2 festgelegt sind. 

ungerade Oberschwingungsströme Iν 

ν 3 5 7 9 11 13 

15 ≤ ν ≤ 

⋅ 

ν 2,3 1,14 0,77 0,4 0,33 0,21 ν 

15 0, 

15 

gerade Oberschwingungsströme Iν 

ν 2 4 6 8 ≤ ν ≤ 40 

Iν 1,08 0,43 0,3 

⋅ 

ν 

8 0 , 23 


39 

Tab. 2.2.7-2 OS- Grenzwerttabelle für Klasse A


Grenzwerte für einzelne Oberschwingungsströme Iν nach TOR D2 Kapitel 5.3 

Emissionsgrenzwerte für einzelne Oberschwingungen werden nur für die wichtigsten stromrich- 

tertypischen Ordnungszahlen ν angegeben. Für die auf den Strom IA bezogenen Oberschwin- 

gungsströme Iν gilt das Verhältnis: 

I 

I 

ν ν kV 

Gl. 2.2.7-1 Emissionsgrenzwertgleichung 

A 

p 

= ⋅ 

1000 

S 

S 

GrenzwertTabelle: 

A 

ν 3 5 7 11 13 17 19 >19 

pν 

3 

7,5 5 2,5 2 1 0,75 0,5 

Tab. 2.2.7-3 OS Grenzwerttabelle nach TOR 

Grenzwerte für die Gesamtheit der Oberschwingungsströme 

40 

2 

∑ Iν 

ν= 

2 

2 

IA 

2 

THDI A = ≤ ⋅ 

100 

S 

S 

kV 

A 

Gl. 2.2.7-2 total harmonic distortion 



2.2.8 Rückwirkungen auf Rundsteueranlagen 

Tonfrequenz-Rundsteueranlagen (TRA) werden in der Regel mit Frequenzen zwischen ca. 100 

Hz und 1000 Hz betrieben. Die örtlich verwendete Rundsteuerfrequenz kann beim EVU erfragt 

werden. Die Sendepegel der Tonfrequenzimpulse liegen bei etwa 1% bis 4% UN. 

Wechselrichter im Netz können die Tonfrequenzrundsteuerempfänger stören oder durch diese 

gestört werden. Um den Netzbetrieb nicht zu beeinträchtigen ist, die Höhe der Spannung der 

örtlich verwendeten Rundsteuerfrequenz, die von einem Wechselrichter am Verknüpfungspunkt 

eingespeist werden darf, auf 0,1% UN zu begrenzen. 

Außerdem dürfen die vom Wechselrichter erzeugten Spannungen, deren Frequenzen 100 Hz 

oberhalb bzw. unterhalb der örtlich verwendeten Rundsteuerfrequenz liegen, 0,3% UN nicht überschreiten. 

Der Betrieb einer Eigenerzeugungsanlage kann die TRA stören, wenn die Höhe des Rundsteuersignals 

unzulässig verändert wird. Deshalb ist sicherzustellen, dass die Eigenerzeugungsanlage 

die Tonfrequenzspannung am Verknüpfungspunkt um nicht mehr als 15% absenkt bzw. um nicht 

mehr als 50% anhebt. Dies gilt unter der Voraussetzung, dass nicht mehr als zwei Eigenerzeugungsanlagen 

mit maximal je 10% der Bemessungsleistung des Ortsnetztrafos im Niederspannungsnetz 

einer Ortsnetzstation angeschlossen werden. 

Falls eine Eigenerzeugungsanlage den Betrieb der Rundsteueranlagen beeinträchtigt, sind vom 

Betreiber Maßnahmen zur Beseitigung der Beeinträchtigung zu treffen [13]. 



2.2.9 Zusammenfassung 

Die Richtlinien und Gesetze für den Betrieb von Kraftwerken im Verbundnetz wurden schon 

zuvor im letzten Abschnitt detailliert aufgelistet. Zur übersichtlichen Darstellung soll folgende 

Tab. 2.2.9-1 dienen: 

nach EN 50160 

Spannung Einzelanlage NS- Netz MS- Netz 

∆ult ±2% +6%, -10% 

ab 2003: ±10 % 

±10% 

∆ust 4-6% 5-10% 

Plt ≤ 0,5 

Pst ≤ 0,8 

Rundsteuerbeeinflussung 50Hz – 148 kHz 


THDi ≤ 0, 

02⋅ 

S 

S 

kV 

A 

Tab. 2.2.9-1 Zusammenfassung der Grenzwerte für die Netzrückwirkung 


2 Fotovoltaik Seite 29 

3.1 Physikalische Grundlagen 

In einer mittleren Distanz von 150 Millionen km (Distanz Sonne-Erde) erreichen von der abgestrahlten 

Sonnenenergie noch 1370 W/m² die Erde. Diese Größe nennt man die Solarkonstante. 

Sie ist keine Konstante im eigentlichen Sinn, sondern verändert sich leicht (2-3%) durch unterschiedliche 

Sonnenaktivitäten (Flecken, Eruptionen). Da die Erde sich nicht auf einer perfekten 

Kreisbahn um die Sonne bewegt (es ist eher eine Ellipse), hat sie im Periphel eine kleinere Distanz 

zur Sonne als im Aphel. Dies verändert die Intensität der Sonneneinstrahlung an der Oberfläche 

der Atmosphäre im Laufe des Jahres um 8% (Winter: -4%, Sommer +4%). 

Die mittlere Solarkonstante gilt bei senkrechtem Einfall der Sonnenstrahlen an der Obergrenze 

der Atmosphäre. Steht die Erdoberfläche schräg zur Sonne, verteilt sich die Sonneneinstrahlung 

auf eine größere Fläche. Dies hat zur Folge, dass die Strahlungsintensität geringer wird. Sie wird 

durch das cos-Gesetz beschrieben. 

I = I0 

⋅cos( 

α) 

mit α zur senkrechten Gl. 3.1-1 cos-Gesetz 

Die Erdatmosphäre verändert die Intensität der Sonnenstrahlung durch Absorption und Streuung. 

Die an der Erdoberfläche nutzbare Energie besteht aus der direkten Strahlung, wie auch aus 

Komponenten der gestreuten Strahlung (diffuses Licht). 

Der photovoltaische Effekt wurde bereits 1839 von Becquerel entdeckt. Durch diesen Effekt 

entstehen an einem p-n-Übergang durch einstrahlende Photonen freie Ladungsträger, die zur 

Rekombination einen äußeren Stromfluss erzeugen. 

Abb. 3.1-1 Aufbau einer Solarzelle 



3.1.1 Solarzellentypen 

Monokristalline Silizium-Solarzellen weisen den besten Wirkungsgrad auf, jedoch der Herstellungsvorgang 

des äußerst reinen monokristallinen Siliziums ist extrem aufwendig. Silizium- 

Einkristalle werden aus einer gereinigten Siliziumschmelze gezogen, wobei für den geordneten 

Kristallaufbau eine Ziehgeschwindigkeit von maximal 30 cm pro Stunde möglich ist (Czochralski-Verfahren). 

Die Folge davon ist, dass das Endprodukt sehr teuer ist. Allerdings wird mit 

monokristallinem Silizium der beste Wirkungsgrad aller Silizium-Solarzellen erzielt (bis 

ca.18%) [19]. 

Polykristalline Zellen enthalten in der Gitterstruktur Fremdatome (Verunreinigungen), die Herstellung 

ist aber entsprechend einfacher, was sich in einem geringeren Zeitaufwand und damit 

natürlich auch in geringeren Kosten niederschlägt. Die gereinigte Siliziumschmelze wird in Blöcke 

gegossen und anschließend wie auch die monokristalline mit einer Säge in Scheiben von 

0,25 bis 0,4 mm Dicke zersägt. Beim Zersägen entsteht viel Abfall, der besonders bei der monokristallinen 

Technik die Kosten in der Produktion wieder steigert. Der erreichte Wirkungsgrad 

von polykristallinen Zellen beträgt etwa 15%. 

Amorphe Zellen weisen keine regelmäßige Kristallstruktur auf. Eine Schicht aus amorphem 

Silizium (amorph = gestaltlos) wird auf eine Trägerplatte (Glas, Kunststoff) aufgebracht. Zur 

Erreichung des photovoltaischen Effektes sind nur sehr dünne Schichten notwendig (ca.0,01 

mm, so genannte Dünnschichtzellen). Amorphe Zellen sind die billigsten Zellen. Vor allem in 

der Herstellung ist wesentlich weniger Energie notwendig, die energetische Amortisationszeit 

daher entsprechend geringer. Der Wirkungsgrad liegt bei kommerziell verfügbaren Zellen deutlich 

unter 10%. 

Neue Technologien: Von den revolutionären neuen Solarzellen, welche in der Presse regelmäßig 

angekündigt werden, ist bisher leider noch keine einzige auf dem Markt erhältlich. Dennoch 

gibt es hoffnungsvolle Ansätze, die eines Tages wahrscheinlich zu Resultaten führen werden. Im 

Gespräch sind vor allem die Zellen von Prof. Grätzel an der ETH Lausanne. Diese Zellen bestehen 

nicht mehr aus Silizium, sondern aus dem billigen Farbstoff Titandioxid und einer Jodlösung, 

eingeschlossen zwischen zwei Glasplatten. Mit der Grätzel-Zelle könnten die Kosten nach 

Schätzungen um vier Fünftel reduziert werden. 

Auch Galliumarsenid- oder Galliumantimonidzellen sind im Forschungsstadium. Dies sind Tandemzellen 

mit mehreren für verschiedene Wellenlängen empfindlichen Schichten, die einen Wirkungsgrad 

von 25–31% versprechen. 



Ein anderer Ansatz sind Solarzellen aus billigen Rohsilizium-Kügelchen, an welchen zur Zeit bei 

Texas Instruments in Dallas geforscht wird. Aus Australien kommt die Erfolg versprechende 

Idee der mehrschichtigen Solarzelle. Sie ähnelt einer Überlagerung mehrerer amorpher Zellen 

und benötigt qualitativ weniger hochwertiges Silizium. Prof. Green an der University of N.S. 

Wales glaubt, diese Zellen eines Tages zu einem Zwanzigstel des Preises heutiger Zellen herstellen 

zu können. An der TU Linz wird an der Effizienzsteigerung und Optimierung des Herstellungsprozesses 

von Solarzellen auf Polymerbasis geforscht, wobei man derzeit einen Wirkungsgrad 

von 2,5% erreicht hat. 

In einer kürzlich erschienenen Arbeit schildern deutsche und australische Forscher eine interessante 

Möglichkeit, energiereiche Photonen doppelt zu nutzen. Mit einem Photonen-Teiler 

(down-converter) wird ein energiereiches Photon in zwei energieärmere Photonen gespalten. 

Dadurch lässt sich der Wirkungsgrad um etwa 1/3 gegenüber herkömmlichen Solarzellen erhöhen. 

In Verbindung mit oben genannten Galliumantimonidzellen könnte man den Wirkungsgrad 

auf etwa 38 % steigern. Diese Photonen-Teiler können auch über bestehende Anlagen gelegt 

werden und somit deren Effizienz steigern [19]. 

Abb. 3.1-2 Energiebilanz einer Solarzelle 



3.1.2 Betriebsarten 

• Inselsysteme 

Unter Inselsystemen versteht man Energieversorgungssysteme, die nicht an ein übergeordnetes 

Verteilungsnetz gekoppelt sind. Üblicherweise befindet sich gleichstromseitig eine Batterie, um 

den Angebotsüberschuss zu speichern und später in den Nachtstunden abzugeben. Es besteht 

auch die Möglichkeit, mittels Elektrolyse Wasserstoff zu erzeugen, der später in einer Brennstoffzelle 

zur Gleichstromerzeugung dient. Da diese Systeme nicht in übergeordnete Netze einspeisen, 

weisen sie auch keine Netzrückwirkungen auf und werden in dieser Arbeit nicht näher 

betrachtet. 

Abb. 3.1-3 Aufbau Inselbetrieb Abb. 3.1-4 Aufbau Netzbetrieb 

• Netzgekoppelte Anlagen 

Bei höheren Fotovoltaikleistungen wird der Aufwand zur Speicherung in Batterien zu hoch, 

deshalb werden solche Anlagen mittels Wechselrichter an ein bestehendes Stromverteilungsnetz 

gekoppelt. In diesem Fall dient das Netz als „Speicher“ und als Ersatzstromquelle in den 

Nachtstunden. Je nach Anlagenleistung werden verschiedene Netzanbindungskonzepte verwendet. 

Bei dezentralen Systemen, wobei Fotovoltaikzellen von einigen kW meist auf Hausdächern 

montiert sind, speisen diese über einen Wechselrichter die Energie in das Niederspannungsnetz. 

Etwas größere (quasizentrale) Systeme bestehen aus Fotovoltaikmodulen, die auf mehreren 

Häusern verteilt sind und über einen zentralen Wechselrichter in das Nieder- oder Mittelspannungsnetz 

einspeisen. Solche quasizentrale Systeme weisen Leistungen von 100 kW bis 

zu einigen MW auf. 



Große Fotovoltaikkraftwerke werden meist auf Freiflächen, großen Flachdächern oder anderen 

großen Bauflächen (Fassaden, Lärmschutzwänden) aufgestellt und übertragen die Energie 

in ein Mittel- oder Hochspannungsnetz. Wegen der hohen Leistung und der Einspeisung 

in das Hochspannungsnetz zählen diese Systeme zu zentralen Energieversorgungssystemen. 

Abb. 3.1-5 Arten von Netzanbindungen [2] 



3.2 Derzeitiger Ausbau und Potentiale 

3.2.1 Nutzbares Potential in Österreich 

Auf die österreichische Fläche von 83 858 km 2 strahlt jährlich Sonnenenergie von etwa 92 PWh 

ein. Bei einem derzeit realistischen Wirkungsgrad einer Siliziumsolarzelle von 15 % ergibt das 

ca. 14 PWh. Man kann natürlich nicht das ganze Land mit Solarzellen abdecken, deshalb werden 

folgend alle technisch nutzbaren Flächen ermittelt. 

Bei einer in Österreich bestehenden Dachfläche von 306 km 2 können cirka 107 km 2 technisch 

genutzt werden. Die Abminderung ergibt sich aus Abschattungseffekten, sowie Neigung, Form 

und Anzahl der Fenster der Dächer. 

Bei einer Fassadenfläche von 500 km 2 können nur etwa 10 km 2 genützt werden. Dies liegt daran, 

dass die Einbindung in bestehende Gebäude relativ schwer zu realisieren ist, wie auch an der 

Notwendigkeit der Südlage und an den Abschattungseffekten. 

Von einer landwirtschaftlichen Nutzfläche von etwa 27 000 km 2 muss eine große Fläche zur 

Nahrungsmittelproduktion, zum Naturschutz sowie zur touristischen Nutzung ausgegliedert werden. 

Also wird hier ein empirischer Wert von 1% od. 270 km 2 zur solartechnischer Nutzung angenommen. 

Flächenwidmungsplan: 

Gesamt Baufläche 

landw. Nutzfläche 

Garten Alpe Wald Gewässer sonstige 

km 2 % % % % % % % 

83 858 0,9 33,3 1,8 10,3 43 1,7 9 

Tab. 3.2.1-1 Flächenwidmungsplan 

Ausbaupotentiale bei einer Flächenleistung von 1000 W/m 2 und monokristallinen Zellen 

(η=15%): 

Dächer Fassaden Freiflächen Summe 

Flächenpotential km 2 107 10 270 387 

Leistung GW 16,1 1,5 40,5 58,1 

Ertrag kWh/kWp 800 550 900 

Gesamtertrag TWh/a 12,9 0,8 36,5 50,2 

Tab. 3.2.1-2 Theoretischer Fotovoltaikausbau 

Die theoretische aus Solarzellen erzeugte elektrische Energie könnte ca. 50 TWh im Jahr betra- 

gen. Dies sind 82 % des österreichischen Bedarfs. Hier sei schon einmal erwähnt, dass bei 



Kraftwerken mit geringen Jahresvolllaststunden und einem unberechenbaren und fluktuierenden 

Primärenergiedargebot dafür zu sorgen ist, dass genügend Substitutionsleistung zur Verfügung 

steht. Jedoch hat die Fotovoltaik den Vorteil, dass das Tageangebot sehr gut mit dem Tageslastgang 

in einem Versorgungsgebiet korreliert. 

3.2.2 Stand in Österreich 

Der jährliche Strombedarf beträgt in Österreich etwa 61 000 GWh. Die maximale Lastspitze 

beträgt 7700 MW bei einer Engpassleistung von 16 GW [20]. 

Folgendes Diag. 3.2-1 zeigt die Aufteilung der österreichischen Stromproduktion in verschiedene 

beteiligte Energieträger. Daraus ist gut zu erkennen, dass die österreichische Stromproduktion 

bereits über 70 % aus erneuerbaren Energieträgern stammt. Trotzdem hat sich Österreich dazu 

verpflichtet, bis Ende 2007 vier Prozent seines Verbrauchs aus „neuen Erneuerbaren“ und 9 % 

aus Kleinwasserkraftwerken bereitzustellen. Insgesamt soll die österreichische Stromproduktion 

am 1. Januar 2008 zu 78,1 % aus regenerativen Quellen stammen. 

Laufwasserkraftwerke, 

49,5% 

Speicherkraftwerke, 

20,3% 

Wärmekraftwerke, 29,8% 

Photovoltaik, 0,004% 

Biogas, 0,030% 

Biomasse, 0,039% 

Deponie/Klärgas, 0,089% 

Wind, 0,216% 

Diag. 3.2-1 Österreichischer Strommix 



P [GW] 25 

kWp 

20 

15 

10 

5 

0 

40000 

35000 

30000 

25000 

20000 

15000 

10000 

5000 

1970 

0 

1992 

1980 

1993 

1990 

1997 

1999 

2001 


2003 

2005 

2007 

80 W [TWh] 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Installierte 

Leistung 

Verbrauch 

Diag. 3.2-2 Installierte Leistung und Stromverbrauch in Österreich bis 2007 extrapoliert 

1994 

1995 

1996 

1997 

1998 

1999 

2000 

2001 

2002 

2003 

2004 

2005 

2006 

2007 

Netzgebundene 

Inselanlagen 

Diag. 3.2-3 Fotovoltaikleistung in Österreich exponentiell extrapoliert bis 2007 

Wenn man den bisherigen Ausbau entsprechend dem Trend der letzten Jahre exponentiell in die 

Zukunft extrapoliert, so werden Ende 2007 ca. 35,5 MW Fotovoltaik an der österreichischen 

Stromerzeugung beteiligt sein. Dies würde einem Anteil an der Gesamtenergieerzeugung von 

0,04 % entsprechen. Derzeit liegt die Beteiligung nach Diag. 3.2-1 nur bei 0,004 %. Laut Ökostromgesetz 

soll jedoch ein Ausbau nur bis etwa 15 MWp gefördert werden. Dies würde nach 

Diag. 3.2-3 Ende 2004 erreicht sein und zu dieser Zeit einer Beteiligung von 0,026 % entsprechen.


3.2.3 Ausbauszenarien 

Wenn z.B. bei einem Bedarf von 58 TWh/a Ende 2007 ein Prozent der benötigten Energie aus 

Fotovoltaikanlagen bereitgestellt werden sollte, dann müsste eine PV-Leistung von 645 MWp 

errichtet werden, die einen durchschnittlichen Ertrag von 900 kWh/(kWp·a) haben. 

Bei einem Wirkungsgrad von 15% ergibt sich ein Flächenbedarf von ca. 6,7 m 2 pro installiertem 

kWp, was einer Gesamtfläche von 4,3 km 2 entspricht. Die nutzbare Dachfläche eines Einfamilienhauses 

ist normalerweise die Hälfte der Gesamtfläche, wodurch man auf etwa 40 m 2 pro Einfamilienhaus 

kommt. Um nun dieses 1%-Ziel zu erreichen, müssten etwa 107500 Einfamilienhäuser 

ein „Fotovoltaikdach“ erhalten. Jedes dieser Einfamilienhäuser würde dann 6 kWp Spitzenleistung 

oder 5,4 MWh elektrische Energie im Jahr ins Netz einspeisen. 

3000 

2500 

2000 

1500 

1000 

500 

0 

1% 

2% 

Ausbauszenarien 

3% 


4% 

Energie [GWh/a] 

Leistung [MW] 

Leistung [MW] 

Energie [GWh/a] 

Diag. 3.2-4 Ausbauszenarien 

Ausgangsdaten 

Strahlungsleistung Wirkungsgrad Leistung Jahresenergie Fläche/EFH Leistung/EFH Energie/EFH 

W/m² % kWp/(m²·a) kWh/(kWp·a) m² kWp kWh/a 

1000 15 0,15 

Ergebnisse 

900 40 6 5400 

Ausbaugrad 1% 2% 3% 4% 

Energie [GWh/a] 580,5 1160,9 1741,4 2321,9 

Leistung [MW] 645,0 1289,9 1934,9 2579,9 

Fläche [km²] 4,3 8,6 12,9 17,2 

Anzahl EFH 107494 214989 322483 429978 

Tab. 3.2.3-1 Ausbauszenarien [2]


3.3 Anforderungen an Fotovoltaikanlagen 

3.3.1 Solarzellen 

Von den bereits in Punkt 3.1.1 erwähnten Solarzellentypen wird in erster Line ein höherer Wirkungsgrad 

und eine starke Kostenreduzierung gefordert. Die Lebensdauer der etablierten Technologien 

liegt sicherlich weit über 20 Jahre, jedoch wird in den meisten Amortisationsrechnungen 

eine Zeit von 15 Jahren verwendet. 

Die „graue Energie“, d.h., die bei der Produktion aufgewendete Energie, und somit die energetische 

Amortisationszeit muss noch drastisch gesenkt werden. Die Produktion der Solarzellen ist 

schon sehr energieaufwändig und auch das zur Modulbildung verwendete Aluminium trägt in 

hohem Maße zur langen energetischen Amortisationszeit von etwa 3 bis 5 Jahren bei. Es stellt 

sich hier die Frage, ob man unbedingt Aluminium verwenden muss. 

Auch die CO2-Emission bei der Fertigung ist nicht außer Betracht zu lassen und hängt vom verwendeten 

Energiemix im betroffenen Produktionsland ab. Dieser Faktor wäre für in Österreich 

erzeugte Module sehr gut, allerdings gibt es in Österreich keine Produktionsstätten. 

3.3.1.1 Abschattung 

Die Standortwahl hat natürlich so zu erfolgen, dass keine natürlichen Abschattungen vorkommen, 

wie dies z.B. durch den Schattenwurf von Bäumen oder hohen Häusern gegeben ist. 

Es gibt jedoch auch schwer vermeidbare Abschattungseffekte, wie diese durch Schnee, Laub 

oder durch Verschmutzung der Solarzellen eintreten können. 

Die Auswirkung von Abschattungen auf den Ertrag einer Solarzelle ist im Wesentlichen durch 

die Verschaltung der Solarmodule bestimmt. Solarzellen werden in der Regel in Serie geschaltet, 

um eine brauchbare Spannung zu erreichen und diese dann parallel aneinandergereiht, um die 

gewünschte Leistung zu erhalten. Wenn ein Element in einer Reihenschaltung abgeschattet wird, 

kann dieses thermisch zerstört werden. Abhilfe erhält man durch Einbau einer Bypassdiode. 

Meist wird diese Diode über mehrere serielle Zellen geschaltet, dies führt jedoch zu großen Ertragseinbußen, 

wie in Diag. 3.3-1 zu sehen ist. Wenn jede Solarzelle eine eigene Bypassdiode 

erhält, ist dieser Effekt nicht mehr so stark zu beobachten. In Diag. 3.3-2 ist das Abschattungsverhalten 

bei verschiedenen Verschaltungen zu sehen [15]. 



Diag. 3.3-1 Leistungsverluste durch Abschattung bei Serienschaltung 

(1) 9 Zellen parallel 

(2) 3x3 Zellen, Abschattungsreihenfolge 

Zelle 1,2,3 

(3) 3x3 Zellen, jedoch mit Querverbindungen 

(4) 3x3 Zellen, Abschattungsreihenfolge 

Zelle 1,4,7 

(5) wie 4, jedoch Querverbindungen 

(6) 9 Zellen seriell 

(7) 9 Zellen seriell mit Bypassdioden 

über jeder Zelle 

Diag. 3.3-2 Leistungsverluste durch Abschattung 

Bei der Reihenschaltung von Zellen mit Bypassdioden über große Zellstränge treten im Abschat- 

tungsfall die größten Verluste auf. Außerdem besteht hier die Gefahr von Zellbeschädigungen 

bei hohen Bestrahlungsstärken. 

Die reine Parallelschaltung von Zellen erweist sich im Abschattungsfall als günstigste Lösung. 

Diese Schaltungsvariante findet allerdings in der Regel auf Grund der hohen Ströme keine Anwendung. 

Dies könnte sich beim Einsatz von Modul- oder Zellwechselrichtern jedoch ändern. 

Zellbeschädigungen sind in diesem Fall relativ unwahrscheinlich. 

Bei einer Kombination von Serien- und Parallelschaltung empfiehlt sich der Einbau von Querverbindungen, 

durch welche das Verhalten der Schaltung im Abschattungsfall etwas verbessert 



wird. Diese Schaltungsvariante zeigt ein gutes Verhalten im Abschattungsfall. Zellbeschädigungen 

sind auch in diesem Fall relativ unwahrscheinlich. 

Den derzeit besten Kompromiss bietet die Reihenschaltung mit Bypassdioden über jeder Zelle. 

Zellbeschädigungen sind auch hier relativ unwahrscheinlich. 

3.3.2 Anforderungen an den Wechselrichter 

3.3.2.1 Regelung 

Die Wechselrichter sollen zur optimalen Nutzung der Solarzellen diese im MPP (Maximum Power 

Point) betreiben. Das ist der Extremwert der Multiplikation von Strom und Spannung. 

3.3.2.2 Netzanschluss 

Der Netzanschluss wird unter Berücksichtigung der gegebenen Netzverhältnisse und der Leistung 

der PV-Anlage sowie festgelegt. Damit soll sichergestellt werden, dass die Eigenerzeugungsanlage 

ohne störende Rückwirkungen betrieben und die Versorgung anderer Kunden nicht 

beeinträchtigt wird. 

PV-Anlagen dürfen bis zu einer Leistung von 5 kWp an einen Außenleiter angeschlossen werden. 

Die Beurteilung der Anschlussmöglichkeit unter dem Gesichtspunkt der Netzrückwirkungen 

erfolgt an Hand der Kurzschlussleistung des Netzes am Verknüpfungspunkt (SkV), und der Anschlussleistung 

der Eigenerzeugungsanlage. 

Der Anschluss erfolgt über eine dem EVU-Personal jederzeit zugängliche Schaltstelle mit Trennfunktion. 

Bei Eigenerzeugungsanlagen, die über einen nicht inselbetriebsfähigen Wechselrichter 

in nur einen Außenleiter einspeisen und eine dreiphasige Unterspannungsüberwachung nach 

Kap.3.3.2.3 haben, ist diese Schaltstelle nicht erforderlich. 

Jederzeit zugängliche Schaltstellen sind: 

• oberirdischer Anschlusspunkt des Hausanschlusskabels an das Niederspannungsnetz des 

EVU, z.B. Kabelanschlussschrank, Kabelverteilerschrank, Trafostation 

• Hausanschlusskasten, sofern er dem EVU-Personal uneingeschränkt zugänglich ist 

Die Schalteinrichtung ist auf der Wechselstromseite des Wechselrichters vorzusehen. Bei Unterbringung 

im Gehäuse des Wechselrichters darf die Schalteinrichtung durch einen Kurzschluss im 

Wechselrichter nicht unwirksam werden. 



Die Schalteinrichtung muss für den am Anknüpfungspunkt auftretenden maximalen Kurzschlussstrom 

ausgelegt und unter Berücksichtigung der nach Kap.3.3.2.3 erforderlichen Schutzeinrichtungen 

unverzögert auslösbar sein. 

Der Wechselrichter muss einer Prüfspannung von = 2⋅ 

U + 1000V 

genügen. 

3.3.2.3 Schutzeinrichtungen 

U LE 0 

Es sind folgende Schutzmaßnahmen nach ÖVE-EN 1 (ÖVE/ÖNORM E 8001)vorzusehen: 

• Kurzschlussschutz 

• Überlastschutz 

• Schutz gegen direktes und indirektes Berühren nach Abstimmung mit dem EVU 

Zum Schutz der eigenen und anderer Kundenanlagen sind weitere Schutzmaßnahmen unter 

Verwendung von Schutzeinrichtungen erforderlich, die bei Spannungsabweichungen die zugehörige 

Schalteinrichtung innerhalb von 0,2 s auslösen. 

Schutz Grenzwerte empfohlene Werte ÖVE E V 2750 

Spannungsrückgangsschutz 1,0 UN bis 0,70 UN 0,80 UN 

Spannungssteigerungsschutz 1,0 UN bis 1,15 UN 1,10 UN 

Tab. 3.3.2-1 Grenzwerte für den Spannungsrückgangsschutz 

Der Wechselrichter muss durch die Spannungsüberwachung bei einpoligem Absinken oder An- 

steigen der Spannung in einem der Außenleiter, in die er einspeist, mit der Schalteinrichtung 

nach Kap.3.3.2.2 allpolig vom Netz getrennt werden. Dies wird in den meisten Fällen von der 

elektronischen Netzfreischaltstelle ENS (oder Einrichtung zur Netzüberwachung mit jeweils 

zugeordnetem Schaltorgan in Reihe) des Wechselrichters übernommen. 

Bei nicht inselbetriebsfähigen, einphasigen Wechselrichtern mit einem Netzanschluss ohne jederzeit 

zugänglicher Schaltstelle ist der Spannungsrückgangsschutz dreiphasig auszuführen und 

zwischen den Außenleitern anzuschließen. 

Im Einzelfall können, abhängig von den Netzgegebenheiten, von den oben genannten Einstellwerten 

abweichende Einstellungen der Schutzeinrichtungen notwendig sein und dadurch eine 

Abstimmung mit dem EVU erforderlich machen. 

Es ist mit dem EVU zu klären, welche Schutzeinrichtungen gegebenenfalls plombiert werden. 

In inselbetriebsfähigen Anlagen ist sicherzustellen, dass die Schutzmaßnahmen nach ÖVE-EN 1 

auch bei Inselbetrieb gewährleistet sind. 



3.3.2.4 Blindleistungskompensation 

Eigenerzeugungsanlagen mit selbstgeführten Wechselrichtern haben einen geringen Blindleistungsbedarf, 

so dass eine Blindleistungskompensation im Allgemeinen nicht erforderlich ist. 

Pulswechselrichter sind auch in der Lage Blindleistungskompensation durchzuführen. 

Eigenerzeugungsanlagen, die über netzgeführte Wechselrichter betrieben werden (Altanlagen), 

haben im Allgemeinen einen Blindleistungsbedarf, der in etwa dem von Asynchrongeneratoren 

entspricht. Daher gelten die Schaltbedingungen und die Dimensionierungshinweise für die Kondensatoren 

der Kompensationsanlage wie bei Asynchronmaschinen. Die bei Asynchrongeneratoren 

gegebenenfalls notwendigen Kompensationskondensatoren dürfen nicht vor der Zuschaltung 

des Generators eingeschaltet werden. Bei der Abschaltung des Generators müssen die Kondensatoren 

gleichzeitig mit abgeschaltet werden. Für die Bemessung der Kondensatoren ist die Betriebsweise 

der Eigenerzeugungsanlage zu berücksichtigen. Bei konstanter Antriebsleistung ist 

im Allgemeinen eine ausreichende Kompensation gegeben, wenn für die Leistung der Kompensationskondensatoren 

etwa 75% der Bemessungsleistung (in kVA) des Generators angesetzt 

werden. 

Bei Eigenerzeugungsanlagen kleiner Leistung (5 kWp pro Außenleiter) wird im Allgemeinen auf 

die Blindleistungskompensation verzichtet. Bei Eigenerzeugungsanlagen größerer Leistung ist 

die Notwendigkeit einer Blindleistungskompensation von den Eigenschaften des Netzes (SkV) 

und des Generators abhängig, und dadurch eine Abstimmung mit dem EVU erforderlich. 

Bei konstanter Antriebsleistung ist im Allgemeinen eine ausreichende Kompensation gegeben, 

wenn für die Leistung der Kompensationskondensatoren etwa 75% der Bemessungsleistung (in 

kVA) des Generators angesetzt werden. 

3.3.2.5 Zuschaltbedingungen 

Zur Vermeidung von Rückspannungen ist durch den Einbau technischer Vorrichtungen sicherzustellen, 

dass eine Zuschaltung der PV-Anlage auf das EVU-Netz nur möglich ist, wenn die Netzspannung 

auf allen Außenleitern ansteht. 

Aufschalten dürfen die Wechselrichter auch nur auf Netze, deren Impedanz ZN < 1,75 Ω ist. 

Freigeschaltet muss innerhalb von 5s bei Impedanzsprüngen von ∆ZN ≥ +1 Ω werden, jedenfalls 

aber bei ZN > 1,75 Ω. Dies dient der Freischaltung bei Netzausfall. (ÖVE E 2750) 

Wechselrichter dürfen nur zugeschaltet werden, wenn sie auf ihrer Wechselstromseite spannungslos 

sind. Bei inselbetriebsfähigen Wechselrichtern, die nicht spannungslos zugeschaltet 



werden, sind die Zuschaltbedingungen für Synchrongeneratoren einzuhalten. Bei Synchrongeneratoren 

ist eine Synchronisierungseinrichtung erforderlich, mit der die folgenden Synchronisierbedingungen 

eingehalten werden können: 

Spannungsdifferenz ∆U < ± 10 % UN 

Frequenzdifferenz ∆f < ± 0,5 Hz 

Phasenwinkeldifferenz ∆ϕ < ± 10° 

Tab. 3.3.2-2 Synchronisierbedingungen 

Abhängig vom Verhältnis der Netzimpedanz zur Generatorleistung kann es notwendig sein, en- 

gere Grenzen festzulegen, um unzulässige Netzrückwirkungen bei der Zuschaltung zu vermeiden. 

3.3.2.6 Netzrückwirkungen 

Netzrückwirkungen von PV-Anlagen sind zu begrenzen, damit die Verträglichkeitspegel von 

Störgrößen für öffentliche Niederspannungsnetze nicht überschritten werden. Dadurch soll gewährleistet 

werden, dass andere Kundenanlagen und Betriebsmittel des EVU nicht gestört werden. 

Es sind folgende Störgrößen und deren Grenzwerte zu beachten: 

• Spannungsschwankungen und Flicker 

• Oberschwingungen 

• Unsymmetrische Ströme 

• Rückwirkungen auf Rundsteueranlagen 



Spannungsschwankungen und Flicker 

Der Betrieb einer PV-Anlage ist grundsätzlich zulässig, wenn die in EN 50160 festgelegten 

Grenzwerte der Spannungsschwankungen nicht überschritten werden. Bei Erzeugungsanlagen 

mit Phasenströmen kleiner 16A kommen die EN 61000-3-2 und EN 61000-3-3 zur Anwendung. 

Dem Anschluss kann auch zugestimmt werden, wenn nachgewiesen ist, dass die Eigenerzeugungsanlage 

am Verknüpfungspunkt die folgenden Bedingungen einhält: 

Spannungsänderung d < ±3% 

Langzeitflicker Plt < 0,1 

Tab. 3.3.2-3 Flickergrenzwerte 


Zur Begrenzung der Oberschwingungsspannungen und für einen störungsfreien Betrieb der Tonfrequenzrundsteueranlagen 

(TRA) kann das EVU eine Verdrosselung der Kompensationskondensatoren 

verlangen. 

Für die Bemessung der Kondensatoren ist die Betriebsweise der Eigenerzeugungsanlage zu berücksichtigen. 

Neue Pulswechselrichter sind bereits in der Lage, Oberschwingungen aus dem Netz abzusaugen 

und dienen somit der Oberschwingungsbeseitigung. 

Der Betrieb einer Eigenerzeugungsanlage ist grundsätzlich zulässig, wenn die in Kapitel 2.2.7 

angeführten Grenzwerte der Oberschwingungsströme nicht überschritten werden. 

In Abstimmung mit dem EVU können bei größeren Generatorleistungen höhere Oberschwingungsströme 

in Abhängigkeit von der Kurzschlussleistung am Verknüpfungspunkt zugelassen 

werden. 

Bei Generatoren mit herausgeführtem Sternpunkt kann wegen möglicher Ströme der dritten Oberschwingung 

eine erhöhte Belastung des Neutralleiters auftreten. Gegebenenfalls ist diese 

durch Einbau einer Sternpunktdrossel zu begrenzen. 

Unsymmetrische Ströme 

Um Spannungsasymmetrien zu begrenzen, dürfen PV-Anlagen nur bis zu einer Leistung von 4,6 

kW (5 kWp) an einen Außenleiter angeschlossen werden. 



3.4 Betriebsverhalten von Fotovoltaikanlagen 

3.4.1 Spannungshaltung 

Für kleine Ausbaugrade genügt es, die Rückwirkungen auf das Niederspannungsnetz zu berücksichtigen. 

Da die Netzsituationen überall etwas anders aussehen, soll zuerst die relative Span- 

nungsänderung ∆u (uLt) am Einspeisepunkt in Abhängigkeit der Leitungslänge an zwei verschie- 

denen Leitungen mit der Einspeiseleistung als Parameter betrachtet werden. 

Die Daten wurden mittels Neplan ermittelt, da auch die folgenden komplexeren Netze mit 

Neplan berechnet werden und somit ein Vergleich möglich ist. 

Die schlechte Leitung ist eine Freileitung 25 mm 2 und Zl’ = 1,18+j0,34 Ω/km 

Die Standardleitung ist eine Freileitung 50 mm 2 und Zl’ = 0,60+j0,34 Ω/km 

d 

0,2 

0,18 

0,16 

0,14 

0,12 

0,1 

0,08 

0,06 

0,04 

0,02 

0 

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 

Leitungslänge [km] 

1 kW Standardleitung 


4 kW 

10 kW 

1 kW schlechte Leitung 

4 kW 

10 kW 

Diag. 3.4-1 Spannungsänderung durch Leitungen 

Es ist gut zu erkennen, wie stark sich Leitungsquerschnitt, -länge und -belastung auf die Spannung 

am Einspeisepunkt auswirken.


3.4.1.1 Spannungsanhebung im ländlichen Netz 

Im Folgenden soll ein Standardnetzausläufer eines NS-Netzes im ländlichen Versorgungsgebiet 

mit den Netzdaten der Tab. 3.4.1-1 durch das Simulationsprogramm Neplan auf Einhaltung der 

Spannungskriterien untersucht werden. 

Leitung Typ R’ X’ Länge Querschnitt 

Ω/km Ω/km m mm 2 

0-1 NAKBA 4X150 1kV-TN 0,208 0,086 390 150 

1-2 NAKBA 3X 95/ 50 1kV-TN 0,321 0,084 90 95 

2-3 NAKBA 3X 95/ 50 1kV-TN 0,321 0,084 220 95 

3-4 NAKBA 3X 95/ 50 1kV-TN 0,321 0,084 360 95 

4-5 NAKBA 3X 95/ 50 1kV-TN 0,321 0,084 510 95 

5-6 NAKBA 3X 95/ 50 1kV-TN 0,321 0,084 840 95 

5-7 NAKBA 3X 95/ 50 1kV-TN 0,321 0,084 220 95 

Knoten Typ P Q 

kW kvar 

1 Familienhaus 2 0 

2 Gewerbebetrieb 10 3,95 

3 Gewerbebetrieb 12 4,74 

4 Familienhaus 8 3,16 




Trafo uK Schaltung U1/U2 uR 

% kV % 

0 DIN 42500 (Öl) 250 kVA 4 Yzn5 20/0,4 1,3 

Tab. 3.4.1-1 Daten eines ländlichen Verteilnetzes 



Maximallast ohne zusätzlicher Fotovoltaikeinspeisung 

Lieferung: 

P: 43,37 kW 

Q: 16,2 kvar 

∆u: -0,52 % 

u [%] 

0 

-2,5 

-5 

-7,5 

-10 

Last: 2 kVA 

Erzeugung: 0 kW 

∆u: -3,07 % 

Knoten 1 

Last: 11 kVA 


∆u: -3,9 % 

Last: 13 kVA 


∆u: -5,41 % 

Last: 8,5 kVA 


∆u: -6,88 % 

Knoten 2 Knoten 3 Knoten 4 

Last: 3,2 kVA 


∆u: -8,59 % Knoten 6 

Last: 4,3 kVA Last: 2,2 kVA 

Erzeugung: 0 kW Erzeugung: 0 kW 

∆u: -7,98 % ∆u: -8,09 % 

Knoten 5 Knoten 7 

Abb. 3.4-1 Simulationsergebnisse ländliches Netz ohne PV-Einspeisung 

0 1 2 3 4 5 6 

Diag. 3.4-2 Simulationsergebnisse ländliches Netz ohne PV-Einspeisung 

In diesem Fall ergibt sich bei Volllast für den entferntesten Abnehmer eine relative Spannungsänderung 

von -8,59%. Bei entsprechender Einspeisung wird diese negative Änderung zuerst 

kompensiert und dann mit steigender Fotovoltaikleistung in die positive Richtung ausgelenkt, 

wie folgende Simulationen zeigen sollen. Da die Situation sehr stark von der Höhe der Verbraucherlasten 

abhängig ist, wird nur bei „worst case“, also ohne Verbraucherlast simuliert. 



Nulllast mit 5 kW PV- Einspeisung bei jedem Haus 

Lieferung: 

P: -34,1 kW 

Q: 0,24 kvar 

∆u: 0,12 % 

u [%] 

10 

7,5 

5 

2,5 

0 

-2,5 

-5 

-7,5 

-10 

Last: 0 kVA 


∆u: 1,81 % 

Knoten 1 

Last: 0 kVA 


∆u: 2,33 % 

Last: 0 kVA 


∆u: 3,37 % 

Last: 0 kVA 


∆u: 4,73 % 

Knoten 2 Knoten 3 Knoten 4 

Last: 0 kVA 


∆u: 6,96 % Knoten 6 

Last: 0 kVA Last: 0 kVA 

Erzeugung: 5 kW Erzeugung: 5 kW 

∆u: 6,17 % ∆u: 6,38 % 

Knoten 5 Knoten 7 

Abb. 3.4-2 Simulationsergebnisse ländliches Netz mit PV-Einspeisung 

mit PV 

ohne PV 

0 1 2 3 4 5 6 

Diag. 3.4-3 Simulationsergebnisse ländliches Netz mit und ohne PV-Einspeisung 

In diesem worst-case-Szenario entstehen an den Netzausläufern unzulässige hohe Spannungsanhebungen 

(> 6 %). Jedoch schon bei einer Last von nur 14 % der Maximallast werden die zulässigen 

Grenzen bereits wieder unterschritten. Auch eine Kompensationsanlage von 9 kvar am 

Knoten 5 würde zu einer maximalen Spannungsanhebung von < 6% und zu einem Blindleistungsbedarf 

des gesamten Systems von 10,26 kvar führen. Eine weitere Möglichkeit wäre, die 

Einspeiseleistung an Knoten 6 und 7 auf etwa 3,5 kW zu reduzieren. Die kleinere absolute Spannungsänderung 

bei Einspeisung als bei Bezug lässt sich durch den kleineren Spannungsabfall an 

der Leitung bei kleinerem Strom erklären. 



3.4.1.2 Spannungsanhebung im städtischen Netz 

Im Folgenden soll ein Standardnetzausläufer eines NS-Netzes im städtischen Versorgungsgebiet 

mit den Netzdaten der Tab. 3.4.1-2 auf Einhaltung der Spannungskriterien untersucht werden. 

Leitung Typ R’ X’ Länge Querschnitt 

Ω/km Ω/km m mm 2 

0-1 NAKBA 4X 95 1kV-TN 0,321 0,086 68 95 

0-2 NAKBA 4X 95 1kV-TN 0,321 0,086 55 95 

0-3 NAKBA 4X150 1kV-TN 0,208 0,086 145 95 

0-3 NAKBA 4X150 1kV-TN 0,208 0,086 146 150 

3-4 NKBA 4X 50 1kV-TN 0,389 0,09 91 50 

4-5 NKBA 4X120 1kV-TN 0,255 0,085 132 120 

Knoten Typ P Q 

kW kvar 

1 Gewerbebetrieb 75 0 

2 Häuserkomplex 69 0 



5 Gewerbebetrieb 78 0 

Trafo uK Schaltung U1/U2 uR 

% kV % 

0 DIN 42523 (GH) 630 kVA 4 Yzn5 20/0,4 1,08 

Tab. 3.4.1-2 Daten eines Stadtverteilnetzes 



Maximallast ohne zusätzliche Fotovoltaikeinspeisung 

Lieferung: 

P: 410 kW 

Q: 25 kvar 

∆u: -0,79 % 

u [%] 

0 

-2,5 

-5 

-7,5 

Last: 75 kVA 

Einspeisung: 0 kW 

∆u: -1,83 % 

Kn 

0 

Kn 

1 

Last: 128 kVA 


∆u: -3,44 % 

Kn 

3 


Kn 

2 

Last: 69 kVA 


∆u: -1,46 % 

Kn 

4 

Last: 46 kVA 

Kn 


5 

∆u: -4.61 % Last: 78 kVA 


∆u: -5,28 % 

Abb. 3.4-3 Simulationsergebnisse städtisches Netz ohne PV-Einspeisung 

0 3 5 

Diag. 3.4-4 Simulationsergebnisse städtisches Netz ohne PV-Einspeisung 

In diesem Fall ergibt sich bei Volllast für den entferntesten Abnehmer eine relative Spannungsänderung 

von –5,28 %. Bei entsprechender Einspeisung wird diese negative Änderung zuerst 

kompensiert und dann mit steigender Fotovoltaikleistung in die positive Richtung ausgelenkt, 

wie folgende Simulation zeigen soll. Da die Situation sehr stark von der Höhe der Verbraucherlasten 

abhängig ist, wird nur bei „worst case“, also ohne Verbraucherlast simuliert.


Nulllast mit 100 kW Einspeisung bei jedem Gebäude 

Lieferung: 

P: -481 kW 

Q: 30 kvar 

∆u: 0,72 % 

u [%] 

7,5 

5 

2,5 

0 

-2,5 

-5 

-7,5 

Last: 0 kVA 


∆u: 2,06 % 

Kn 

1 

Kn 

0 

Last: 0 kVA 


∆u: 3,69 % 

Kn 

3 


Kn 

2 

Last: 0 kVA 


∆u: 1,8 % 

Kn 

4 

Last: 0 kVA 

Kn 

Einspeisung: 100 kW 5 

∆u: 5,78 % Last: 0 kVA 


∆u: 5,68 % 

Abb. 3.4-4 Simulationsergebnisse städtisches Netz mit PV-Einspeisung 

mit PV 

ohne PV 

1 2 3 

Diag. 3.4-5 Simulationsergebnisse städtisches Netz mit und ohne PV-Einspeisung 

Selbst in diesem worst-case-Szenario entstehen keine unzulässig hohen Spannungsanhebungen. 

Erst bei einer Einspeiseleistung von 104 kW pro Gebäudekomplex wird der Grenzwert überschritten. 

Da hier einige Knoten bereits über eine Kompensationsanlage verfügen, könnte die 

Einspeiseleistung bei entsprechendem Ausbau selbiger noch bedeutend vergrößert werden. Weiters 

ist in einem solchen Stadtverteilnetz die Wahrscheinlichkeit einer worst-case-Situation sehr 

gering bis unmöglich, weshalb man die Einspeiseleistung nochmals erhöhen könnte. Jedoch bei 

etwa 130 kW pro Knoten treten bereits thermische Kabelüberlastungen auf (zuerst an der Leitung 

0-3 mit kleinerem Querschnitt).


3.4.2 Flicker 

Da Fotovoltaikanlagen an einem Tag nicht mehrmals ein- bzw. ausschalten, kann eine Flickerrelevanz 

nur durch die Leistungsfluktuation des solaren Angebots gegeben sein. In Diag. 3.4-6 

sind die Lastgänge einiger PV-Anlagen in Oberösterreich dargestellt, wobei ein Tag mit sehr 

großen und häufigen Leistungsfluktuationen gewählt wurde. 

kW/kWp 

1,00 

0,90 

0,80 

0,70 

0,60 

0,50 

0,40 

0,30 

0,20 

0,10 

0,00 

06:30 

07:30 

08:30 

09:30 

10:30 

11:30 

12:30 

13:30 

Tageszeit 


14:30 

15:30 

16:30 

17:30 

18:30 

19:30 

Vöcklabruck 

St Florian 

Seewalchen 

Pfarrkirchen 

Loser 

Leonding 

Summe 

idealer Tag 

Diag. 3.4-6 Leistungsfluktuationen von PV-Anlagen 

In Diag. 3.4-6 ist gut zu erkennen, dass einige Kraftwerke sehr synchron liefern, andere hingegen 

den Leistungseinbrüchen der anderen entgegenwirken. Dies wird in erster Linie durch die geographische 

Lage bestimmt. 

Die größten und meisten Leistungsschwankungen entstehen bei etwa 50% Bewölkung und hohen 

Windgeschwindigkeiten. Die bewölkungsbedingte Leistungsänderung mehrerer Kraftwerke 

kompensiert sich gegenseitig recht gut, sodass es in übergeordneten Netzebenen zu keinen wesentlichen 

Beeinträchtigungen kommt. Nur bei Aufziehen eines flächengroßen Gewitters kann 

es zu einem großen Leistungseinbruch kommen.


Folgendes Diag. 3.4-7 stammt aus einer Simulation, an einer Einfamilienhaussiedlung hoher 

Dichte, die nach den Grenzen der Leitungsbelastbarkeit maximal mit Fotovoltaikanlagen 

(0,7·kW/Wohneinheit; Summe: 123 kW) ausgebaut ist, von aufziehenden Wolken abgeschattet 

wird [22]. Es handelt sich hier um ein sehr vermaschtes Netz, in dem die höchste Spannungsänderungen 

im Niederspannungsnetz bei besagter Einspeisung kleiner 0,5 % ist. 

d 10 

% 

1 

0,1 

0,01 0,1 1 r [1/s] 10 

Diag. 3.4-7 Flickerrelavanz von Fotovoltaikanlagen bei Aufzug von Wolken [22] 

-·-·-·- Pst = 1 Grenzkurve für rechteckförmige Änderungen 

··········· Pst = 1 Grenzkurve für rampenförmige Änderungen 

♦ 

_____ 

maximale Spannungsänderungen am Verknüpfungspunkt bei Durchzug einer 

Folge von Einzelwolken 

maximale Spannungsänderungen am Verknüpfungspunkt bei Aufzug von Wolkenfronten 

Die rampenförmigen Spannungsänderungen treten in einem Zeitbereich von über 20 s auf. Der 

Durchzug einer Folge von Einzelwolken verursacht im gleichen Zeitbereich kleinere Spannungsschwankungen 

mit rampenförmigen Übergängen. Es bestehen für derartige Spannungsänderungen 

keine festgelegten für Grenzwerte. 



3.4.3 Beeinflussung von Rundsteuersignalen 

Rundsteuersignale können unter Umständen Funktionsstörungen bei Wechselrichtern auslösen, 

daher sollten Wechselrichter auch auf diese Verträglichkeit überprüft werden. 

Auch Wechselrichter können die Rundsteuersignale des Netzbetreibers unzulässig beeinflussen. 

Diese Richtwerte wurden bereits in Kapitel 2.2.8 erwähnt. 

Eine Schweizer Studie [11], die diese Auswirkungen genau untersucht hat, gibt an, dass alle getesteten 

Wechselrichter keine Probleme mit Rundsteuersignalen haben und diese auch nicht beeinflussen. 

Diag. 3.4-8 zeigt die Rundsteuersignalempfindlichkeit als Funktion der Netzspannung 

eines Wechselrichters bei verschiedenen Rundsteuerfrequenzen. Wenn die Werte über dem 

des zulässigen Rundsteuerpegels liegen, hat der Wechselrichter den Test bestanden. 

Diag. 3.4-8 Ergebnisse Rundsteuersignal- Beeinflussung 



3.4.4 Oberschwingungsströme 

Da Wechselrichter viele Oberschwingungsströme erzeugen, ist hier eine genau Prüfung der Solarwechselrichter 

nötig. Sie müssen den Anforderungen der EN 61000-3-2 und sollen den Empfehlungen 

des VEÖ genügen. 

In der Europanorm sind für alle Oberschwingungsströme Grenzwerte in Ampere festgelegt, in 

den TOR des VEÖ sind die Grenzwerte abhängig von Nennleistung und Netzkurzschlussleitung 

am Verknüpfungspunkt. Demnach können Anlagen, die der EN 61000 genügen, beim Betrieb in 

einem Netz mit niedriger Kurzschlussleistung die Grenzwerte der TOR überschreiten. 

Das nachstehende Diag. 2.2-1 zeigt die Oberschwingungsströme von 5 getesteten Solarwechselrichtern 

[3] und die Grenzwerte nach EN 61000-3-2. 

Iν 

mA 

300 

200 

100 

0 

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 

Grenzwert 108 230 430 114 300 770 230 400 184 330 153 210 131 150 115 132 102 118 92 107 

Axicon 1510 30 232 30 252 10 208 4 121 8 120 4 62 2,8 38 8 84 8 50 4 52 

Siemens 7 96,3 12,3 35 6,3 21 2,45 15,8 3,5 14 2,8 2,45 0 2,8 3,15 7 6,3 6,3 0 

Fronius 111 143 45,5 59,8 32,5 78 32,5 71,5 16,3 58,5 13 58,5 26 13 14,3 48,8 9,75 16,3 13 58,5 

Dorfmüller 

Mastervolt 

0,25 13,0 2,25 4,25 1,25 5,75 2,00 4,00 0,50 3,25 0,85 3,25 0,75 2,25 0,75 1,25 0,00 1,25 1,00 0,50 

1,25 27,5 0,75 7,50 1,00 5,50 0,75 6,00 0,50 5,25 0,75 6,00 0,30 4,00 1,25 5,50 0,50 3,75 1,00 5,00 

Diag. 3.4-9 OS-Ströme von PV-Wechselrichtern nach EN 61000-3-2 


ν


Das Diag. 3.4-10 zeigt die Grenzwerte nach TOR an der Normnetzimpedanz und die Werte der 

geprüften 5 Wechselrichter [3]. 

Hierbei ist zu beachten, dass zur Berechnung die Normkurzschlussleistung herangezogen wurde, 

die wirkliche Kurzschlussleistung in Anschlusspunkten ist jedoch in 95 % der Netze größer als 

die Normkurzschlussleistung von 112,5 kVA (siehe Tab. 2.2.5-3). 

Da die Oberschwingungsströme der Wechselrichter gemessen wurden, ist bei diesem Vergleich 

eine Umrechnung dieser in den pν-Wert, der in den TOR verwendet wird, notwendig. 

Iν 

S A 

pν 

= ⋅ ⋅1000 

Gl. 3.4-1 zulässiger Oberschwingungsfaktor 

I S 

A 

pv 

kV 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 

Grenzwerte 3 7,5 5 2,5 2 1 0,75 0,5 0,5 0,5 

Aixcon 1510 5,17 5,62 4,64 2,70 2,67 1,38 0,85 1,87 1,11 1,16 

Siemens 2,32 0,84 0,51 0,38 0,34 0,06 0,07 0,17 0,15 0,00 

Fronius 2,54 1,06 1,39 1,27 1,04 1,04 0,23 0,87 0,29 1,04 

Dorfmüller 0,83 0,27 0,37 0,26 0,21 0,21 0,14 0,08 0,08 0,03 

Mastervolt 1,72 0,47 0,34 0,38 0,33 0,38 0,25 0,34 0,23 0,31 

Diag. 3.4-10 OS-Ströme von PV-Wechselrichtern nach TOR 


v


3.5 Einspeisetarife 

Die Einspeisevergütungen finden nach dem Ökostromgesetz nur auf jene Neuanlagen Anwendung, 

die zwischen 1.1.2003 und 31.12.2004 alle für die Errichtung notwendigen Genehmigungen 

erhalten haben und die bis 30.6.2006 in Betrieb gehen. Für sonstige Altanlagen also Ökostromanlagen, 

die ihre Errichtungsbewilligungen vor dem 1.1.2003 erhalten haben, gelten die bis 

Ende Juli 2002 erlassenen Landesverordnungen weiter. Die dort festgelegten Preise sind, soweit 

diese Verordnung keine Befristung beinhaltet, für die Dauer von 10 Jahren ab Inbetriebnahme 

der Anlage durch den Ökobilanzgruppenverantwortlichen zu zahlen [23]. 

Einspeisetarife Fotovoltaik-Altanlagen: 

Bundesland Eventuelle Differenzierung nach 

Energieträger, Leistung und Alter 

Burgenland 

1.6.2002 

Kärnten 

1.12.2001 

Niederösterreich 

1.6.2002 

Oberösterreich 

1.2.2002 

S-HT S-NT W-HT W-NT DS 

50,87 50,87 

bis 50 kWp 72,70 72,70 

über 50 kWp 54,50 54,50 

"Bestimmte" Ökoanlagen bis 50 kWp 

50,87 50,87 

Der durchschnittliche "Gesamtpreis" für Anlagen ist ca. 62 Cent 

pro erzeugter (!) kWh garantiert auf 15 Jahre. Einerseits erhält man 

eine kapitalisierte Preisvorauszahlung von EURO 3.650 pro kW 

und zusätzlich 750 % des Basispreises lt. §2 der Einspeiseverordnung 

- abhängig von der Einspeisezeit zwischen 19,01 Cent und 

15,36 Cent pro kWh. 

"Anerkannte" Ökoanlagen 

ca. 

62,00 

über 3 MW 2,05 2,53 2,29 

1 MW bis 3 MW 3,07 3,80 3,44 



Salzburg 

3.7.2002 

Steiermark 

1.7.2002 

Tirol 

1.12.2001 

bis 1MW 4,10 5,07 4,58 

Besonders hochwertige Ökostromanlagen 

bis 2 kW 72,67 72,67 

3 bis 50 kW 65,41 65,41 

ab 51 kW 58,14 58,14 

Sonstige neue Ökostromanlagen 36,34 36,34 

36,34 36,34 

35,88 35,88 

Vorarlberg bis 20 kW 72,67 72,67 

1.10.2001 

(war zuletzt 

größer 20 kW bis 50 kW 47,31 47,31 

höher) größer 50 kW 36,33 36,33 

Wien 

1.12.1999 

11,06 11,06 

Tab. 3.4.4-1 Nettoeinspeisetarife in Cent/kWh (exklusive Umsatzsteuer) für Lieferungen elektrischer Energie aus 

Fotovoltaikanlagen [24] 

Die Einspeisetarife für Neuanlagen sind nach dem neuen Ökostromgesetz für die 

nächsten 13 Jahre verpflichtend. 

PV-Anlagen bis zu einer Engpassleistung von 20 kWP 60,00 

PV-Anlagen mit einer Engpassleistung größer als 20 kWP 47,00 

Tab. 3.4.4-2 Einspeisetarife Fotovoltaik-Neuanlagen [23] 


3 Brennstoffzellen Seite 59 

4.1 Einleitung 

Brennstoffzellen wandeln im Gegensatz zu Wärmekraftmaschinen die in chemischer Form gespeicherte 

Energie eines Brennstoffs direkt in Strom und Wärme um. 

Bei der Erzeugung von elektrischer Energie in Wärmekraftmaschinen muss die Primärenergie 

(chemische Energie) mehrfach umgewandelt werden [27]: 

Chemische Energie → Wärmeenergie → mechanische Energie → elektrische Energie. 

Jede Stufe der Energieumwandlung ist mit Verlusten behaftet. Besonders kritisch aber ist der 

Schritt von der Wärmeenergie zur mechanischen Energie der Wärmekraftmaschine, die nach 

dem Carnot-Kreisprozess arbeitet. Dieser basiert auf dem Kreisprozess isothermer Expansion mit 

Wärmezufuhr auf hohem Temperaturniveau (T1), adiabatischer Expansion, isothermer Kompression 

mit Wärmeabfuhr auf tiefem Temperaturniveau (T2) und adiabatischer Kompression. 

Der maximal erreichbare Wirkungsgrad η für diesen Kreisprozess ist das Verhältnis von gewonnener 

mechanischer Energie zur ursprünglich eingesetzten Wärmeenergie. Dies lässt sich auch 

durch die Temperaturen ausdrücken: η = (T1 - T2) / T1 

Der Carnot-Kreisprozess basiert auf den Annahmen, dass es sich beim Medium in der Maschine 

um ein ideales Gas handelt und dass der gesamte Prozess reversibel abläuft. In der Praxis sind 

aber weder diese Bedingungen erfüllt, noch handelt es sich um reine Carnot-Prozesse. Der angegebene 

Wirkungsgrad bleibt daher Theorie. 

Brennstoffzellen hingegen erlauben die direkte Umwandlung chemischer in elektrische Energie. 

Es gilt: ∆G = ∆H - T·∆S 

∆H (Reaktionsenthalpie) ist die gesamte chemisch gebundene Energie im Brennstoff und ∆G 

(freie Reaktionsenthalpie) der von ∆H nutzbare Anteil, der in der Brennstoffzelle theoretisch in 

Strom umgewandelt werden kann. Der aus T (Temperatur) und ∆S (Entropieänderung) bestehende 

Term T·∆S beschreibt die unvermeidlich entstehende Abwärme (irreversible Abwärme), 

die bei der Umwandlung von einer Energieform in eine andere entsteht. Der maximal erreichbare 

elektrische Wirkungsgrad einer Brennstoffzelle ist folglich das Verhältnis von elektrochemisch 

nutzbarer Energie ∆G zur gesamten chemisch gebundenen Energie ∆H: 

η = ∆G / ∆H = 1 - ((T·∆S) / ∆H) 



Erreichbare elektrische Wirkungsgrade sind stark abhängig vom verwendeten Brennstoff und der 

Anlagegrösse. Sie können bis zu 60-70% erreichen. Dies zeigt das große Potenzial von Brennstoffzellen 

zur effizienteren Energienutzung im Vergleich zu Wärmekraftmaschinen auf. 

Ideale Wirkungsgrade der H2/O2 Brennstoffzelle und der Carnot-Prozesse (TU = 300 K) 

% 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

200 

300 

400 

500 

600 

700 

800 


900 

1000 

1100 

1200 

1300 

1400 

K 

Carnot 

BZ 

Diag. 4.1-1 Ideale Wirkungsgrade der H2/O2 Brennstoffzelle und Carnot-Prozesse (TU=300 K) 

Wirkungsgrad verschiedener Technologien in Abhängigkeit der Leistung 

% 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

1 

Brenstoffzelle 

Dieselgenaerator 

GUD 

Benzingenerator 

2 

5 

10 

20 

100 

200 

1000 

10000 

100000 

Diag. 4.1-2 Wirkungsgrad verschiedener Technologien in Abhängigkeit der Leistung 

kW


4.2 Physikalische Grundlagen 

Die Funktionsweise lässt sich mit der einer Batterie vergleichen. Eine Brennstoffzelle besteht aus 

zwei Elektroden (Kathode und Anode), die durch einen Elektrolyten voneinander getrennt sind. 

An der Anode findet die Oxidation des Brennstoffes statt. Die dabei frei werdenden Elektronen 

fließen über einen äußeren Stromkreis zu Kathode. Dabei können sie elektrische Arbeit verrichten. 

An der Kathode erfolgt die Elektronenaufnahme durch das Oxidationsmittel, das dabei selbst 

reduziert wird. 

Abb. 4.2-1 schematische Darstellung einer PEM-Brennstoffzelle 

• Die in zwei Kreisläufen getrennten Gase Luft (Sauerstoff) und Wasserstoff wandern vom 

Gasraum in den Katalysator (Anode, Kathode). 

• Die Wasserstoffmoleküle (H2) werden durch den Katalysator in zwei H + -Atome (Protonen) 

gespalten. Dabei gibt jedes Wasserstoffatom sein Elektron ab. 

• Die Protonen wandern durch den Elektrolyten (Membran) zur Kathodenseite. 

• Die Elektronen treten in die Anode ein und bewirken so einen elektrischen Stromfluss, 

der einen Verbraucher mit elektrischer Energie versorgt. 

• Jeweils vier Elektronen an der Kathode rekombinieren mit einem Sauerstoffmolekül. 

• Die nun entstandenen Sauerstoff-Ionen sind negativ geladen und wandern zu den positiv 

geladenen Protonen. 

• Die Sauerstoff-Ionen geben ihre beiden negativen Ladungen an zwei Protonen ab und oxidieren 

mit diesen zu Wasser. 

4.3 Anlagentypen 

Es haben sich im Wesentlichen 5 verschiedene Brennstoffzellentypen durchgesetzt, die sich nach 

Brennstoff, Oxidant und Betriebstemperatur einteilen lassen: 



4.3.1 Alkalische Brennstoffzelle AFC 

Die AFC (Alkaline Fuel Cell) ist die älteste der Brennstoffzellen, doch da sie zum Betrieb reinen 

Wasserstoff und reinen Sauerstoff benötigt, ist ihr Einsatzgebiet trotz des hohen Wirkungsgrades 

von 60 % sehr eingeschränkt. Sie wird vor allen in Atmosphären eingesetzt, wo keine Luft zur 

Verfügung steht, wie dies im Weltraum und unter Wasser der Fall ist. 

Reaktionen: 

Anode: H2 + 2OH - � 2 H2O + 2e - 

Kathode: ½ O2 + H2O + 2e - � 2 OH - 

4.3.2 Membran-Brennstoffzelle PEMFC und Direktmethanol Brenn- 

stoffzelle DMFC 

Der PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell) wird eine große Zukunft vorausgesagt, da 

sie durch möglichen Einsatz in BHKWs, Fahrzeugen oder tragbaren Stromversorgungen breite 

Anwendungsmöglichkeiten hat. 

Als Problem wird das so genannte Wassermanagement gesehen, weil die Elektrolyten nur im 

feuchten Zustand leitfähig sind. 

Werden fossile Brennstoffe in der PEMFC verwendet, ist eine vorherige Gasreinigung erforderlich, 

denn schon geringe Mengen von Kohlenmonoxid (>10ppm) beeinträchtigen den Anodenkatalysator 

aus Platin und setzen die Leistungsfähigkeit der Zelle stark herab. Außerdem dauert es 

durch den Reformer bis zu etwa zwei Stunden, ehe die Anlage betriebsbereit ist. Mit Erdgas betriebene 

PEMFC eignen sich deshalb in der Praxis nur für stationäre Anlagen und kontinuierlichen 

Betrieb, wie dies z.B. beim BHKW der Fall ist. Wenn man aber die PEMFC direkt mit 

Wasserstoff betreibt, ist sie sekundenschnell betriebsbereit und kommt selbst für kleinste Anwendungen 

in Betracht. So hat das Freiburger Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme eine 

flache, streifenförmige PEMFC entwickelt, die z.B. als Stromversorgung für Notebooks dienen 

kann. 

Reaktionen: 

Anode: H2 � 2H + + 2e - 

Kathode: ½ O2 + H + +2e - � 2H2O 

Die DMFC (Direct Methanol Fuel Cell) ist eine Weiterentwicklung der PEMFC und ihr Vorteil 

liegt in der nicht nötigen Befeuchtung des Elektrolyten sowie am einfach lagerbaren Brennstoff 

Methanol, der unreformiert eingesetzt werden kann. Diese Zelle ist allerdings noch im Entwicklungsstadium. 



4.3.3 Phosphorsaure Brennstoffzelle PAFC 

Die PAFC (Phosphor Acid Fuel Cell) ist die derzeit kommerziellste Brennstoffzelle und in Baugrößen 

von 50 -200 kW leicht erhältlich. In Japan ist sogar ein Anlage mit 11 MW in Betrieb. 

Die PAFC emittiert in geringem Umfang Kohlendioxid, Kohlenmonoxid, Kohlenwasserstoffe 

und Stickstoffoxide. Verglichen mit den Emissionen bei anderen Stromerzeugungstechniken wie 

z.B. Gaskraftwerken sind die Abgase um Größenordnungen geringer, sodass sie praktisch vernachlässigt 

werden können. Das Wasser, das bei der Reaktion von Wasserstoff und Sauerstoff in 

der Zelle entsteht, kann wie normales Abwasser über die Kanalisation entsorgt werden. Die 

Menge beträgt je nach Leistung und Luftfeuchtigkeit zwischen einigen Litern und 30 Litern am 

Tag. Auch sonst entstehen beim Betrieb der Zelle keine Stoffe, die als Sondermüll behandelt 

werden müssen. Die Geräusche, die von der Anlage ausgehen, sind so gering, dass sie selbst in 

einem Wohngebiet nicht störend sind. 

Kleine Lastwechsel bis 25 kW bewältigt die Brennstoffzelle der Firma Onsi innerhalb von acht 

Sekunden. Vom Kaltstart bis zur Lieferung ans Netz vergehen allerdings fünf Stunden. 

Reaktionen: 

Anode: H2 � 2H + + 2e - 

Kathode: ½ O2 + H + +2e - � 2H2O 

4.3.4 Schmelzkarbonat Brennstoffzelle MCFC 

Bei der MCFC (Molton Carbonat Fuel Cell) ist die Betriebstemperatur von 650°C hoch genug, 

um eine zellinterne Reformierung von Erdgas oder anderen Kohlenwasserstoffen zu ermöglichen, 

so dass ein separater Reformer, wie er bei der PAFC erforderlich ist, entfallen kann. Die 

hohe Betriebstemperatur stellt allerdings entsprechende Anforderungen an die Materialien. Die 

flüssige Salzschmelze, die als Elektrolyt dient, wirkt stark korrosiv, und es kommt immer wieder 

zu Dichtungsproblemen. Ihre Abwärme von rund 400°C lässt sich entweder als Prozessdampf 

nutzen oder über eine Dampfturbine zusätzlich in Strom umwandeln. Wenn man die Abwärme 

durch eine nachgeschaltete Dampfturbine zur Stromerzeugung nutzt, erhöht sich der elektrische 

Wirkungsgrad von 50% auf etwa 60%. 

Reaktionen: 

Anode: H2 + CO3 2- � H2O + CO2 + 2e - 

Kathode: O2 + 2CO2 + 4e - � 2CO3 2- 



4.3.5 Oxidkeramische Brennstoffzelle SOFC 

Die SOFC (Solid Oxid Fuel Cell) hat ihren Namen von dem festen, keramischen Elektrolyten, 

der nur für Sauerstoffionen durchlässig ist. Sie hat mit 800°C bis 1000°C eine noch höhere Betriebstemperatur 

als die MCFC. Wie diese kann sie das Erdgas ebenfalls intern zu Wasserstoff 

reformieren. Wenn man mit der Abwärme ein nachgeschaltetes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk 

betreibt, erhöht sich der elektrische Systemwirkungsgrad von 55% auf bis zu 70%. Die 

Entwicklung ist aber noch nicht so weit fortgeschritten wie bei den MCFC. Durch die extremen 

Temperaturen ergeben sich hier noch höhere Anforderungen an die Materialien. Die Entwickler 

suchen deshalb nach Wegen, die Betriebstemperatur möglichst weit unter tausend Grad Celsius 

zu senken. 

Reaktionen: 

Anode: H2 + O 2- � H2O + 2e - 

Kathode: ½ O2 + 2e - � O 2- 



Übersichts-Tabelle über die Brennstoffzellentypen 

Typ Temp. Elektrolyt Brennstoff Oxidant Verwendung Leistung Wirkungsgrad 

°C kW 

AFC 60 - 90 Kalilauge Wasserstoff Sauerstoff Fahrzeuge 

Raumfahrt 

PEMFC 50- 80 Festpolymer Wasserstoff 

Methanol 

Erdgas 

Sauerstoff 

Luft 

Fahrzeuge 

BHKW 

Mobile Anw. 

1 - 120 60 % 

1 - 100 60 % 

DMFC 60-130 Festpolymer Methanol Luft 1 - 100 40 % 

PAFC 200 Phosphorsäure Erdgas Luft BHKW 50 - 

10000 

MCFC 650 Lithium- Erdgas 

Kaliumkarbonat Kohlegas 

SOFC 800- Zinkoxyd Erdgas 

1000 

Kohlegas 

Luft BHKW 100- 

2000 


40 % 

50 % 

60 % (GUD) 

Luft BHKW 10 -100 50 % - 70 % 

Tab. 4.3.5-1 Übersicht Brennstoffzellen 

Wirkungsgrad der genannten Technologien mit Wärmeauskopplung 

Diag. 4.3-1 Wirkungsgrad der Brennstoffzellen 

Als aussichtsreiche Technologie ist im Niedertemperaturbereich heute die PEMFC zu nennen, 

die in der nächsten Generation von der DMFC abgelöst werden könnte. Im Hochtemperaturbereich 

ist als zukunftsträchtiges System in Folge des hohen Wirkungsgrads in jedem Fall die 

SOFC zu nennen. Die PAFC könnte durch die heute kommerzielle Verfügbarkeit eine Überbrückungsfunktion 

leisten und zur Markteinführung für die Brennstoffzellentechnologie allgemein 

dienen. Die MCFC wird infolge ihres heutigen Entwicklungsvorsprungs möglicherweise


Verbreitung finden, aber es ist davon auszugehen, dass mit der Verfügbarkeit der SOFC wegen 

deren höheren Wirkungsgrades die MCFC zurückgedrängt wird. 

Bisher ist keine Brennstoffzelle in Sicht, die sich gleichermaßen für alle Zwecke eignen würde. 

Die AFC wird wohl weiterhin nur für ausgesuchte Anwendungen in Frage kommen, bei denen 

Kosten zweitrangig sind. Die PEMFC hat gute Chancen, als Energiequelle für Fahrzeuge zu dienen 

und damit das Batterie-Problem beim Elektroauto zu lösen. Darüber hinaus eröffnen sich ihr 

zahlreiche weitere Anwendungen im kleinen und mittleren Leistungsbereich, bis hin zum Blockheizkraftwerk. 

Die PAFC hat ihre Eignung als Blockheizkraftwerk bereits unter Beweis gestellt, 

muss aber noch wirtschaftlicher werden. Mit der MCFC und der SOFC, die sich beide noch im 

Entwicklungsstadium befinden, könnten sogar Großkraftwerke betrieben werden. 

Anlagen vom Typ PAFC, SOFC und MCFC sind nur für kontinuierlichen Einsatz geeignet, da es 

bis zu mehreren Stunden dauert, bis sie ihre Betriebsfähigkeit erreicht haben. Wegen dieses 

Handikaps eignen sie sich nicht als Batterie-Ersatz bzw. als Energiespender für Elektroautos. Im 

Gegensatz zur PEMFC hängt somit ihre Zukunft ausschließlich davon ab, wieweit sie sich als 

stationäre Strom- und Wärmelieferanten einsetzen lassen. Pluspunkte sind sicherlich der hohe 

elektrische Wirkungsgrad, das gute Teillastverhalten, die geringen Schadstoff-Emissionen und 

die weitgehende Geräuschlosigkeit. Die Anlagen müssen aber auch wirtschaftlich mit herkömmlichen 

Kraftwerken konkurrieren können, die Erdgas oder einen anderen Brennstoff in Strom und 

Wärme umwandeln. Die PAFC, die als weitgehend ausgereift gilt, kann diese Bedingung bisher 

auch noch nicht erfüllen. Größere Chancen, als elektrochemische Energiewandler einen Beitrag 

zur Stromversorgung leisten zu können, werden den Hochtemperatur-Brennstoffzellen eingeräumt. 

Dezentrale Stromversorgung durch BHKW kann in der Größenordnung von 1 kW liegen (Einfamilienhaus) 

und kann bis in den Megawattbereich zur Versorgung von Siedlungen gehen. 

Zugleich könnte eine Vielzahl solcher Blockheizkraftwerke zur Deckung von Stromverbrauchsspitzen 

herangezogen werden, indem die Stromversorger durch einen Fernsteuerungs-Impuls die 

Wärmeführung der Anlagen kurzfristig herabsetzen und ihre elektrische Maximalleistung aktivieren. 

Sowohl an PEM- als auch an SOFC- Systemen wird für den Hausbereich gearbeitet. Die Zielkosten 

liegen bei der Hausenergieversorgung mit etwa 500 €/kW sehr niedrig. In der nächsten Leistungsklasse 

wird ein installationsfertiges Blockheizkraftwerk der Firma ONSI mit PAFC inklusive 

Erdgasreformer und Wechselrichter mit 200 kW Leistung angeboten. Bei der PAFC muss in 

der nächsten Stufe der Schritt zur Wirtschaftlichkeit vollzogen werden. Für den größeren Leis- 



tungsbereich sind die Hochtemperatur-Brennstoffzellen MCFC und SOFC geeignet. Durch die 

hohe Abgastemperatur ist es möglich, die Abgase zusammen mit dem noch vorhandenen Überschusswasserstoff 

in einem nachgeschalteten Gas- und Dampfturbinenprozess zu nutzen und so 

den elektrischen Gesamtwirkungsgrad bei SOFC Anlagen mit GuD-Prozess auf 70% zu steigern. 

4.3.6 Reformierung 

Flüssige 

Brennstoffe 

Erdgas Verdampfung 

Entschwefelung 

SOFC 

Int. Reformer 

Über 800°C 

Entschwefelung: ZnO + H2S � ZnS + H2O 

Reaktionen im Prereformer und Reformer: CH4 + H2O � 3H2 + CO 

Reaktionen im Shiftkonverter (“Shifter”): CO + H2O � CO2 + H2 

Reaktionen im Scrubber: CO + ½O2 � CO2 oder CO + 3H2 � CH4 + H2O 

4.3.6.1 Entschwefelung 

Pre- 

Reformer 

Erdgas teils in 

CO und H2 umwandeln 

MCFC 

Int. Reformer 

650°C 

Reformer Shifter Scrubber 

Erdgas vollständig 

in CO und H2 umwandeln 

CO zu H2 und CO2 umwandeln 

H2- reiches 

Gasgemisch 

PAFC 

Wenig CO 

200°C 

CO und CO2 Reste 

entfernen 

Reiner 

Wasserstoff 

PEFC 

Kein CO 

80°C 

Abb. 4.3-1 Flussdiagramm Reformierung 

In Brennstoffzellen eingesetztes Erdgas muss nahezu schwefelfrei sein (Schwefel-Gehalt < 1 

ppm), um eine Schädigung der gegen Schwefel empfindlichen Katalysatormaterialien zu vermeiden. 

Entschwefelung und CO2-Entfernung könnten prinzipiell mittels chemischer und physikalischer 

Waschverfahren erfolgen. Diese eignen sich jedoch wegen der komplexen Waschmittelkreisläufe 

nicht für dezentrale Anwendungen. 


AFC 

Kein CO, CO2 70°C


Für die Gasentschwefelung bei niedrigen Rohgaskonzentrationen werden heute ZnO- Patronen 

eingesetzt, die in regelmäßigen Abständen auszutauschen sind. Das ZnO reagiert dabei mit dem 

H2S zu ZnS und H2O. 

4.3.6.2 Dampfreformierung 

Das entschwefelte Erdgas wird mittels Dampfreformierung durch Zufuhr von Wasserdampf und 

in Anwesenheit von Katalysatoren bei 700 - 800°C in wasserstoffreiches Synthesegas umgesetzt. 

Die Dampfreformierungsreaktion ist endotherm. Deshalb muss zur Aufrechterhaltung der Reaktion 

durch Heizen Energie zugeführt werden. Dazu wird üblicherweise Überschusswasserstoff 

(Anodenrestgas) dem Brenner der Reformerheizung zugeführt. Der thermische Wirkungsgrad 

von kleinen Dampfreformern (inkl. nachgeschalteter CO-Shiftstufe) liegt etwa bei 65-70%. 

4.3.6.3 Shifter 

Die Konvertierungs- bzw. Shiftreaktion hingegen ist exotherm, eine Temperaturerhöhung verschiebt 

somit das Gleichgewicht in Richtung der Edukte. Deshalb wird zur Konvertierung des 

bei der Dampfreformierung entstehenden CO ein separater CO-Shiftreaktor nachgeschaltet, der 

in der Regel zweistufig ausgeführt wird. Am Auslass der CO-Shiftstufe sinken die CO- 

Konzentrationen auf 0,5 - 1,0%, was für den Betrieb einer PAFC ausreicht. 

Die Zeit, bis der Reformer soweit erwärmt ist, dass die Reformierung beginnt, wird bei kleinen 

PEM-Brennstoffzellen (5 kW elektrisch) mit 15 - 30 min angegeben. Größere Dampfreformer 

für Brennstoffzellen mit 200 kW elektrisch benötigen etwa 2 Stunden. Da PEM-Brennstoffzellen 

innerhalb weniger Sekunden auf ihre maximale Leistung hochgefahren werden können, wird die 

Anfahrzeit der gesamten Kraftwerksanlage durch den Reformer bestimmt. 

4.3.6.4 Scrubber 

Werden PEMFC-Brennstoffzellen mit Reformergas betrieben, muss wegen der CO- 

Empfindlichkeit des Anodenkatalysators das CO bis auf Restkonzentration von 10 - 100 ppm 

entfernt werden. 

Die selektive CO-Methanisierung, bei der CO mit 3H2 in Anwesenheit von Ruthenium oder Nickel-Katalysatoren 

zu Methan (CH4) und Wasser umgesetzt wird, ist wegen des Waschmittelkreislaufs 

für die erforderliche CO2-Wäsche ein sehr komplexes Verfahren. Die selektive CO- 

Oxidation, bei der CO durch Zufuhr geringer Luftmengen in Anwesenheit von Edelmetallkatalysatoren 

zu CO2 oxidiert wird, hingegen ist in kompakter Bauweise realisierbar und wäre daher 

auch für kleine H2-Volumenströme geeignet [33]. 



4.3.6.5 alternative Reinigungsverfahren 

Eine weitere Alternative zur CO-Entfernung ist die Abtrennung aus dem Gasstrom durch Adsorption 

(katalytisches Reinigungsverfahren). Druckwechseladsorptionsanlagen (DWA) kommen 

zur H2-Reinigung in industriellen Anwendungen zum Einsatz. Der große apparative Aufwand 

schränkt die Verwendung von DWA bei kleineren Volumenströmen jedoch ein. Teillastbetrieb 

ist nur begrenzt möglich. 

Hohe Betriebsdrücke von etwa 20 bar erschweren wegen des damit verbundenen Sicherheitsrisikos 

den Einsatz von DWA-Anlagen in geschlossenen Räumen. Der Einsatz von DWA beschränkt 

sich aus heutiger Perspektive auf zentrale Reformieranlagen, die über ein H2-Netz mehrere 

kleine PEM-Brennstoffzellen versorgen. 

Ein weiteres Verfahren zur Abtrennung von CO ist die Membrantechnik. Mit nichtporösen Silber-Palladium-Membranen 

können höchste Reinheitsanforderungen erfüllt werden. Die heute 

eingesetzten Voll-Palladium-Membranen sind jedoch sehr teuer und erfordern auf Grund großer 

Schichtdicken einen entsprechenden Energieeinsatz zur Erzeugung des erforderlichen Druckgefälles. 

Darüber hinaus sind die Palladium-Vorkommen begrenzt. Aus diesem Grund bemühen 

sich verschiedene Institute und Firmen um eine deutliche Verringerung der Palladium-Intensität 

dieses Membrantyps. Künftige Entwicklungen lassen sehr kleine Palladium-Schichtdicken erwarten, 

die den Palladium-Kostenanteil am Gesamtsystem vernachlässigbar gering machen würden. 

Im Gegensatz zu heute im Einsatz befindlichen selbst tragenden Palladium-Silber- 

Membranen wird die Metalllegierung in neu entwickelten Membranen zur Verbesserung der 

mechanischen Stabilität auf Trägermaterialen aufgebracht. Dieser Membranaufbau bereitet jedoch 

zur Zeit wegen des unterschiedlichen thermisch-chemischen Verhaltens der Schichten noch 

erhebliche mechanische Probleme (Ablösung, Korrosion), die zu mangelnder Zyklenstabilität 

führen. Die wahrscheinliche Lösung der Probleme der Palladium-Silber-Belegung und der mechanischen 

Stabilität wird Palladium-Silber-Membranen die Chance geben, ein großes Anwendungsspektrum 

für die Gasaufbereitung in kleinen mobilen und stationär installierten Brennstoffzellen 

zu erschließen. 

Die zwei aus heutiger Sicht sinnvollsten Konzepte zur Brenngasaufbereitung für den Betrieb von 

PEMFC sind das katalytische Verfahren der selektive CO-Oxidation und die CO-Abtrennung 

mittels Palladium-Silber-Membranen. Der Vorteil der selektiven CO-Oxidation ist der gegenüber 

den meisten bisher kommerziell erhältlichen Palladium-Silber-Membranen niedrigere Betriebsdruck 

und das gegenüber den neuen Membranen bisher bessere Langzeitverhalten [30]. 



4.3.6.6 Elektrolyse zur Wasserstoffherstellung 

Die Elektrolyse ist unter den verschiedenen Verfahren zur Herstellung von Wasserstoff aus Wasser 

heute und auf absehbare Zeit das einzige Verfahren von praktischer Bedeutung. 

Prinzipielle Beschreibung: 

Die Wasserzersetzung mittels Elektrolyse besteht aus 2 Teilreaktionen an den beiden Elektroden, 

welche durch einen ionenleitenden Elektrolyten getrennt sind. An der Kathode entsteht Wasserstoff 

und an der Anode entsteht Sauerstoff. Der notwendige Ladungsausgleich findet durch Ionenleitung 

statt. Um die Produktgase getrennt zu halten, müssen die beiden Reaktionsräume 

durch einen ionendurchlässigen Separator (Diaphragma) getrennt werden. Die Energie zur Wasserspaltung 

wird durch die Zuführung von elektrischer Energie bereitgestellt. 

Abb. 4.3-2 Schemadarstellung Elektrolyse 

Die konventionelle, drucklose Elektrolyse nutzt inzwischen neue Materialien, die die Asbest- 

Diaphragmen ersetzen. Hiermit werden bei Ausgangsüberdrücken von 2-5 bar Wirkungsgrade 

bezogen auf den unteren Heizwert des Wasserstoffs von 65% erreicht. 

4.3.7 Erzeugung aus Biomasse 

Die Erzeugung von Wasserstoff aus Biomasse wird heute noch nicht kommerziell durchgeführt. 

Man muss derzeit zwischen 3 unterschiedlichen Verfahren mit toter oder lebender Biomasse 

unterscheiden. 



4.3.7.1 Wasserdampfvergasung von Biomasse 

Bei diesem Prozess wird die Biomasse zunächst durch Pyrolyse (thermische Zersetzung) in 

Koks, Kondensat und Gase umgewandelt. In der zweiten Stufe entsteht durch die Reaktion mit 

Luft-Sauerstoff und/oder Wasserdampf zunächst ein Gasgemisch aus etwa 20% Wasserstoff, 

20% Kohlenmonoxid, 10% Kohlendioxid, 5% Methan und, bei der Verwendung von Luft- 

Sauerstoff, 45% Stickstoff. Die Umwandlung dieses Gasgemisches in ein wasserstoffreiches Gas 

erfolgt durch die Shift-Reaktion: CO + H2O � CO2 + H2 

Durch die große Ähnlichkeit dieses Verfahrens mit der Kohlevergasung ist mit der kommerziellen 

Verfügbarkeit bald zu rechnen. 

4.3.7.2 Vergärung von Biomasse 

Durch die Inkubation feuchter Biomasse oder Gülle unter anaeroben Bedingungen werden mikrobiologische 

Gärungsprozesse induziert. Es entsteht so genanntes Biogas, welches hohe Anteile 

an Kohlenmonoxid und Methan, sowie geringe Anteile Wasserstoff enthält. Dieses Mischgas 

kann direkt als Brenngas Hochtemperatur-Brennstoffzellen zur Stromerzeugung zugeführt werden. 

Die Reformierung von Methan zu Wasserstoff erfolgt in diesem Falle wie beim Erdgas direkt 

an der Elektrode bei Temperaturen von ca. 650°C. Die Biogaserzeugung wird bereits kommerziell 

zur Erzeugung von Heizgas genutzt. Die Verbindung mit einer Hochtemperatur- 

Brennstoffzelle befindet sich zur Zeit in der Erprobung [32]. 

4.3.7.3 Photobiologische Wasserstoffgewinnung 

Einige Bakterien und Algen haben die Fähigkeit, Wasserstoff mit Hilfe der Sonnenenergie freizusetzen. 

Der wesentliche Schritt bei der biochemischen Wasserstofffreisetzung besteht in der 

Übertragung von Elektronen auf Protonen durch das Enzym Hydrogenase: 

2H + + 2e - � H2 (siehe Anodenreaktion PEMFC Kap. 4.3.2 ) 

Bei den meisten Bakterien stammen die Elektronen zur Reduktion der Protonen aus zuvor photobiologisch 

gebildeten, energiereichen organischen Verbindungen. Die Oxidation dieser Verbindungen 

erfolgt durch Gärungsprozesse, weshalb man auch von indirekter photobiologischer 

Wasserstofferzeugung spricht. Bei der direkten photobiologischen Wasserstofferzeugung stammen 

die Elektronen unmittelbar aus der durch Sonnenlicht angetrieben Photosynthese: 

2H2O � O2 + 4H + + 4e - (siehe Kathodenreaktion PEMFC Kap. 4.3.2 ) 



Von besonderem Interesse ist die direkte photobiologische Wasserstofferzeugung vor allem deshalb, 

da bei der Photosynthese Wasser gespalten wird und sie somit stöchiometrisch der Elektrolyse 

gleichkommt. Noch ist die photobiologische Wasserstofferzeugung wegen der extremen 

Empfindlichkeit des Enzyms Hydrogenase gegenüber Sauerstoff ineffizient und das Verfahren 

beschäftigt überwiegend die Grundlagenforscher [34]. 



4.3.8 Gegenwärtige Wasserstoffproduktion 

Wasserstoffquelle Anteil an der Weltproduktion 

Öl 55 % 

Erdgas 32 % 

Kohle 10 % 

Chlorkali-Elektrolyse 2 % 

Wasserelektrolyse 0,5 % 

Tab. 4.3.8-1 große gegenwärtige Wasserstoffquellen [16] 

Etwa 180 Mrd. m 3 oder 36% der gesamten Wasserstoffproduktion fallen als Nebenprodukt aus 

chemischen Prozessen der Rohölraffinerie an. Für die zukünftige Nutzung von Wasserstoff als 

Energieträger steht seine sekundärenergetische Erzeugung aus Solarstrom mittels der Elektrolyse 

im Vordergrund. Die Elektrolyse ist vom Primärenergieträger-Einsatz unabhängig und stellt somit 

das Standbein einer zukünftigen regenerativen Wasserstoffenergiewirtschaft dar. Weitere 

Verfahren wie die Vergasung von Biomasse oder die direkte Erzeugung von Wasserstoff durch 

Algen unter Sonneneinstrahlung befinden sich in der Forschungs- und Entwicklungsphase. 

In Hinblick auf den Einsatz von Wasserstoff als einen zukünftigen, emissionsfreien Energieträger 

kommt der Elektrolyse unter den konventionellen Herstellungsverfahren für Wasserstoff eine 

besondere Bedeutung zu. Das Edukt der Elektrolyse, Wasser, ist zugleich das Produkt der Wasserstoffverbrennung. 

Damit liegt ein geschlossener Kreislauf vor. Als Energiequelle für die elektrolytische 

Wasserspaltung soll in Zukunft die Sonnenenergie in all ihren Erscheinungsformen 

Verwendung finden (Fotovoltaik, Solarthermie, Windenergie, Wasserkraft). Ein weiterer 

Vorteil ist, dass bei dem Elektrolyseverfahren sehr reiner Wasserstoff produziert wird. Die Wasserelektrolyse 

wird in ihrer konventionellen Form, der alkalischen Elektrolyse, bereits seit über 

80 Jahren betrieben. Mittels Elektrolyse werden derzeit nur etwa 2,5% der Weltwasserstoffproduktion 

bestritten. Der große Nachteil der Elektrolyse sind die hohen Gestehungskosten für den 

Wasserstoff durch den hohen Energieverbrauch (ca. 4,5 kWh/m 3 oder 110% des Wasserstoffbrennwertes). 

Daher ist die elektrolytische Wasserstofferzeugung nur dort wirtschaftlich, wo 

Strom extrem kostengünstig erzeugt werden kann. Großanlagen für die alkalische Elektrolyse 

sind meist in Verbindung mit großen Wasserkraftwerken zu finden und dienen dem Abfangen 

der Überschussenergie. 



Standorte und Kapazitäten von großen Elektrolyseanlagen: 

Standort Kapazität m 3 H2 / h 

Ägypten (Assuan) 33000 

Indien (Nangal) 30000 

Norwegen (Ryukan) 27900 

Norwegen (Ghomfjord) 27100 

Peru (Cuzco) 4500 

USA (Huntsville) 535 

Tab. 4.3.8-2 Standorte und Kapazitäten von Großanlagen zur alkalischen Wasserelektrolyse [16] 

4.3.9 Erzeugungskosten 

Wasserstoff aus: Kosten 

[Cent/kWhH2,th] 

Erdgas (Dampfreformierung) 2,3 

Schweröl (Partielle Oxidation) 3 

Kohle (Kohlevergasung) 3,9 

Strom aus Großwasserkraftwerken 2,5 – 5 

Strom aus Windkraftwerken 7,5 – 15 

Strom aus solarthermischen Kraftwerken 15 – 20 

Strom aus Fotovoltaikkraftwerken (Afrika) 200 

Tab. 4.3.8-1 aktuelle Wasserstofferzeugungskosten [35] 

Strom aus Windkraftwerken 4 – 6 

Strom aus solarthermischen Kraftwerken 7,5 – 10 

Strom aus Fotovoltaikkraftwerken 11 

Biomasse 4 

Tab. 4.3.8-2 angestrebte Wasserstofferzeugungskosten (2020) [35] 



4.4 Derzeitiger Ausbau und Potenziale 

Die Brennstoffzellentechnologie ist erst jetzt dabei Marktreife zu erlangen, deshalb sind bisher 

hauptsächlich Pilotanlagen in Betrieb. So ging Österreichs erste Brennstoffzellen-Heizanlage am 

1. März 2002 im Technologiezentrum Salzkammergut in Attnang-Puchheim in Betrieb. Es handelt 

sich um eine SOFC- Anlage von Sulzer Hexis mit 1 kWel und 2,5 kWth und einem integrierten 

Brennwertkessel mit 22 kW. Die Brennstoffzelle wird von der Energie AG Oberösterreich 

(EAG) und der Oberösterreichischen Ferngas AG im Rahmen ihrer Forschungsarbeiten betrieben. 

Da Brennstoffzellen im Kraftwärmekopplungsbetrieb den besten Wirkungsgrad aufweisen, 

ist der Ausbau sehr stark an Standorte gebunden, wo ein Bedarf an Wärme gegeben ist. Die 

kleinsten Einheiten werden vorerst die konventionellen Gasbrenner im Raumheizungsbereich 

ersetzen. So geht die deutsche Firma Vaillant von einer Markteinführung von etwa 800 Brennstoffzellen 

im Jahr 2003 aus und rechnet mit einer jährlichen Absatzverdoppelung bis zum Jahr 

2010, was einer elektrischen Leistung von etwa 64 MW Ende 2007 entspricht. 

4.5 Betriebsverhalten 

Diag. 4.4-1 Flussdiagram einer Vaillant Brennstoffzelle 

Das Betriebsverhalten der einzelnen Brennstoffzellentechnologien wurde bereits im Abschnitt 

4.3 ausführlich erklärt. Aus diesem Grund wird hier eine übersichtliche Tabelle aller Technologien 

mit einigen speziellen Eigenschaften für ihr Betriebsverhalten aufgelistet. Ein sehr wichtiger 

Punkt ist hier die Anfahrzeit eines Kraftwerkes. Da in Zukunft stark auf regenerative Quellen 



gesetzt wird, und diese meist schwer kalkulierbare Fahrpläne aufweisen und auch relativ kurze 

Jahresvolllaststunden haben, werden mehr Regelkraftwerke benötigt, die diese Fahrplanabweichungen 

und Kurzzeitfluktuationen ausgleichen können. Dafür eignen sich nur Kraftwerke mit 

kurzen Anfahrzeiten und guter dynamischer Lastwechselanpassung, die deterministisch einsetzbar 

sind. 

Brennstoffzellen könnten auch Wasserstoff, der aus überschüssiger elektrischer Energie gewonnen 

wurde (also gespeichert wurde) in Zeiten des Bedarfs an elektrischer Energie, wieder in 

Strom umwandeln und somit den Bedarf decken. Da Solarzellen direkt Gleichstrom produzieren 

sind diese ideal zur Elektrolyse von Wasser geeignet. 

Typ Leistung Temp. Verwendung Brennstoff Anfahrzeit Lastwechselzeit 

kW °C 

AFC 1 - 100 80 Fahrzeuge 

Raumfahrt 

Wasserstoff wenige sec. wenige sec. 

PEMFC 1 - 100 50- 80 Fahrzeuge Wasserstoff wenige sec. wenige sec. 

BHKW Methanol wenige min. wenige min. 

Mobile Anw. Erdgas 2 h 

2 h 

DMFC 1 - 100 60-130 Methanol wenige min. wenige min. 

PAFC 50 -10000 200 BHKW Erdgas 5 h 10 – 20 sec. 

MCFC 100- 2000 650 BHKW Erdgas 

Kohlegas 

einige h 10 – 20 sec. 

SOFC 10 -100 800- 

1000 

BHKW Erdgas 

Kohlegas 

einige h 10 – 20 sec. 

Tab. 4.3.8-1 Lastwechselzeiten der BZ 



4.5.1 Wechselrichter 

Das Betriebsverhalten von Brennstoffzellen-Wechselrichtern unterscheidet sich nur unwesentlich 

von dem der Fotovoltaik-Wechselrichtern und wurde daher bereits in Abschnitt 3.3.2 erläutert. 

Nur die Wechselrichterleistung kann bei Brennstoffzellen bedeutend höher ausfallen als bei PV- 

Anlagen. 

Um den guten Wirkungsgrad der Brennstoffzelle nicht negativ zu beeinflussen müssen auch die 

Wechselrichter, die den Gleichstrom ins öffentliche Stromversorgungsnetz einspeisen, einen 

guten Wirkungsgrad aufweisen. Diag. 4.5-1 soll den Wirkungsgrad von Wechselrichtern in unterschiedlichen 

Leistungsklassen bei Teillastbetrieb veranschaulichen. Man erkennt, das auch die 

Wechselrichter das schon besagte gute Teillastverhalten der Brennstoffzellen teilen, und somit 

den Gesamtwirkungsgrad nicht all zu stark beeinflussen. 

% 

98 

96 

94 

92 

90 

88 

86 

84 

82 

10% 

25% 

50% 


75% 

100% 

20 kVA 

40 kVA 

60 kVA 

80 kVA 

100 kVA 

200 kVA 

Nennleistung 

Diag. 4.5-1 Wirkungsgrad verschiedener WR bei Teillast


4.5.2 Netzrückwirkungen 

Da Brennstoffzellen immer über einen Wechselrichter an das öffentliche Stromversorgungsnetz 

angebunden werden, sind auch die Netzrückwirkungen nur von diesen abhängig. Diese wurden 

bereits in Abschnitt 3.3.2 beschrieben. Allerdings sollten die Vorschriften zur Abschaltung 

durch einen Spannungsrückgang nochmals überdacht werden, da Brennstoffzellen einen wesentlichen 

Beitrag zur Netzaufrechterhaltung bei einem Fehler (Spannungsrückgang durch Kraftwerks- 

oder Netzausfall) leisten könnten. Außerdem könnten sie auch in die Primär- oder Sekundärregelung 

eingebunden werden, und somit einen wesentlichen Beitrag zur Vermeidung von 

CO2- Emissionen, die durch den Betrieb von kalorischen Kraftwerken zu Spitzenlastzeiten entstehen, 

leisten. 

4.5.2.1 Spannungsrückgangsschutz des Wechselrichters: 

Würde man den Grenzwert für den Spannungsrückgangsschutz auf 60 .. 70 % absenken oder die 

nötige Ansprechzeit wesentlich verlängern, so würden in folgendem Fall nur 2 BZ abschalten. 

Durch den derzeitigen Grenzwert von 0,8 UN würden sich alle BZ vom Netz trennen müssen 

[39]. 

Abb. 4.5-1 Spannungsrückgang bei einem Fehler [39] 


4 Zusammenfassung und Ausblick Seite 79 

5.1 Fotovoltaik 

Die Entwicklung der Solarzellentechnologie ist schon sehr fortgeschritten, jedoch sind die Kosten 

immer noch zu hoch. Einige neue Ansätze, wie z.B. der Photonenverdoppler (Kap. 3.1.1 ), 

oder Zellen auf Polymerbasis versprechen in Zukunft höhere Erträge beim Betrieb dieser Anlagen. 

Das theoretische Ausbaupotential liegt mit 50 TWh pro Jahr sehr hoch, solange jedoch das 

Problem der Speicherbarkeit nicht gelöst ist und die Kosten nicht deutlich sinken, wird der Ausbau 

von Förderungssystemen abhängig sein. Speichermöglichkeiten wären der Pumpbetrieb von 

Wasserspeicherkraftwerken oder die Produktion von Wasserstoff, der in Brennstoffzellen wieder 

verstromt werden kann. Da die Elektolyseverfahren zur Wasserstoffproduktion schon seit vielen 

Jahren Marktreife besitzen und auch einen ausgezeichneten Wirkungsgrad aufweisen, ist diese 

Energiespeichervariante nur noch von der Marktreife der Brennstoffzellen abhängig. 

Die von Fotovoltaikanlagen zu erwartenden Netzrückwirkungen sind in erster Linie die statischen 

und dynamischen Spannungsänderungen. Statische Änderungen können durch vernünftige 

Wahl des Standortes sowie der Netzebene der Anbindung leicht vermieden werden. 

Dynamische Spannungsänderungen, also schaltbedingte Änderungen und Flicker, werden durch 

überziehende Wolken verursacht. Grenzwertüberschreitungen solcher Netzrückwirkungen treten 

allerdings nur bei sehr dichtem Fotovoltaikausbau (hohe Einspeiseleistung pro Ortstrafo) in einer 

Siedlung auf. Die eingesetzten Pulswechselrichter wären auch in der Lage, dynamische Spannungsänderungen 

zu kompensieren, dies wird derzeit jedoch noch nicht genutzt, könnte aber bei 

steigendem Ausbaugrad dazu herangezogen werden, um unzulässige Rückwirkungen zu vermeiden. 

Die benötigten Wechselrichter könnten unzulässige Oberschwingungsströme erzeugen, allerdings 

halten die üblichen Solarwechselrichter die Grenzwerte sehr gut ein. 

5.2 Brennstoffzelle 

Die meisten Anlagentypen sind derzeit noch im Entwicklungsstadium, jedoch ist mit baldiger 

Marktreife zu rechnen. 

Das theoretische Ausbaupotential hat bei Brennstoffzellen nur die Grenze der benötigten Energie 

und Leistung. 



Keine andere bekannte Technologie zur gleichzeitigen Erzeugung von Strom und Wärme 

(KWK) bietet in Summe so viele günstige Eigenschaften wie die Brennstoffzelle. Im Gegensatz 

zu klassischen Wärmekraftmaschinen hat die Brennstoffzelle nicht die Nachteile des Carnot- 

Prozesses, bei dem der maximale theoretische Wirkungsgrad beschränkt ist. Brennstoffzellen 

können für ein breites Leistungsspektrum von wenigen Watt bis zu mehreren Megawatt eingesetzt 

werden. 

Niedrige Schadstoffemissionen stellen vermutlich den wichtigsten Vorteil der Brennstoffzellen- 

Technologie dar. Bei der elektrochemischen Umsetzung entsteht vorwiegend Wasserdampf und 

kleine Mengen Kohlendioxid (bei Verwendung von kohlenstoffhaltigen Brennstoffen). Die Kohlendioxid-Bilanz 

wird auf Grund des höheren Wirkungsgrades wesentlich günstiger ausfallen als 

bei klassischen Wärmekraftmaschinen. Der Schadstoff Stickoxid fällt nur in viel geringerem 

Umfang an, weil keine Verbrennung in einer offenen Flamme stattfindet. Schwefeloxid- 

Emissionen sind grundsätzlich abhängig vom eingesetzten Brennstoff. Für Brennstoffzellen werden 

normalerweise schwefelarme Brennstoffe verwendet oder es findet ein entsprechender Reinigungsprozess 

im Brennstoffzellensystem statt. 

Brennstoffzellensysteme sind, abgesehen von Hilfsaggregaten, ohne bewegliche Anlagenteile 

aufgebaut. Folglich haben sie das Potenzial für einen geringeren Wartungsaufwand und für die 

Verursachung von niedrigeren Betriebskosten als konventionelle Wärmekraftmaschinen. Auf 

Grund des weitgehenden Fehlens beweglicher Anlageteile arbeiten Brennstoffzellen auch äußerst 

geräuscharm. 

Grundsätzlich ist es möglich, ein breites Spektrum unterschiedlicher Brennstoffe für den Einsatz 

in Brennstoffzellen zu verwenden. Brennstoffzellen arbeiten üblicherweise mit aufbereitetem 

Prozessgas. Dieses lässt sich beispielsweise beim Einsatz von fossilen Energieträgern oder von 

Methanol in einer vorgeschalteten Reformierungsstufe erzeugen. Sonderanlagen für Klär- oder 

Biogas sind ebenfalls möglich. Je nach Art des Brennstoffes und der Auswahl des Brennstoffzellentyps 

ist die Gasaufbereitung mehr oder weniger komplex. 

Durch den deterministischen Einsatz von Brennstoffzellen verursachen diese bei vernünftiger 

Netzanbindung keine unzulässigen Spannungsänderugen, andererseits überwiegen ihre positiven 

Auswirkungen auf das Versorgungsnetz, denn sie könnten wegen ihrer schnellen Lastwechselzeiten 

auch als Regelkraftwerke eingesetzt werden. 

Unzulässige Oberschwingungsströme der Wechselrichter sind nur bei netzgeführtem Betrieb zu 

erwarten, beim Einsatz von Pulswechselrichtern ist eher mit hochfrequenten Oberschwingungen 



zu rechnen. Die derzeit am Markt erhältlichen Wechselrichter überschreiten die Grenzwerte nur 

in Netzen mit sehr kleiner Kurzschlussleistung. 

5.3 Ausblick 

Der sicherlich noch weit in der Zukunft liegende Ansatz, Wasserstoff per Elektrolyse unter Einsatz 

von regenerativer Technik aus Photovoltaik, Wind- und Wasserkraft zu erzeugen und unter 

Verzicht auf den Reformer direkt der Brennstoffzelle zu zuführen ist es wert, ebenfalls mit 

Nachdruck verfolgt zu werden. Damit wäre eine fast ideale, emissionsfreie und jederzeit verfügbare 

Versorgung zu erreichen. Doch das ist noch Zukunftsmusik. 

Heute verfügen wir über eine fast flächendeckende Infrastruktur für Erdgas, den Energieträger 

mit den günstigsten CO2-Faktoren. Allerdings ist auch die Reichweite von Erdgas begrenzt, 

wenn auch mit 120 Jahren fast doppelt so lange wie für Erdöl. Ziel muss es also sein, neben dem 

Ausbau der regenerativen Systeme, den auch weiterhin notwendigen Bedarf an fossiler Energie 

mit Systemen zu decken, die im höchsten Maße umweltfreundlich und sparsam mit diesem wertvollen 

Rohstoff umgehen. 

Schon in naher Zukunft könnten Brennstoffzellen-Heizgeräte hierzu einen wichtigen Beitrag 

liefern und eine Brücke bauen zur voll-regenerativen Energieversorgung der fernen Zukunft. 

Eine Zukunft, die unseren Kindern eine ebenso gute Lebensqualität bieten kann, wie wir sie heute 

für uns noch als selbstverständlich erachten. 


5 Verzeichnisse Seite 82 

6.1 Literaturverzeichniss 

[1] ETG Fachbericht 78: Verteilungsnetze mit dezentralen Stromerzeugungsanlagen: VDE 

VERLAG GMBH 1999 

[2] Jürgen Neubarth, Martin Kaltschmitt: Erneuerbare Energien in Österreich; 

ISBN:3211835792; Springer 2000 

[3] W. Enders, H. Harich: Tests und Analysen von Solar- Wechselrichtern: VEÖ 1998 

[4] UCTE Spielregeln für die Koordination der Verbundabrechnung und die Organisation der 

Frequenz-Leistungs-Regelung: UCTE 1999 

[5] UCTE Spielregeln zur primären und sekundären Frequenz und Wirkleistungsregelung: 

UCTE 1998 

[6] Dipl.-Ing.Dr. Richard Muckenhuber: Skriptum Elektrische Energieübertragung: TU Graz, 

Institut für elektrische Anlagen 

[7] Dr. Manfred Sakulin: Skriptum Netzrückwirkungen: TU Graz, Institut für elektrische Anlagen 

[8] Dr. Herwig Renner: Skriptum Netzregelung und –stabilität: TU Graz, Institut für elektrische 

Anlagen 

[9] Dipl.-Ing.Dr. Richard Muckenhuber: Skriptum Elektrische Energieerzeugung: TU Graz, 

Institut für elektrische Anlagen 

[10] Fritjof Staiß: Jahrbuch Erneuerbare Energiequellen: ISBN:N3-927656-15-1 

[11] J.D. Graf und H. Häberlin Qualitätssicherung von Photovoltaikanlagen: BFE-Projekt Nr. 

DIS 2744 / 61703 

[12] Hermann Scheer: Solare Weltwirtschaft: ISBN:3-88897-228-0 

[13] VEÖ – Verband der Elektrizitätswerke Österreichs: Technische und organisatorische Regeln 

für Betreiber und Benutzer von Übertragungs- und Verteilernetzen gemäß ELWOG 

(TOR A - F): VEÖ 

[14] Elektrizitätswirtschafts- und Organisationsgesetz (ELWOG), 2000 und 2001 

[15] Volker Quantschnig: Simulation der Abschattungsverluste bei solarelektrischen Systemen: 

ISBN:3-89574-191-4 

[16] Wünschiers R. und Borzner S. (1999) Chemie in Labor und Biotechnik 50: 141-146 



[17] Wünschiers R und Schulz R (1998) Biologie in Unserer Zeit: 28: 130-136 

[18] Webseite Arbeitsgemeinschaft Erneuerbare Energie (www.aee.at) 

[19] Webseite Energytech (www.energytech.at) 

[20] Webseite Verband der Elektrizitätsunternehmen österreichs VEÖ (www.veoe.at) 

[21] Richtlinie für den Parallelbetrieb von Eigenerzeugungsanlagen mit dem Niederspannungsnetz 

des Elektrizitätsversorgungsunternehmens (EVU): 3. Auflage 1991 Nachdruck 1996 

VDEW 

[22] Dipl.-Ing. Jörg Scheffler: Diss.: Bestimmung der max. zulässigen Netzanschlussleistung 

photovoltaischer Energiewandlungsanlagen in Wohnsiedlungsgebieten Diss. TU Chemnitz 

[23] Webseite Energieverwertungsagentur (www.eva.wsr.ac.at) 

[24] Webseite E-Control (www.e-control.at) 

[25] Dipl.-Ing. D. Audring, Prof. Dr.-Ing. G. Balzer, Darmstadt Dipl.-Ing. A. Wildenhain: 

Netzbeeinflussung von Brennstoffzellen-Heizkraftwerken zur Energieversorgung von 

Wohngebäuden TU-Berlin) 

[26] Webseite Hy Web (www.hydrogen.org) 

[27] Webseite (www.initiative-brennstoffzelle.de) 

[28] Dr. Ulrich Bünger: Mobile, stationäre und portable Anwendungen von Brennstoffzellen: 

Fachveranstaltung Nr. E 10 848-9: Essen, 18. Oktober 1999 

[29] U. Bünger, E. Kraus: Wasserstoff - Chance dezentraler Versorgungssysteme?: Ludwig- 

Bölkow-Systemtechnik GmbH, Ottobrunn (www.lbst.de) 

[30] U Bünger, W. Weindorf: Verfahren zur Reinigung von Wasserstoff für den Einsatz in kleinen 

Brennstoffzellen: interner Bericht der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik: November 

1996 

[31] Matthias Altmann, Christoph Stiller: Wasserstoff-Erzeugung in Offshore Windparks: L-B- 

Systemtechnik GmbH, Ottobrunn 2001 

[32] Hoffmann: Wasserstoff - Energie mit Zukunft, Teubner Verlagsgesellschaft, Leipzig 1994: 

ISBN:3815435013 

[33] Dipl.-Ing. Dr. Günter R. Simader: Brennstoffzellen-Systeme Energiekonverter für das 21. 

Jahrhundert: (EVA 1999) 

[34] R. Wünschiers und R. Schulz: Biologie in Unserer Zeit: 1998 

[35] R. Wurster, W. Zittel: Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH: Ottobrunn 1994 

[36] Dipl.-Ing.Kai Klinder: Niedertemperatur-Brennstoffzellen in der Hausenergieversorgung: 

Vaillant GmbH: 



[37] Svante Arrhenius: On the Influence of Carbonic Acid in the Air upon the Temperature of 

the Ground; Philosophical Magazine 41, 237-276 (1896) 

[38] Webseite Global 2000 (www.global2000.at) 

[39] Dipl.- Ing. D. Audring, Prof. Dr.- Ing. G. Balzer: Netzbeeinflussung von Brennstoffzellen- 

Heizkraftwerken zur Energieversorgung von Wohngebäuden: VDI Verlag Düsseldorf 

2001, ISBN 3-18-091594-3 

6.2 Abbildungen 

Abb. 2.2-1 Einsatzplan der Regelungen[5] ...................................................................................15 

Abb. 2.2-2 einfache Leitungsersatzschaltung ...............................................................................17 

Abb. 2.2-3 Ersatzschaltung mit konzentrierten Querkapazitäten..................................................17 

Abb. 2.2-4 Zeigerdiagramm..........................................................................................................17 

Abb. 2.2-5 Zeigerdiagramm..........................................................................................................17 

Abb. 2.2-6 Übersicht Flickerbewertung........................................................................................23 

Abb. 2.2-7 Emissionsgrenzkurve ..................................................................................................23 

Abb. 3.1-1 Aufbau einer Solarzelle...............................................................................................29 

Abb. 3.1-2 Energiebilanz einer Solarzelle ....................................................................................31 

Abb. 3.1-3 Aufbau Inselbetrieb.....................................................................................................32 

Abb. 3.1-4 Aufbau Netzbetrieb.....................................................................................................32 

Abb. 3.1-5 Arten von Netzanbindungen .......................................................................................33 

Abb. 3.4-1 Simulationsergebnisse ländliches Netz ohne PV-Einspeisung ...................................47 

Abb. 3.4-2 Simulationsergebnisse ländliches Netz mit PV-Einspeisung......................................48 

Abb. 3.4-3 Simulationsergebnisse städtisches Netz ohne PV-Einspeisung..................................50 

Abb. 3.4-4 Simulationsergebnisse städtisches Netz mit PV-Einspeisung ....................................51 

Abb. 4.2-1 schematische Darstellung einer PEM-Brennstoffzelle ...............................................61 

Abb. 4.3-1 Flussdiagramm Reformierung.....................................................................................67 

Abb. 4.3-2 Schemadarstellung Elektrolyse...................................................................................70 

Abb. 4.5-1 Spannungsrückgang bei einem Fehler [39].................................................................78 



6.3 Tabellen 

Tab. 1.2.3-1 Definitionen für dezentrale Stromversorgungen ......................................................11 

Tab. 2.2.1-1 Maximale Energie und Leistung in Österreich [20] .................................................12 

Tab. 2.2.4-1 Übersichtstabelle der Netzregelungen ......................................................................15 

Tab. 2.2.5-1 Spannungsgrenzen ....................................................................................................16 

Tab. 2.2.5-2 Grenzwerte schaltbedingter Spannungsänderungen.................................................18 

Tab. 2.2.5-3 maximale Einspeiseleistung pro Netzebene .............................................................20 

Tab. 2.2.7-1 Geräteklassen zur OS- Bewertung............................................................................25 

Tab. 2.2.7-2 OS- Grenzwerttabelle für Klasse A ..........................................................................25 

Tab. 2.2.7-3 OS Grenzwerttabelle nach TOR ...............................................................................26 

Tab. 2.2.9-1 Zusammenfassung der Grenzwerte für die Netzrückwirkung..................................28 

Tab. 3.2.1-1 Flächenwidmungsplan ..............................................................................................34 

Tab. 3.2.1-2 Theoretischer Fotovoltaikausbau..............................................................................34 

Tab. 3.2.3-1 Ausbauszenarien [2] .................................................................................................37 

Tab. 3.3.2-1 Grenzwerte für den Spannungsrückgangsschutz......................................................41 

Tab. 3.3.2-2 Synchronisierbedingungen .......................................................................................43 

Tab. 3.3.2-3 Flickergrenzwerte .....................................................................................................44 

Tab. 3.4.1-1 Daten eines ländlichen Verteilnetzes........................................................................46 

Tab. 3.4.1-2 Daten eines Stadtverteilnetzes ..................................................................................49 

Tab. 3.4.4-1 Nettoeinspeisetarife in Cent/kWh (exklusive Umsatzsteuer) für Lieferungen 

elektrischer Energie aus Fotovoltaikanlagen [24].................................................................58 

Tab. 3.4.4-2 Einspeisetarife Fotovoltaik-Neuanlagen [23] ...........................................................58 

Tab. 4.3.5-1 Übersicht Brennstoffzellen .......................................................................................65 

Tab. 4.3.8-1 große gegenwärtige Wasserstoffquellen [16] ...........................................................73 

Tab. 4.3.8-2 Standorte und Kapazitäten von Großanlagen zur alkalischen Wasserelektrolyse [16] 

...............................................................................................................................................74 

Tab. 4.3.8-1 aktuelle Wasserstofferzeugungskosten [35] .............................................................74 

Tab. 4.3.8-2 angestrebte Wasserstofferzeugungskosten (2020) [35] ............................................74 

Tab. 4.3.8-1 Lastwechselzeiten der BZ.........................................................................................76 



6.4 Diagramme 

Diag. 2.2-1 Empfohlene Sekundärregelreserve.............................................................................14 

Diag. 2.2-2 Spannungsanhebung mit Netzwinkel als Parameter bei einem Verhältnis von 

Generatorleistung zur Netzkurzschlussleistung von 3%.......................................................19 

Diag. 2.2-3 Spannungsanhebung mit dem Lastverhältnis SA/SkV als Parameter bei einem 

Netzwinkel von 70°...............................................................................................................19 

Diag. 3.2-1 Österreichischer Strommix.........................................................................................35 

Diag. 3.2-2 Installierte Leistung und Stromverbrauch in Österreich bis 2007 extrapoliert..........36 

Diag. 3.2-3 Fotovoltaikleistung in Österreich exponentiell extrapoliert bis 2007........................36 

Diag. 3.2-4 Ausbauszenarien ........................................................................................................37 

Diag. 3.3-1 Leistungsverluste durch Abschattung bei Serienschaltung........................................39 

Diag. 3.3-2 Leistungsverluste durch Abschattung ........................................................................39 

Diag. 3.4-1 Spannungsänderung durch Leitungen........................................................................45 

Diag. 3.4-2 Simulationsergebnisse ländliches Netz ohne PV-Einspeisung ..................................47 

Diag. 3.4-3 Simulationsergebnisse ländliches Netz mit und ohne PV-Einspeisung.....................48 

Diag. 3.4-4 Simulationsergebnisse städtisches Netz ohne PV-Einspeisung .................................50 

Diag. 3.4-5 Simulationsergebnisse städtisches Netz mit und ohne PV-Einspeisung....................51 

Diag. 3.4-6 Leistungsfluktuationen von PV-Anlagen...................................................................52 

Diag. 3.4-7 Flickerrelavanz von Fotovoltaikanlagen bei Aufzug von Wolken [22].....................53 

Diag. 3.4-8 Ergebnisse Rundsteuersignal- Beeinflussung ............................................................54 

Diag. 3.4-9 OS-Ströme von PV-Wechselrichtern nach EN 61000-3-2.........................................55 

Diag. 3.4-10 OS-Ströme von PV-Wechselrichtern nach TOR......................................................56 

Diag. 4.1-1 Ideale Wirkungsgrade der H2/O2 Brennstoffzelle und Carnot-Prozesse (TU=300 K)60 

Diag. 4.1-2 Wirkungsgrad verschiedener Technologien in Abhängigkeit der Leistung...............60 

Diag. 4.3-1 Wirkungsgrad der Brennstoffzellen ...........................................................................65 

Diag. 4.4-1 Flussdiagram einer Vaillant Brennstoffzelle..............................................................75 

Diag. 4.5-1 Wirkungsgrad verschiedener WR bei Teillast ...........................................................77 

6.5 Gleichungen 

Gl. 2.2-1 Beteiligungskoeffizient..................................................................................................12 

Gl. 2.2-2 Netzleistungszahl ...........................................................................................................13 



Gl. 2.2-3 Statik eines Maschinensatzes.........................................................................................13 

Gl. 2.2-4 Statik aller Maschinensätze............................................................................................13 

Gl. 2.2-5 Frequenzänderung..........................................................................................................13 

Gl. 2.2-6 Sekundärregelreserve.....................................................................................................14 

Gl. 2.2-7 Spannungsänderung .......................................................................................................17 

Gl. 2.2-8 Spannungsänderung .......................................................................................................17 

Gl. 2.2-9 Spannungänderung.........................................................................................................18 

Gl. 2.2-10 schaltbedingte Spannungsänderung.............................................................................19 

Gl. 2.2-11 Spannungsänderung bei WKA.....................................................................................21 

Gl. 2.2-12 Langzeitflicker .............................................................................................................22 

Gl. 2.2-13 Summe verschiedener Langzeitflicker.........................................................................22 

Gl. 2.2-14 Summe gleicher Langzeitflicker..................................................................................22 

Gl. 3.1-1 cos-Gesetz......................................................................................................................29 

Gl. 3.4-1 zulässiger Oberschwingungsfaktor ................................................................................56

3.1 Physikalische Grundlagen - Institut für Elektrische Anlagen

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