Montagesysteme für bifaziale Module: Beide Modulseiten nutzen

Die Hersteller von Montagesystemen müssen auf Entwicklungen im Modulmarkt reagieren. Das ist in der Regel nicht so kompliziert, haben sich doch inzwischen weitgehend Standardgrößen durchgesetzt. Zudem sind die Montagegestelle so flexibel aufgebaut, dass sie selbst größere Abweichungen von diesem Standard abdecken können.

Anders sieht das beim derzeitigen Trend hin zu bifazialen Modulen aus. Der Mehrertrag durch die Stromproduktion auch auf der Rückseite ist vor allem für Investoren in große, aufgeständerte Anlagen – sowohl auf dem Dach als auch auf der Freifläche – interessant. Denn vor allem in solchen Systemen können die bifazialen Module ihre Stärken ausspielen.

Stärkere Windlasten parieren

Schließlich brauchen die Sonnenstrahlen Platz hinter dem Modul, um vom Untergrund wieder reflektiert auf die Rückseite des Paneels zu gelangen. Dieser Platz ist bei dachparallel montierten Anlagen nicht vorhanden und der Gewinn aufgrund der aktiven Modulrückseite nur minimal. Doch genau hier fangen die Probleme an. Denn in den aufgeständerten Anlagen sind die Systeme den Windkräften stärker ausgesetzt als auf dem Schrägdach.

Diese zusätzliche Last fangen die Hersteller der Unterkonstruktionen in der Regel mit Querträgern ab, die hinter den Modulen verlegt werden und dem gesamten System zusätzliche Stabilität verleihen. Das gilt vor allem für Freiflächenanlagen mit ihren großen Modultischen.

Was tun gegen Verschattungen?

Diese Querstreben verschatten dann aber einen Teil der aktiven Rückseite mit erheblichen Auswirkungen auf die Leistung der Module. Das müssen die Gestellhersteller verhindern. Die stabilisierende Querstrebe muss verschwinden. Deshalb hat Schletter seinen im vergangenen Jahr auf der Intersolar neu vorgestellten Tracker noch einmal überarbeitet und daraus eine zusätzliche Lösung für bifaziale Module entwickelt.

Grundsätzlich bleiben Aufbau, Material, Antrieb und Lagerung gleich. Auch der bifaziale Tracker besteht aus einem rostfreien und verzinkten Stahl und wird mittels einer sogenannten astronomischen Steuerung nachgeführt. Das heißt, die Bewegung der Modultische folgt einem vorher festgelegten Zeitplan, der sich wiederum aus dem Lauf der Sonne in der Region ergibt, in der die Anlage installiert ist. Jede einzelne Reihe des Trackers wird mit einem Elektromotor angetrieben, der seinen Strom direkt von einem kleinen Solarmodul bekommt, das in jede Trackerreihe integriert ist.

Querstreben verbannt, Modulträger versetzt

Eine Versorgung aus dem Netz ist auf Anfrage möglich. Der bifaziale Tracker kommt ohne hydraulische Schwingungsdämpfer aus. Denn auch er wird über einen Zahnradbogen bewegt, der mit einer Selbsthaltefunktion ausgestattet ist. Das verhindert das Aufschaukeln der Modulreihen aufgrund wechselnder Windkräfte.

Um das System auf die Anforderungen für die Installation von bifazialen Modulen abzustimmen, hat Schletter aber die Querstreben verbannt, die bisher das System zusätzlich stabilisiert haben. „Damit kreuzt nichts die Zellen auf der Modulrückseite“, betont Cedrik Zapfe, Technikchef bei Schletter. Das erreicht der Hersteller aus dem oberbayerischen Kirchdorf/Haag, indem die Modulträger, die bisher hinter den Paneelen verliefen, ganz nach oben und unten versetzt wurden.

„Dadurch ist der Binder zwischen den Modulträgern länger geworden als im Standardsystem“, sagt Zapfe. „Deshalb müssen wir für das bifaziale System mehr Material einsetzen als beim gewöhnlichen Trackersystem. Schließlich müssen wir uns an das Rastermaß der Module anpassen, aber trotzdem die Stabilität erhalten.“

Mehr Material bedeutet im Bereich der Unterkonstruktion auch einen geringfügig höheren Preis. Cedrik Zapfe rechnet aber mit weniger als 10% mehr Kosten aufgrund der längeren Binder zwischen den Modulträgern. Dafür ist aber garantiert, dass die mögliche Leistung der Modulrückseite voll ausgeschöpft werden kann. Durch den Mehrertrag amortisieren sich die zusätzlichen Kosten für das Montagesystem relativ schnell. „Wir folgen mit der Anpassung des Trackers dem Trend der Branche, den Ertrag aus den Solaranlagen zu optimieren“, erklärt Florian Roos, Geschäftsführer von Schletter.

Sparren der Unterkonstruktion zwischen die Module verlegt

Mounting Systems hat in München die Beispielinstallation eines Freilandsystems aufgebaut und mit bifazialen Modulen belegt. Grundlage ist das bewährte Freilandsystem Sigma II des Berliner Herstellers, das als großflächige Unterkonstruktion auch in Hanglagen eingesetzt werden kann. Der Aufbau des Sigma-Systems wurde dabei so angepasst, dass die bifazialen Module nicht durch die Längs- und Querträger verschattet werden. Dazu hat Mounting Systems die Sparren der Unterkonstruktion zwischen die Module verlegt. Darauf sind die Modulträger jeweils im Abstand einer Modulbreite installiert. Die bifazialen Glas-Glas-Paneele wurden dann mit den Laminatklemmen von Mounting Systems auf den Modulträgern fixiert.

Das System ist nicht neu. Es werden ausschließlich die Komponenten verwendet, mit denen Mounting Systems auch die Anlagen mit herkömmlichen monofazialen Modulen baut. „Um auch auf der Rückseite Strom zu erzeugen, mussten wir die Anordnung nur minimal anpassen”, erklärt Franziska Weiland, Produktmanagerin von Mounting Systems. „Vor allem ist hier wichtig, dass die Module nicht über den Modulträgern montiert werden. Denn dann würden diese hinter den Laminaten verlaufen und für eine Teilverschattung auf der Rückseite sorgen.“

Mit dieser Strategie macht Mounting Systems schnell und ohne viel Aufwand sein Sigma-System fit für die Idee, das vom Boden reflektierte Licht auf der Rückseite der Module zur Stromproduktion zu nutzen. Das Unternehmen will dem Bifazial-Trend im Markt folgen und seine Systeme mit Blick auf die Verschattung der Rückseite weiter optimieren. Einen Ansatz haben die Berliner schon umgesetzt.

Um den Einfall des vom Boden reflektierten Lichts auf die Modulrückseite zu optimieren, kann das System auch mit hohen Anstellwinkeln und erhöhter Modulunterkante gebaut werden. Denn das hat Vorteile, wie der spanische Hersteller von Solartrackern Soltec herausgefunden hat.

Vorteile ausgemessen

Die Entwickler haben auf dem unternehmenseigenen Testzentrum Bitec im kalifornischen Livermore ausgemessen, wie sich der Abstand der bifazialen Module vom Boden und die Verschattung der Rückseite auf den Ertrag auswirken. Dazu haben die Spanier verschiedene Trackeranlagen mit jeweils einer Modulreihe und zwei Modulreihen aufgebaut. Die Torsionsstangen, um die die Modultische gedreht werden, verschatten bei den Trackern mit einer Modulreihe die Paneele auf der Rückseite. Das wurde aufgrund eines größeren Abstands zwischen den Modulen und den Torsionsstangen bei den Trackern mit zwei Modulen verhindert.

Je höher der Tracker, desto besser der Ertrag

Die ersten Messergebnisse zeigen, dass das Torsionsrohr auf den einfach bestückten Trackern bewirkt, dass im Vergleich zum doppelt bestückten Tracker 38% des reflektierten Lichts weniger auf der Modulrückseite ankommen. Aber auch die Höhe der Tracker hat einen Einfluss auf den Ertrag. Die mit Moduldoppelreihen belegten Tracker erreichen eine Höhe von 2,35 Metern, während die Tracker mit einer Modulreihe nur 1,35 Meter hoch sind.

Aus den Messungen geht hervor, dass der Kurzschlussstrom des höheren Trackers um 2,3% über dem der nur mit einer Modulreihe bestückten Anlage liegt. Daraus schlussfolgern die Entwickler von Soltec, dass mit der Höhe der Anlage über dem Boden auch die Stärke der diffusen Bestrahlung aufgrund des am Untergrund reflektierten Sonnenlichts steigt. Gleichzeitig sinkt die Verschattung des Untergrunds durch die Solaranlage selbst, sodass auch mehr Sonnenlicht reflektiert werden kann.

Dieser Artikel von Sven Ullrich ist zuerst erschienen in photovoltaik 12-2019.