Technische Dokumentation
Fragen zum TD Buch
Fragen zum TD Buch
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Lernkarten
SI Sicherheitsstromaggregat: Versorgung innert 15 s. SA Schnellbereitschaftsaggregat: innert 0,5 s.
Im Batteriebetrieb liefert eine USV kurzzeitig etwa 1,5- bis 4-mal den Nennstrom als Kurzschlussstrom, ungefähr während 200 ms. Das ist bei der Absicherung zu berücksichtigen.
Die Spannungsüberwachung erkennt den Ausfall, der Netz-Leistungsschalter öffnet sofort; Notnetz/USV übernehmen entsprechend der Steuerung und Priorität.
Für die Synchronisation sind Spannungs-, Frequenz- und Phasenwinkeldifferenz zu prüfen. Richtwerte: ΔU ≤ 10 % Un, Δf ≤ 0,5 Hz, Δφ ≤ 10°.
Normalnetz, Notnetz und USV-Netz mit jeweils eigenen Abgängen; die Steuerung koordiniert Umschaltung und Synchronisation.
Offshore, Onshore und Nearshore.
Wind >4,5 m/s, 1000-2000 Volllaststunden/Jahr, Nabenhöhe 60-100 m, Rotor 45-55 m, Leistung 2-3,5 MW.
Windstärke, möglicher Netzanschluss/Mittelspannungsnähe, Erschliessung, Distanz zu Wohnbauten/Wald und Landschafts-/Naturschutz.
Laufkraft <15 m: Kaplan; Mitteldruck 15-50 m: Francis; Hochdruck >50 m: Pelton.
Gleiche Frequenz, gleicher Drehsinn, gleiche Phasenlage und gleiche Spannung.
Wasserfassung, Druckleitung, Wasserschloss, Drosselklappe, Kugelschieber, Turbine, Generator samt Getriebe/Schaltanlage/Trafo sowie Automatik-, Regel- und Schutzeinrichtung.
Feste Biomasse: Holz verbrennen/vergasen, Dampf erzeugen, turbiniert; Abwärme ins Fernwärmenetz. Vergärung: Kompostgas treibt Verbrennungsmotor mit Generator; Abwärme wird genutzt.
Hydrothermal: Bohrung in Warmwasserschicht. Petrothermal: tiefe Bohrung in Gestein, Wasser wird mit Druck eingepresst/erwärmt. Vorteil laut Buch: einheimische Bandenergie ohne Schadstoffe.
Umkehrprinzip zur Elektrolyse: Wasserstoff und Sauerstoff werden kontrolliert zusammengeführt und erzeugen elektrische Energie („kalte Verbrennung“). Eine Zelle liefert etwa 1,23 V; viele Zellen bilden einen Stack.
Faustwerte: 1 kWp benötigt etwa 6-7 m² Modulfläche und liefert rund 1000 kWh/Jahr. Die Globalstrahlung in der Schweiz liegt bei etwa 1100 kWh/m² pro Jahr.
Indach-, Aufdach- und Flachdachanlagen. Monokristallin etwa 19-22 %, polykristallin 15-20 %, amorph ca. 5-7 %.
STC: Laborbedingungen 25 °C und 1000 W/m² zum Vergleich von Modulen. Hotspot: bei Verschattung kann ein Modul stark Leistung verlieren; Bypassdioden begrenzen schädliche Zellspannungen.
UV-beständige PV-Kabel; kompatible Steckverbinder vom selben Hersteller bzw. mit nachgewiesener Kompatibilität; lange DC-Leitungen vermeiden.
Modul-, Strang-, Teilgenerator- und Zentral-/Multistrangkonzepte; 1-phasig bis 3,6 kVA wird erwähnt, grössere Konzepte auch 3-phasig.
Kein zusätzlicher Potenzialausgleich bei Schutzklasse II und galvanischer Trennung im Wechselrichter. Als kleine Anlage werden <10 A und <2 kW genannt; beim WR max. 6 kW. Bei vorhandenem Blitzschutz ist die PV-Anlage in das LPS einzubeziehen und mit SPD zu versehen.
Metallische Rohre/Kanäle oder Kabel mit konzentrischem Schutzleiter verwenden; wenn keine der Massnahmen eingehalten wird, SPD einsetzen.
Wenn der Wechselrichter galvanisch trennt oder keine Gleichfehlerströme in der Anlage möglich sind, z.B. mit RCMU.
Typische Module: ca. 165×80 cm mit 72 Zellen oder 170×100 cm mit 60 Zellen. Eine Zelle liefert etwa 0,6 V; Module werden je nach Anlage seriell und parallel verschaltet.
Netzparallel: Anschlussgesuch an VNB. >30 kVA vorlagepflichtig beim ESTI; darunter SiNa an VNB und unabhängige Abnahmekontrolle. KLEIV <100 kWp, GREIV >100 kWp; Förderhinweis Pronovo.
Gut sichtbar beim Anschluss-Überstromunterbrecher und an SGK zwischen Anschluss-ÜSU und Wechselrichter, typischerweise HAK und HV. Bei BMA/Sprinkler zusätzlich beim Feuerwehrbedienteil.
Solar-DC-Schild an DC-Leitungen, PV-Array und GAK. Am Wechselrichter Leistungsschild mit max. Leerlaufspannung und Angabe mit/ohne galvanische Trennung; Installationsfirma muss ersichtlich sein.
Höherer Eigenverbrauch, Reduktion der Bezugsleistungsspitzen und eventuell Notstrom/mehr Unabhängigkeit; Wirtschaftlichkeit ist nicht immer gegeben.
Einfach nachrüstbar und modular erweiterbar; dafür mehr Platz, eher teurer und eventuell zusätzlicher Zähler-/Umrichteraufwand.
Neue PV-Wechselrichter können als Laderegler dienen; geringerer Platzbedarf. Erweiterungen sind aufwendiger, Speicher und PV müssen aufeinander abgestimmt werden.
Vorwiegend Lithium-Ionen oder Blei-Säure; typische EFH-Speicher 2-16 kWh. Alternativen: Schwungrad, Druckluft, Salz, Wärmespeicher oder Fahrzeugakkus.
Schrägdach: einfache Installation; mögliche Nachteile bei Ausrichtung und Wärmeableitung. Flachdach: optimale Ausrichtung und besser begehbar; Nachteile: Statik/Gewicht, höhere Kosten und Wind.
Solarmodul, Solarladeregler und Solarakku für DC-Verbraucher; über Wechselrichter können AC-Verbraucher versorgt werden.
In Betrieb: Beznau 1 und 2, Gösgen und Leibstadt. Mühleberg wurde 2019 ausser Betrieb genommen. Typische Leistungsspanne: ca. 365 bis 1220 MW.
CEE-Steckvorrichtung bis 16 A, 250 V 1-phasig oder 480 V 3-phasig; keine Kommunikation Fahrzeug/Ladestation. Eigener Überstromschutz und eigener RCD ≤30 mA erforderlich.
CEE-Steckvorrichtung bis 32 A; im Kabel sind Ladesteuerung und Schutzfunktion als ICCB integriert. Netzseitig eigener Überstromschutz und eigener RCD ≤30 mA.
Typische AC-Ladeart an Wallboxen/Ladesäulen, fest angeschlossen und mit Kommunikation zwischen Fahrzeug und Ladestation; eigener Überstromschutz und eigener RCD ≤30 mA.
DC-Ladung an fest angeschlossener Ladestation mit festem Ladekabel und Kommunikation; Gleichrichter/Ladegerät sitzt in der Ladestation. Netzseitig eigener Überstromschutz und RCD ≤30 mA.
Typ-13- und Typ-23-Steckdosen sind zum Laden von Elektrofahrzeugen nicht geeignet. Geeignet sind z.B. CEE 400 V/16 A bzw. 32 A oder fest installierte Wallboxen.
Jeder Ladepunkt braucht einen eigenen RCD und ein eigenes Überlastschutzorgan/LS. NH-Sicherungen werden als ungeeignet bezeichnet.
RCD Typ A-EV bei Gleichfehlerströmen >6 mA als Alternative zum kostenintensiven Typ B.
