PV-Glossar

Voc (Open Circuit Voltage) ist die maximale Spannung, die ein PV-Modul liefert, wenn kein Strom fließt. Bei -10 °C kann sie um 10-12 % über dem STC-Wert liegen. Die maximale Eingangsspannung des MPPT muss dafür ausgelegt sein, sonst wird der Laderegler beschädigt. Faustregel: (Modul-Voc × Anzahl in Serie) × 1.12 ≤ MPPT vocMax.

Vmpp ist die Spannung, bei der das Modul seine maximale Leistung abgibt. Der MPPT-Laderegler regelt aktiv darauf. Wichtig: Die Summe der Vmpp aller Module in Serie muss innerhalb des MPPT-Arbeitsfensters liegen, sonst kann der Tracker den Punkt nicht halten.

Isc (Short Circuit Current) ist der Strom, der fließt wenn die Modulpole direkt verbunden sind. Bei der Kabel- und Sicherungs-Auslegung wird typischerweise mit Isc × 1.25 gerechnet, um Reserve für hohe Einstrahlung (>1000 W/m²) zu haben.

Imp ist der Strom, den das Modul im MPP liefert. Imp × Vmpp ergibt die maximale Leistung (Pmpp = Leistung in Wp). Bei der MPPT-Auslegung wird der Tracker-Stromgrenze (ipvMaxA) mit Imp pro String verglichen.

Wp (Watt-Peak) ist die Leistung des Moduls unter Standard-Test-Bedingungen (STC: 1000 W/m², 25 °C Zelltemperatur, AM 1.5). Die tatsächliche Leistung im Betrieb liegt meist 10-20 % unter Wp wegen höherer Modultemperatur, Verschmutzung, Verlusten. kWp = 1000 Wp.

Standard Test Conditions sind die genormten Bedingungen unter denen Voc, Vmpp, Isc, Imp und Pmpp im Modul-Datenblatt angegeben werden. Im echten Betrieb sind die Werte fast immer schlechter (Modul wird wärmer als 25 °C). Für realistische Werte gibt es NOCT.

NOCT ist näher am Alltagsbetrieb als STC. Die Modul-Datenblätter geben in der Regel beide Werte an. Für Jahresertrags-Simulationen ist NOCT oft repräsentativer.

Der Temperaturkoeffizient β gibt an, wie stark die Voc mit jedem Grad Temperaturanstieg sinkt (negativ, da Spannung mit Wärme abnimmt). Umgekehrt: bei -10 °C steigt die Voc um ~10-12 %. Dieser Wert ist die Grundlage der Kälte-Korrektur in der MPPT-Auslegung.

Bei Teilverschattung würde der Strom durch die schwächste Zelle limitiert. Bypass-Dioden (typisch 3 pro Modul) leiten den Strom um die verschatteten Teil-Strings und verhindern Modul-Schäden. Verlust: dann liefert das verschattete Modul nur 2/3 oder 1/3 der Leistung.

Glas-Glas-Module sind langlebiger (oft 30 Jahre Garantie), schwerer (~25-28 kg vs. 20-22 kg) und meist bifazial (nutzen reflektiertes Licht auf Rückseite). Glas-Folie ist günstiger und leichter, hat aber kürzere Lebensdauer (25 Jahre). Wichtig für Statik und UK.

Die Rahmenstärke ist relevant für die Auswahl der End- und Mittelklemmen, die genau diese Höhe greifen müssen. Bei Glas-Glas-Modulen oft rahmenlos (0 mm) — dann braucht es spezielle Klemmen oder Klebe-Systeme.

Auf der Strom-Spannungs-Kennlinie (U-I-Diagramm) gibt es genau einen Punkt, an dem Strom × Spannung maximal wird. Dieser MPP verschiebt sich mit Einstrahlung und Temperatur. Der MPPT-Tracker passt die Last so an, dass dieser Punkt immer gehalten wird.

MPPT (Maximum Power Point Tracker) ist eine elektronische Schaltung, die kontinuierlich den optimalen Arbeitspunkt sucht. Moderne MPPTs haben oft 2-4 unabhängige Tracker, sodass verschattete oder unterschiedlich ausgerichtete String-Gruppen separat optimiert werden.

Außerhalb dieses Fensters kann der MPPT nicht arbeiten. Bei zu niedriger Spannung schaltet er sich aus, bei zu hoher Spannung wird der Laderegler beschädigt. Faustregel: Die Vmpp-Summe der Module muss bei jeder Temperatur (Sommer wie Winter) innerhalb des Fensters bleiben.

Bei niedriger Einstrahlung am frühen Morgen muss erst eine Mindest-Voc erreicht werden, damit sich der MPPT einschaltet (zB 8 V über Batteriespannung beim Victron SmartSolar). Wichtig im Winter, bei schwachem Licht.

Ein String ist die elektrische Grundeinheit: mehrere Module in Reihenschaltung. Die Spannungen addieren sich, der Strom bleibt gleich. Mehrere parallel-geschaltete Strings haben gleiche Spannung aber höheren Strom. Wichtig: alle Module in einem String müssen gleich orientiert und unverschattet sein.

Bei N Modulen in Serie: V_string = N × V_modul, I_string = I_modul. Üblich um die Spannung in den MPPT-Bereich zu bringen (zB 8 Module à 40 Vmpp = 320 V für einen 100/30-Laderegler).

Bei N parallel-Strings: I_total = N × I_string, V_total = V_string. Wird verwendet, wenn die Stromgrenze des MPPT nicht erreicht wird. Wichtig: alle parallel-Strings müssen elektrisch identisch sein (gleiche Modulanzahl, gleiche Orientierung).

Industriestandard für die String-Beschreibung. 'S' = serial (Reihe), 'P' = parallel. 4S2P bedeutet: 2 Strings mit je 4 Modulen, parallel verschaltet. Voc = 4 × Voc_modul, Isc = 2 × Isc_modul.

Da der String-Strom durch das schwächste Modul begrenzt wird, führt jede Ungleichheit zu Verlust. Typische Mismatch-Verluste: 1-3 % bei identischen Modulen, bis 30 % bei starker Teilverschattung (auch ein verschattetes Modul reicht). Bypass-Dioden mildern das.

Eine einzige verschattete Zelle kann den Strom des gesamten Strings auf das Niveau dieser Zelle herabsetzen. Bypass-Dioden begrenzen den Schaden, aber 1/3 oder 2/3 des Moduls fallen aus. Lösung: separate MPPT-Tracker für verschattete Bereiche oder Modul-Optimierer.

Der Wechselrichter ist das zentrale Gerät einer netzgekoppelten PV-Anlage. Modulvarianten: String-WR (1 oder mehrere Strings), Hybrid-WR (mit Batterie-Anschluss), Insel-WR (off-grid). Wirkungsgrad heute typisch 96-98 %.

Hybrid-WR (zB Fronius GEN24 Plus, Solis Hybrid, Huawei SUN2000) haben sowohl PV-Eingänge als auch Batterie-Anschluss. Vorteil: ein Gerät statt zwei, einfachere Verkabelung. Notstrom-Funktion oft optional. Alternative: AC-gekoppelte Lösung mit Victron Multi+ und Speicher.

Insel-Anlagen brauchen großzügige Auslegung (>3x täglicher Verbrauch als Batterie-Reserve), zuverlässige Komponenten und meist einen Notstrom-Generator als Backup. Typische Anwendung: Almhütten, Boote, Wohnmobile. Victron Quattro und Multiplus II sind hier Industrie-Standard.

Victron ESS ist eine Software-Konfiguration der MultiPlus/Quattro-Linie, die den Betrieb am Netz mit Batterie-Pufferung erlaubt. Die Anlage maximiert Eigenverbrauch, kann bei Netzausfall in den Notstrom-Modus wechseln und wird über Cerbo GX oder Venus OS gesteuert.

Die RS-Serie (450/100 und 450/200) erlaubt direkte Verkabelung großer String-Spannungen bis 450 V Voc. Wichtig: RS 450/100 hat 2 MPPT-Tracker, RS 450/200 hat 4. Klassische SmartSolar (100/30, 150/35, 250/100) sind 1-Tracker-Geräte für kleinere Anlagen.

MultiPlus und MultiPlus II sind die Standard-Inverter/Charger der Victron-Linie für netzparallele und Insel-Anwendungen. Quattro hat zusätzlich einen zweiten AC-Eingang (zB für Generator) mit unterbrechungsfreier Umschaltung. EasySolar II kombiniert MultiPlus + SmartSolar + Verteiler in einem Gehäuse.

Phoenix Smart und Phoenix VE.Direct sind reine Wechselrichter ohne Ladefunktion. Wird verwendet, wenn nur DC-Energie (Batterie) in AC umgewandelt werden soll, ohne Netz-Parallelbetrieb. Typisch in Wohnmobilen oder als reiner Notstrom-Inverter.

Die Kapazität wird in kWh angegeben, oft mit Unterscheidung 'brutto' (chemisch verfügbar) und 'nutzbar' (mit DoD-Begrenzung). Bei LiFePO4 sind 90-95 % nutzbar, bei Blei nur 50 %. Faustregel Auslegung: 1-1.5 kWh Speicher pro 1 kWp Anlage.

DoD bestimmt die nutzbare Kapazität. LiFePO4: 90-95 % DoD sicher möglich. Blei-Säure: typisch 50 % DoD um die Lebensdauer nicht zu halbieren. Bei AGM/Gel: 50-60 %. Die Anzahl der Lade-/Entlade-Zyklen hängt stark vom DoD ab.

Bei einer 10 kWh-Batterie bedeutet 0.5C = 5 kW Lade/Entlade-Leistung. LiFePO4 verträgt typisch 0.5-1C ohne Lebensdauer-Verlust, Blei nur 0.1-0.2C. Wichtig für die Wechselrichter-Dimensionierung: dessen Lade-Leistung darf die C-Rate nicht überschreiten.

LFP (oder LiFePO4) ist die Chemie der meisten modernen Heim-Speicher (Pylontech, BYD, Victron Smart Lithium, Fronius Solar Battery). Vorteile gegenüber NMC: höhere thermische Stabilität, längere Lebensdauer, kein Cobalt. Nachteile: niedrigere Energiedichte (mehr Platz für gleiche kWh).

Trotz technischer Unterlegenheit gegenüber Lithium noch in Inselanlagen verbreitet. AGM (Absorbent Glass Mat) und Gel sind wartungsfreie Varianten. Maximale DoD: 50 %, sonst halbiert sich die Zyklen-Lebensdauer. Wirkungsgrad: 80-85 % (LiFePO4: 95 %+).

Wird in mm² angegeben (Kupfer- oder Aluminium-Querschnitt). Bei PV-Anlagen typisch 4 mm² oder 6 mm² für PV-Strings, 25-95 mm² für Batterie-Inverter-Verbindungen. Auswahl-Kriterien: Strombelastbarkeit (DIN VDE 0298-4), Spannungsabfall (max. 1-3 %), Sicherungs-Auslegung.

Berechnet als ΔU = 2 × I × L × ρ / A (für DC), bei AC mit cos φ. Bei PV-Strings sind 1 % Branchenstandard (mehr verschwendet Energie), bei 230 V AC sind 3 % zulässig (DIN VDE 0100-520). Der Spannungsabfall steigt mit Strom und Länge, sinkt mit Querschnitt.

Strombelastbarkeit hängt von Material (Cu vs. Al), Querschnitt, Verlegeart (frei vs. im Erdreich vs. in Wänden) und Umgebungstemperatur ab. Tabellen in DIN VDE 0298-4. Bei PV-Strings wird zusätzlich der Iz mit 1.25 multipliziert für Reserve bei hoher Einstrahlung.

Genormte Verlegearten nach DIN VDE 0298-4: A1 (im wärmegedämmten Wand), B2 (in Rohr in Wand), C (auf Wand), E (frei in Luft). Die Strombelastbarkeit kann sich zwischen A1 und E um Faktor 1.5-2 unterscheiden, daher wichtig bei der Auslegung.

Solarkabel sind doppelt isoliert, UV-beständig, halogenfrei, temperaturfest bis 120 °C und für 1500 V DC zugelassen. Bezeichnung H1Z2Z2-K (alt: PV1-F). Standardquerschnitte: 4 mm² und 6 mm². Niemals normale NYY-J-Kabel für DC-Strecken verwenden.

Die Trauf ist die untere horizontale Dach-Abschlusskante. Beim PV-Wizard ist 'Abstand Trauf' der Pflicht-Abstand (typisch 300 mm) zwischen Modulfeld-Unterkante und Dachkante, damit Schneelast nicht in die Rinne drückt.

Bei einem Satteldach läuft der First in der Mitte längs zwischen den zwei Dachhälften. Beim PV-Wizard ist 'Abstand First' der Pflicht-Abstand (typisch 300 mm) zwischen Modulfeld-Oberkante und First, damit der Firstziegel zugänglich bleibt.

Der Ortgang ist die seitliche Abschlusskante des Daches Richtung Giebel. Beim PV-Wizard wird 'Abstand Ortgang' (typisch 300 mm) als Sicherheitsabstand zwischen Modulfeld-Seitenkante und Dachseitenkante verwendet.

Sparren sind die statisch tragenden Holzbalken (meist 8/16 cm oder 10/20 cm). Sparrenabstand typisch 70-90 cm. Wichtig für die UK-Befestigung: Dachhaken und Doppelhaken müssen IN den Sparren geschraubt werden, nicht in die Lattung. Daher die Sparren-Snap-Logik in der UK-Visualisierung.

Pfetten (Fußpfette unten, Mittelpfette oder Firstpfette oben) tragen die Sparren bei Pfettendächern. Bei Trapezblech-Dächern und Sandwich-Dächern werden Stockschrauben direkt in die Pfette gesetzt.

Die Dachlatte (~30/50 mm) liegt quer auf den Sparren und trägt die Ziegel. Wichtig: PV-Befestiger dürfen niemals nur in der Lattung sitzen — sie müssen immer den Sparren erreichen. Dachhaken haben oft eine angepasste Geometrie, die Ziegel-Welle UND Sparren erreicht.

Die Eindeckung bestimmt die UK-Befestigungs-Logik: Ziegel → Dachhaken (mit oder ohne Wellblech-Aussparung), Biber → Doppelhaken, Trapezblech → Stockschraube + Dichtgummi, Stehfalz → Falzklemme (klemmt ohne Durchbohren), Welleternit → Stockschraube durch Sickengipfel.

Standard-Befestigung für Ziegel- und Schiefer-Dächer. Der Haken wird auf den Sparren geschraubt (mit 2-3 6×80 oder 8×80 Schrauben), die Ziegel werden teilweise ausgekerbt oder spezielle Hakenformen umgehen die Welle. Die Schiene wird oben auf den Haken geklemmt.

Bei höheren Auszugslasten (Wind-Sog) oder bei 2-lagig-Systemen kommt der Doppelhaken zum Einsatz. Er verteilt die Last auf zwei Schraubpunkte und kann zwei oder mehr Schrauben pro Befestigung halten. Optisch im Plan: Plättchen mit 2 schwarzen Punkten (vs. einzelner Punkt beim normalen Dachhaken).

Stockschrauben sind die Standard-Befestigung für Trapezblech, Welleternit und Sandwich-Dächer (M8 oder M10, Längen 150-300 mm). Eine Seite ist Holzgewinde (in den Sparren oder die Pfette), die andere ist metrisches Gewinde mit EPDM-Dichtgummi und Mutter zur Schienen-Aufnahme. Bei Trapezblech sitzt sie immer in der Sicke (hohe Stelle), niemals in der Welle.

C47 ist die meistverbreitete PV-Schiene in DACH-Region (Solarplanit, K2, IBC). Querschnitt: 47 mm breit, 40 mm hoch, mit T-Nut für Klemmen. Lagerlängen: 3.600 mm und 5.900 mm. Bei längeren Schienen-Strängen werden mehrere Stücke mit Schienenverbindern aneinander gekuppelt.

Wird benötigt, wenn die Schienen-Gesamtlänge über die 5,9 m Lagerlänge geht. Wird in den Innenquerschnitt beider Schienen geschoben und festgeklemmt. Im Plan als gelbes Symbol an der Stoßstelle dargestellt. Wichtig: Stoßstellen sollten möglichst nicht im Bereich von Klemmen liegen.

Endklemmen sitzen am Rand der Modulreihe (eine Seite drückt das Modul, andere Seite endet im Nichts). Mittelklemmen sitzen zwischen zwei Modulen und halten beide gleichzeitig. Klemmen müssen genau auf die Modul-Rahmenstärke (30, 35, 40 mm) passen, sonst kein sicherer Halt. Drehmoment-Vorgabe: typisch 10-15 Nm.

Bei 2-lagiger UK (DP_2L) gibt es eine untere durchgehende Tragschiene und obere Modulschienen, die im rechten Winkel darüberliegen. An jedem Kreuzungspunkt sitzt ein Kreuzverbinder. Diese Konfiguration ist tragfähiger als 1-lagig, aber teurer und schwerer.

Bei Flachdach-Anlagen wird die UK nicht durchgebohrt, sondern mit Ballast gegen Windsog beschwert. Berechnet nach ÖNORM B 1991-1-4 / EN 1991-1-4. Typisch 100-300 kg/Modul, je nach Windzone, Gebäudehöhe und Modul-Anstellwinkel. Berechnung berücksichtigt Reibungskoeffizient zwischen Folie und UK.

Auf Flachdächern werden Module nicht flach gelegt (zu wenig Ertrag), sondern mit 10-15° aufgeständert. Varianten: Süd-Aufständerung (höchster Ertrag pro Modul) oder Ost/West-Aufständerung (mehr Module auf gleicher Fläche, gleichmäßigere Tageskurve). Standardprodukt: K2 D-Dome, IBC TopFix 200.

Berechnet nach ÖNORM B 1991-1-3 oder DIN EN 1991-1-3. Schneelastzonen 1-4 in Österreich + Sonderwerte für Hochgebirge. Eine typische 0,75 kN/m² Grundlast wird mit Höhenfaktor und Formbeiwert (Dachneigung) modifiziert. PV-Module müssen die volle Schneelast ohne Verformung tragen — daher die Statik-Berechnung im Wizard.

Berechnet nach ÖNORM B 1991-1-4. Wichtige Inputs: Windzone (1-4), Gebäudehöhe, Geländekategorie (Stadt vs. Land), Dachform. An den Dachrändern (Eckbereich, Randbereich) kann der Sog 2-3x höher sein als in der Mitte — dort sind dann zusätzliche Befestiger nötig.

Pro Dachhaken-Befestigungspunkt muss die rechnerische Auszugslast (kN) unter der zulässigen Holzschrauben-Belastung liegen. Faustregel: 8×80 Schraube in Fichte hält ca. 2,5-3 kN Auszug. Bei höheren Lasten: Doppelhaken oder dickere Schrauben.

Im Statik-Ergebnis: Ausnutzung 24 % bedeutet, dass die Anlage nur ein Viertel ihrer Tragfähigkeit ausschöpft (viele Reserve). 95 % wäre kritisch (knapp am Limit), >100 % bedeutet rechnerisches Versagen — dann mehr Befestiger oder stärkere Komponenten nötig.

Der spezifische Ertrag erlaubt Anlagenvergleich unabhängig von der Größe. Faktoren: Standort (Süddeutschland 1000-1100, Norddeutschland 850-950), Ausrichtung (Süd 100 %, Ost/West 85-90 %), Neigung (20-35° optimal), Verschattung, Modul-Qualität, Wechselrichter-Wirkungsgrad.

Ohne Speicher typisch 25-35 %, mit 10 kWh-Speicher 60-80 %, mit Wärmepumpe + Elektroauto + Speicher bis 90 %. Höhere Eigenverbrauchsquote = mehr Wirtschaftlichkeit, da selbst genutzter Strom (~25-30 ct/kWh) wertvoller ist als eingespeister (5-12 ct/kWh in AT 2025).

Während der Eigenverbrauch aussagt, wieviel PV-Strom genutzt wird, beschreibt der Autarkiegrad den Anteil des Haus-Bedarfs der aus PV kommt. Mit 10 kWp + 10 kWh-Speicher sind 60-75 % Autarkie typisch. 100 % wäre Insel-Betrieb (im Winter realistisch nicht erreichbar ohne riesigen Speicher).

In Österreich gibt die OeMAG für 13 Jahre einen geförderten Tarif (2024/25 zwischen 5,5 und 12 ct/kWh je nach Investitionsförderung). Alternative: freie Marktteilnahme über Stromhändler (oft etwas mehr, aber variabel). Wichtig: hoher Eigenverbrauch ist meist wirtschaftlicher als hohe Einspeisung.

Definiert die Schneelastzonen 1-4 in Österreich, Höhenanpassungen ab 200 m ü.NN. und die Formbeiwerte je nach Dachneigung. Pendant in Deutschland: DIN EN 1991-1-3 mit DIN-Anhang. Eurocode-Basis: EN 1991-1-3.

Definiert Windzonen 1-4 in Österreich (Atlas-Karte), Höhenkategorien, Druckbeiwerte je Bauteilbereich (Eck, Rand, Mitte) und Reibungsbeiwerte. Pendant Deutschland: DIN EN 1991-1-4.

Die OVE E 8101 ist die österreichische Errichtungs-Norm für Niederspannungsanlagen. Im Kabel-Rechner werden die Strombelastbarkeits-Tabellen aus dieser Norm verwendet.

Definiert für jede Verlegeart (A1, B2, C, E, D) und jeden Querschnitt die maximale Dauer-Strombelastbarkeit. Im Kabel-Rechner als Grundlage der Belastbarkeits-Spalte.

Errichtung von PV-Stromversorgungssystemen: Anforderungen an DC-Verkabelung, Schutzmaßnahmen, PV-Sicherungen, Trennvorrichtungen. Pendant Eurocode-Hauptnorm IEC 60364-7-712.

Definiert Anforderungen an PV-Spezialkabel: 1500 V DC, doppelte Isolation, UV-fest, halogenfrei, Temperaturbereich -40 bis +120 °C, Lebensdauer 25 Jahre bei 90 °C. Alle PV-Strang-Verkabelung sollte diese Norm erfüllen.