In der Regel überdimensioniert

Zwischen dem Grün der Maisfelder und dem Gelb der Rapspflanzen leuchtet es immer häufiger blau von Feldern und Wiesen: 2008 entfielen nach einer Studie des EuPD bereits 13 Prozent der zugebauten photovoltaischen Leistung in Deutschland auf Freilandanlagen. In absoluten Zahlen waren es beachtliche 200 Megawatt, die auf Ackerflächen, Deponien oder militärischen Konversionsflächen installiert wurden.

Und dabei wird es nicht bleiben. Auch in Zukunft werden Freiflächenanlagen um die zehn Prozent des Gesamtzubaus ausmachen. Die Anlagengrößen reichen dabei von einigen hundert Kilowattstunden bis zu 53 Megawatt Nennleistung, die gerade auf einer militärischen Konversionsfläche im brandenburgischen Lieberose gebaut werden.

Bei diesen Zahlen nimmt es nicht Wunder, dass der Markt der Montagesysteme stark gewachsen und mittlerweile recht unübersichtlich ist, wie die Tabelle auf den Seiten 70 und 71 zeigt. Planer stehen vor der Schwierigkeit, sich zwischen verschiedenen Größen, Fundamenten und statischen Dimensionierungen entscheiden zu müssen.

Die erste Entscheidung der Planer legt die Bauart der neuen Freilandanlage fest. Schon dabei ist die Vielfalt groß. Die Module können zum Beispiel vertikal ein- bis dreireihig und horizontal in bis zu sechs Reihen montiert werden. Bei den Systemanbietern ist ein Trend zu immer größeren Modultischen mit immer zahlreicheren Reihen auszumachen, da das Material und Baukosten spart. Es gibt jedoch auch Gründe, bei kleineren Einheiten zu bleiben. Zwar ist der Aufwand an Gestellkosten höher, dafür sinken aber die Montagekosten. Denn bei einer maximalen Bauhöhe von lediglich 2,30 Meter kann die Montage der oberen Modulreihe noch gut von Hand erledigt werden. Sonst sind oft Maschinen nötig.

Maßstab Olivenbaum

Die Regensburger Ingenieure von K&S gehen genau diesen Weg. „Aus Genehmigungsgründen sind wir von der dreireihigen zur zweireihigen Bauart übergegangen“, sagt Anton Krammel, zuständig für die Öffentlichkeitsarbeit bei K&S. Man tue sich leichter gegenüber den Gemeinden und Kritikern, wenn man flach bleibt. „Der Bürgermeister muss das Projekt seinen Bürgern nahebringen, sonst gibt es dagegen ganz schnell eine Bürgerinitiative.“ Auch Felix Rasch von Geosol hat mit strengen Höhenauflagen seine Erfahrungen gemacht. Allerdings nicht in Bayern, sondern auf der anderen Seite der Alpen in Apulien. „Die Italiener achten streng auf ihr Landschaftsbild. Die Modulflächen dürfen nicht höher sein als die Olivenbäume“, sagt er.

Wenn die Größe geklärt ist, stellt sich die Frage nach den richtigen Fundamenten. Die Solarparks der ersten Stunde gründen noch vielfach auf Streifenfundamenten. Doch die grauen Betonblöcke, die den Boden unterhalb der Module durchziehen, bieten optisch nicht gerade die eleganteste Lösung. Außerdem muss das schwere Material antransportiert und nach Ablauf der Nutzungsdauer des Solarkraftwerks wieder entsorgt werden. Kein einfaches Unterfangen, denn wenn der Beton bricht, gilt er als Sondermüll. Deshalb lehnen die Solarparkkunden immer häufiger eine solche Versiegelung des Bodens ab.

„Besonders in Deutschland, Italien und Spanien ist das ein wichtiges Thema“, sagt Andreas Steckeler vom Montagesystemhersteller K2 in Weil der Stadt. K2 arbeitet deshalb wie andere Firmen seit Ende letzten Jahres mit eingedrehten Erdankern, sogenannten Drehfundamenten. „90 Prozent der Auftraggeber bestellen heute Drehfundamente.“ Das ist aber nicht die einzige Möglichkeit, die ungeliebten Betonblöcke zu vermeiden. Das geht auch mit Rammfundamenten, die – wie die Marktübersicht zeigt – bei den meisten Systemen alternativ zu Drehfundamenten möglich sind.

Ramm- und Drehfundamente haben gemeinsam, dass sie die Wind- und Schneelasten direkt in den Boden leiten. Während das Rammfundament unter großem Lärm bis zu 2,50 Meter tief in den Boden eingeschlagen wird, schraubt ein kleiner Motor das Drehfundament mit geringem Kraftaufwand in den Boden. Dabei hat das Standard-Drehfundament der Firma Doma lediglich eine Gesamtlänge von 1,65 Metern bei einem Durchmesser von sieben bis acht Zentimetern. K&S überzeugt die Schraubentechnik, da laut Anton Krammel „das Drehfundament höhere Lasten aufnehmen kann und die elegantere Lösung ist.“ Auch bei felsigem Untergrund braucht man nach Angaben vom Drehfundamenthersteller Terrafix nicht zu betonieren. Und nach Ablauf der Nutzungsdauer können die Erdschrauben mit geringem Aufwand wieder aus dem Boden herausgedreht werden. Selbst die Verfechter von Rammsystemen setzten bei schwierigen Baugrundverhältnissen, wie zum Beispiel bei besonders losem Boden, auf den Einsatz von Erdschrauben.

Der Montagegestellanbieter Schletter sieht den Vorteil der Rammfundamentsysteme darin, dass sie am wirtschaftlichsten seien. Das gilt allerdings nur für Großanlagen. „Da an mehreren Stellen Bodenproben notwendig sind, lohnt sich der Aufwand für kleine Anlagen nicht“, sagt Hans Urban, Leiter des Geschäftsbereichs Solar Montagesysteme. Außerdem muss man auch die Spezialmaschinen zur Baustelle transportieren, die die Fundamente in den Boden rammen, was ebenfalls ins Geld geht. Für kleine Freilandanlagen mit einer Leistung bis zirka 100 Kilowatt bietet Schletter deshalb weiterhin Betonfundamente an.

Einlegen geht schneller

Was die Modulbefestigung angeht, muss es zunehmend schnell gehen. Viele Projektierer achten bei der Auswahl der Befestigungssysteme auf eine einfache Modulmontage, besonders im Herbst, denn die Anlagen müssen bis spätestens 31. Dezember fertig sein. „Dann müssen wir die Module schnell auf die Gestelle bringen können“, sagt Joachim Lutz von K&S. Und bei der Montagegeschwindigkeit unterscheiden sich die Systeme. K&S nimmt deshalb Abstand von einem System, das die Firma bisher zugekauft hatte. Da mussten die Handwerker jeweils vier Module mit einem Teller im Kreuzungspunkt fixieren. Besonders das Ausrichten der oberen Module vor der Befestigung erwies sich in der Praxis als zu aufwändig. Um die Schrauben an den Modulklemmen mit dem statisch vorgegebenen Drehmoment zu fixieren, brauchte außerdem jeder Installateur einen passenden Momentenschlüssel.

Inzwischen hat K&S eine eigene Modulbefestigung entwickelt – ohne Schrauben. Einlegeschienen ersetzen dabei die Modulklemmen. Das spare den Installateuren viel Zeit bei der Montage. Die Schienen verlaufen am oberen und unteren Rand der hochkant eingelegten Module. Der Monteur schiebt die Oberkante in die obere Schiene ein und zieht das Modul dann in die untere Nut. „Das Einlegen hat den zusätzlichen Vorteil, dass es die Module sicherer gegen Glasbruch schützt“, sagt Lutz. Lagesicherungen verhindern ein Verrutschen der Module. Die Schienen werden anschließend oben und unten vernietet. Auf diese Idee sind, wie die photovoltaik-Marktübersicht zeigt, auch andere Firmen gekommen.

Eine schnelle Montage und die Stabilität der Konstruktion sind nur zwei wichtige Aspekte bei der Auswahl des Montagesystems. Dieses sollte nämlich auch nicht überdimensioniert werden, da das unnötig Geld kostet – vor allem angesichts steigender Rohstoffpreise. Doch den richtigen Mittelweg zu finden zwischen Stabilität und Materialeffizienz ist nicht so einfach. „Wir gehen davon aus, dass generell alle Bauteile überdimensioniert sind, weil überall Sicherheitszuschläge mit aufgerechnet werden müssen“, sagt Martin Zegraj, Projektleiter für Freilandanlagen im Ausland bei Goldbeck Solar. Die Firma aus dem östlich von Mannheim gelegenen Hirschberg plant und produziert unter anderem Montagegestelle für Solarparks. Wie in der Branche üblich, berechnen die Statiker die Windlasten, die auf die Montagegestelle einwirken, nach der DIN 1055 für Flach- und Pultdächer oder nach dem entsprechenden Eurocode. Doch genau genommen enthalten weder die deutsche Norm noch der Eurocode spezielle Angaben für Photovoltaikanlagen. Denn als die Normen überarbeitet wurden, war Solarstrom im großen Maßstab noch kein Thema. Deshalb geht jeder Prüfingenieur mit dem Thema Wind auf seine Weise um.

„Es wird von null Prozent, also gar keinem Wind, bis zur vollen Windlast auf allen Modulreihen gerechnet“, sagt Esther Gollwitzer, Planerin bei Goldbeck, aus Erfahrung. Die Ingenieurin wollte genau wissen, wie hoch die Lastspitzen tatsächlich sind, und hat das Modell einer Freilandanlage in den Windkanal bei Hans Ruscheweyh, Professor an der RWTH Aachen, stellen lassen. Ergebnis: Die Windlastzahlen zeigen, dass eine Differenzierung innerhalb einer Anlage nach Lastzonen sinnvoll sein kann. Denn die Norm berücksichtigt den Windschatten der Reihen untereinander nicht.

Besonders stark belastet sind die ersten Reihen und die Randbereiche. Denn im Freiland kommt der Wind parallel an und trifft voll auf das Element. „Die Module sind nichts anderes als Tragflügel. Hier treten Kräfte auf wie beim Segelboot“, sagt Ruscheweyh. Besondere Beachtung sollte den Hanglagen geschenkt werden. Schon bei einer Geländeneigung von zehn Grad ergeben sich Lasten an den Rändern, die um 20 bis 30 Prozent höher liegen als im ebenen Gelände. Und: „Je größer der Abstand zwischen den Reihen ist, desto besser kann der Wind rein.“

Anhand der ausgewerteten Daten aus dem Windkanal können die Ingenieure bei Goldbeck einen Großteil der eingesetzten Gestelle in Zukunft wesentlich schlanker gestalten. Die Gestelltische an den Rändern werden entsprechend der ermittelten Werte verstärkt. Auch bei der Gestaltung der Fundamente ist eine Differenzierung möglich. „So ein Versuch gibt sehr viel Sicherheit, der hat sich auf jeden Fall rentiert“, sagt Esther Gollwitzer. Auch im Kundenkontakt sehen sich die Mannheimer nun im Vorteil. „In Zukunft können wir uns auf die Statik des Windkanals beziehen. Und dadurch endlich dem Kunden eine schlüssige Statik liefern“, sagt Martin Zegraj.

Etliche Gestellhersteller bieten Hilfestellung bei der Auslegung an, zumindest nach der DIN 1055, wie die Marktübersicht zeigt. Sie enthält allerdings nur einen Teil der Systeme, die tatsächlich in Deutschland verbaut werden. Viele Bauherren entwickeln kurzerhand eigene Systeme, entweder weil Details nicht stimmen oder weil sie schlechte Erfahrungen mit Lieferanten haben, die etwa Termine nicht einhalten. „Für Freiflächenanlagen werden in kurzer Zeit große Mengen von Modulen verbaut. Deshalb lohnt sich das in vielen Fällen“, sagt Christian Dürschner von der Solarpraxis in Berlin. „Entsprechend groß ist die Vielfalt der Montagesysteme allein bei den in Deutschland gebauten Solarparks.“

Drei Institutionen, Drei Zertifikate

In der Marktübersicht zu den Montagegestellen tauchen immer wieder drei Zertifikate auf: RAL, VDE und TÜV. Im Prinzip umfassen sie die gleichen Punkte. Alle drei Institute prüfen die Statik und Standsicherheit der Gestelle nach der geltenden DIN-Norm 1055 und wie wetter- und korrosionsbeständig die Bauteile sind. Ebenso bewerten alle drei die Handhabbarkeit, denn für eine sichere Montage dürfen keine scharfen Ecken und Kanten vorhanden sein, an denen man sich verletzen kann. Außerdem legen sie Wert auf einen ausreichenden Blitzschutz und eine detaillierte Dokumentation der Montage.

Die Unterschiede zeigen sich bei der Vergabe der Zertifikate. Zwar besichtigen alle drei Institutionen die Produktion und ziehen daraus Musterproben. Doch sie beurteilen die Spezifikationen unterschiedlich.

Das RAL-Gütezeichen

Die RAL Gütegemeinschaft Solarenergieanlagen prüft die Montagegestelle nicht selbst. Das Gütezeichen basiert vielmehr auf einer Selbstverpflichtung des Herstellers, der seinen Kunden garantiert, die angegebenen Spezifikationen einzuhalten. Unabhängige Gutachter überprüfen im Auftrag der RAL die Statikberechnungen und Datenangaben der Hersteller. Sie achten darauf, ob alle Dokumente vorliegen und mit ihren Gütekriterien übereinstimmen. Sind alle Kriterien erfüllt, wird das Gütezeichen für maximal zwei Jahre

ausgestellt. Sollte ein Montagegestell den festgelegten RAL-Kriterien nicht entsprechen, können sie rechtsverbindlich beim Hersteller eingeklagt werden.

Die VDE-Zertifizierung

Der Verband der Elektrotechnik (VDE) testet mehr selber. Im eigenen Labor prüft er die Gestelle auf Wetterbeständigkeit und ein externer Statiker rechnet die Statikberechnungen des Herstellers nach und überprüft die Angaben. Allerdings geht er davon aus, dass die Systeme in Aufdachanlagen eingesetzt werden. Für Freilandanlagen sind zusätzliche statische Bewertungen etwa zur Bodenbeschaffenheit nötig. Der VDE schickt außerdem unangemeldet Kontrolleure in die Unternehmen.

Gleichzeitig mit dem VDE-Zeichen erhält der Hersteller auch das GS-Zeichen für geprüfte Sicherheit. Dies ist nach den Bestimmungen der Zentralstelle der Länder für Sicherheitstechnik (ZLS) fünf Jahre gültig.

Die TÜV-Prüfung

Der TÜV stellt sein Zertifikat nach einer Produktionsbesichtigung aus. Er prüft ähnlich wie die RAL die Dokumentation über das Montagegestell und die statischen Berechnungen. Im eigenen Labor testet er nur, wenn der Hersteller einen zusätzlichen mechanischen Belastungstest einfordert. Das TÜV-Zertifikat gilt fünf Jahre. Einmal im Jahr wird eine Nachprüfung vorgenommen.

Katrin Petzold

Sieben Jahre Holzgestelle

Gutachter über die Fünf-Megawatt-Anlage. Spannungen, die durch eine Verformung von Bauteilen im System auftreten, könnten zu Modulbruch führen, mahnten Kritiker. Außerdem befürchteten sie, dass die Konstruktion durch Nässe und Pilzbefall schlicht verfaule. Doch beide Experten bescheinigten dem Solarpark „Leipziger Land“ eine Mindestlebenserwartung von 25 Jahren.

Heute, fünf Jahre später, scheinen die Experten Recht zu behalten. Die schlimmen Erwartungen sind nicht eingetroffen. Zweimal im Jahr unternimmt ein Mitarbeiter von Cordes einen Wartungsgang. „Lediglich zwei Holzstäbe wurden in fünf Jahren ausgetauscht“, berichtet Hans-Jörg Koch, der das Kraftwerk für den Betreiber vor Ort betreut. Nicht einmal der Orkan Kyrill konnte dem System etwas anhaben, obwohl die Anlage auf einer acht Meter hohen Halde steht. Ähnliches kann auch Franz Sickingen, Betreuer des Solarparks „Sonnen“ im Bayerischen Wald berichten. „Hier und da wurde mal eine Latte ersetzt.“ Aber am System Solargigant H von Conergy, das hier die Module trägt, gebe es auch nach sieben Jahren nichts auszusetzen.

Das liegt daran, dass konstruktiv eine Steifigkeit im System hergestellt wurde und die Verformungen dadurch unproblematisch sind. Das eingesetzte Robinienholz zeigt sich als nahezu unverwüstlich und resistent gegen jede Witterung. Die dünnen Stäbe der Fachwerkkonstruktion trocknen schnell und verformen sich bei der Spacehouse-Konstruktion kaum.

Der kohlendioxidneutrale Baustoff mag in Vergessenheit geraten sein, hat jedoch einige entscheidende Vorteile. Fundamente aus unbehandeltem heimischen Robinienholz geben keine Schadstoffe an den Boden ab, wie es bei verzinktem Stahl der Fall sein kann. Außerdem kann Holz nach Ablauf der Nutzungsdauer einfach verbrannt und so in thermische Energie umgewandelt werden. „Gerade für Projekte in Osteuropa, wo es große Vorkommen gibt, ist Holz eine interessante Option“, sagt Bucher. Auch heute gibt es immer wieder Projektentwickler, die eine Holzunterkonstruktion für ihren Solarpark wünschen. Trotzdem sieht es so aus, als müsse die Hightech-Branche erst noch ihren Frieden schließen mit dem nachwachsenden Rohstoff. Denn in den letzten fünf Jahren haben Anlagenbauer einen großen Bogen um das Material gemacht.