Untersuchung zum optimalen Reihenabstand aufgeständerter PV-Anlagen

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1 Untersuchung zum optimalen Reihenabstand aufgeständerter PV-Anlagen C. Bleske, R. Hunfeld Dr. Valentin EnergieSoftware GmbH Stralauer Platz 34 D Berlin Tel.: +49 (0) , Fax: +49 (0) Internet: 1 Einleitung Ziel dieses Beitrags ist die Überprüfung der gegenwärtig üblichen Empfehlungen für den Reihenabstand aufgeständerter PV-Anlagen. Zu diesem Zwecke werden Ertragssimulationen für die Standorte Stockholm, Berlin, Lyon und Lissabon durchgeführt und die resultierenden Ertragsgewinne bzw. -verluste ermittelt. Zusätzlich soll die unterschiedliche Verschattungstoleranz von kristallinen PV- Modulen und Dünnschichtmodulen untersucht werden. In Deutschland hat sich bei einem Modulneigungswinkel von 30 ein Flächennutzungsgrad von etwa 1/3 bewährt [1]. Das heißt, die Modulfläche und die zur Verfügung stehende Aufstellfläche stehen im Verhältnis 1:3. Dieser Flächennutzungsgrad ergibt sich näherungsweise auch aus Abbildung 1, wenn ein Abschattungswinkel von 14 (Höhenwinkel der Sonne am 21. Dezember) und eine Neigung von 30 gewählt wird. Zugunsten eines höheren Flächennutzungsgrades wird für den gewünschten Abschattungswinkel also nicht der für unverschattete Anlagen eigentlich optimale Modulneigungswinkel von etwa 36 (Einstrahlungsmaximum für Berlin) gewählt. Eine solche Abweichung der Modulneigung vom Einstrahlungsmaximum ist im Bereich +/- 10 unproblematisch, da sich nur geringe Einstrahlungsverluste (ca. 1%) ergeben.

2 Flächennutungsgrad f 80% Flächennutungsgrad über Aufstellwinkel für ausgewählte Orte (Abschattungswinkel g) Lissabon (27,7 ) f 1 sin b cos b tan g 70% Lyon (20,7 ) Berlin (14,0 ) 60% Stockholm (7,2 ) 50% 40% 30% 20% 10% 0% Aufstellwinkel b (Abb. 1) Flächennutzungsgrad in Abhängigkeit vom Modulneigungswinkel für bestimmte Abschattungswinkel (Zenitwinkel der Sonne am ). Der eingetragene Punkt markiert den für Deutschland üblichen Modulneigungswinkel von 30. Generell ergeben sich mit einer Verringerung des Abschattungswinkels auch verringerte Abschattungsverluste. Leider ist mit der Wahl eines niedrigen Abschattungswinkels auch immer eine Verringerung des Flächennutzungsgrades verbunden. Die Problematik bei der Wahl eines günstigen Flächennutzungsgrades besteht also darin, einen Kompromiss zwischen einem maximierten Flächennutzungsgrad und minimierten Abschattungsverlusten zu erreichen. 2 Versuchsanordnung Folgende Versuchsanordnung wird für die Untersuchung verschiedener Modulneigungswinkel und Flächennutzungsgrade in PV*SOL-Expert modelliert: Zur Simulation der Reihenverschattung wird eine Reihe aufgeständerter Module durch ein davor befindliches Objekt gleicher Abmessungen verschattet. Der Einfluss einer vorderen und somit unverschatteten Modulreihe wird vernachlässigt. (Abb.2) Versuchsanordnung

3 2.1 PV-Generator Der gesamte PV-Generator besteht aus 30 Modulen, die in sechs Strängen à fünf Modulen verschaltet sind. Alle Simulationen werden sowohl für kristalline Module als auch für Dünnschichtmodule durchgeführt. Hiermit soll die höhere Verschattungstoleranz von Dünnschichtmodulen untersucht werden. Als Dünnschichtvariante wurde ein 75 W Modul gewählt. Für die kristalline Variante wurde auf Basis dieses Moduls in PV*SOL ein selbst erstelltes kristallines Modul mit gleicher Leistung und gleichen Kennwerten erzeugt. Da die Module für alle Simulationen liegend angeordnet werden, unterscheiden sich die verwendeten Testmodule außerdem in ihrer internen Zellverschaltung. Hier wurde darauf geachtet, dass für die beiden verwendeten Zelltechnologien hinsichtlich der Verschattungstoleranz jeweils die günstigere interne Zellverschaltung gewählt wurde: Das kristalline Modul (2 Bypassdioden) hat eine Zellverschaltung senkrecht zur kurzen Seite. Das Dünnschichtmodul hat eine Zellverschaltung zur kurzen Seite. parallel (Abb. 3) Links, Zellverschaltung senkrecht zur kurzen Seite. Rechts, Zellverschaltungen parallel zur kurzen Seite. 2.2 Wechselrichter Als Wechselrichter wurde ein Fabrikat mit 2,3 kw AC-Nennleistung gewählt. Für eine bessere Vergleichbarkeit der AC-Erträge wurde hier der MPP-Trackingbereich auf V gesetzt. Der große Trackingbereich soll verhindern, dass Strangspannungen aufgrund von Abschattungen aus dem Trackingbereich komplett herausfallen. Dieser Effekt soll hier nicht untersucht werden.

4 3 Ergebnisse Tabelle 1 zeigt Simulationsergebnisse für konstante Abschattungswinkel bei ausgewählten Werten für die Modulneigung b. Für Berlin wurde beispielsweise die optimale Modulneigung b die allgemein übliche Modulneigung b sowie eine weitere verminderte Modulneigung b gewählt. Tabelle 1: Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung Standort ( Abschattungswinkel g ) Modulneigung b Flächennutzungsgrad f Ertragsminderung kristallin Stockholm(g 7,2 ) 31 0,203 3,7 % 3,2 % 37 0,180 2,4 % 1,8 % 43 0,163 2,0 % 1,3 % Berlin (g 14,0 ) 24 0,393 5,3 % 4,2 % 30 0,348 4,1 % 2,9 % 36 0,316 3,6 % 2,3 % Lyon (g 20,7 ) 19 0,553 5,2 % 4,2% 25 0,494 4,5 % 3,1 % 31 0,450 4,4 % 2,8 % Lissabon (g 27,7 ) 18 0,649 6,1 % 4,3 % 24 0,592 5,5 % 3,3 % 30 0,550 5,6 % 2,9 % Dünnschicht Die Anwendung der allgemein üblichen Faustformel (Abschattungswinkel entspricht Mittagshöhe der Sonne am ) führt bei südlichen Standorten zu deutlich höheren Ertragsminderungen. Deshalb sollte an südlichen Standorten mit einem geringeren Flächennutzungsgrad gearbeitet werden. Die Abbildung 4 auf der folgenden Seite zeigt den Verlauf der relativen Ertragsminderung über dem Flächennutzungsgrad. Hier wurde der Abschattungswinkel g nicht konstant gehalten. Für Dünnschichtmodule ergibt sich aufgrund der höheren Verschattungstoleranz insgesamt eine geringere Abhängigkeit des AC-Ertrags vom Flächennutzungsgrad. Hier kann im Vergleich zu kristalliner Technologie ein höherer Flächennutzungsgrad gewählt werden.

5 Ertragsminderung DE 12,0% 11,0% 10,0% kristallin 9,0% 8,0% 7,0% 6,0% 5,0% 4,0% 3,0% 2,0% 1,0% Dünnschicht ,0% 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 Flächennutzungsgrad f (Abb. 4) Simulierte Ertragsverluste für verschiedene Neigungswinkel (24, 30, 36 ) gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0)bei optimaler Neigung (b = 36 ) am Standort Berlin (Abb. 5) Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung am Standort Berlin. Zelltechnologie: Dünnschicht.

6 Abbildung 5 (Berlin - Dünnschicht) zeigt den Verlauf der relativen Ertragsminderung in Abhängigkeit von Flächennutzungsgrad f und Modulneigung b. Der optimale Flächennutzungsgrad (hier ca. 0,35) bei einer maximal zulässigen (tolerierten) Ertragsminderung von 3% wird beispielsweise bei einer Modulneigung von etwa 34 erzielt. Die Abbildung zeigt deutlich, dass bei einer Erhöhung des Flächennutzungsgrades die Verringerung des Modulneigungswinkels b sinnvoll ist. Außerdem ist zu erkennen, dass der Gradient der Ertragsminderung in Richtung niedriger Flächennutzungsgrade stark abnimmt, so dass einer Minimierung der Verluste Grenzen gesetzt sind. 4 Fazit Werden aufgeständerte PV-Anlagen so ausgelegt, dass sich die Modulreihen am mittags nicht gegenseitig verschatten, so ergeben sich für südliche Standorte höhere relative Ertragsminderungen, als für nördliche Standorte. Zur Vermeidung von Ertragsverlusten sollte der Reihenabstand aufgeständerter PV-Anlagen an südlichen Standorten deshalb etwas größer gewählt werden. Der Vergleich von kristallinen Modulen und Dünnschichtmodulen zeigt, dass bei Verwendung von Dünnschichtmodulen mit deutlich höheren Flächennutzungsgraden gearbeitet werden kann. Dünnschichtmodule haben erwartungsgemäß eine höhere Verschattungstoleranz. Des Weiteren wurde gezeigt, dass eine Abweichung von der optimalen Modulneigung sinnvoll ist, wenn ein hoher Flächennutzungsgrad angestrebt wird. Geringfügig verminderte Erträge werden dabei in Kauf genommen. Bei Vorgabe einer maximal zulässigen (tolerierten) Ertragsminderung kann die optimale Neigung der Module bestimmt werden, die zur Maximierung des Flächennutzungsgrades erforderlich ist (siehe Abb. 5). Die DVD-Version dieses Tagungsbeitrags enthält weitere Diagramme. Quellenangaben: [1] Haselhuhn, R.,Hemmerle, C. et al.: Leitfaden Photovoltaische Anlagen Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, 3. Auflage, 2005

7 Anhang: Weitere Diagramme (Abb. 6) Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung am Standort Stockholm. Zelltechnologie: Dünnschicht. (Abb. 7) Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung am Standort Lyon. Zelltechnologie: Dünnschicht.

8 (Abb. 8) Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung am Standort Lissabon. Zelltechnologie: Dünnschicht.

9 (Abb. 9) Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung am Standort Stockholm. Zelltechnologie: Kristallin. (Abb 10) Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung am Standort Berlin. Zelltechnologie: Kristallin.

10 (Abb. 11) Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung am Standort Lyon. Zelltechnologie: Kristallin. (Abb. 12) Simulierte Ertragsminderung gegenüber der unverschatteten Aufstellung (f 0) bei optimaler Neigung am Standort Lissabon. Zelltechnologie: Kristallin.

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