Nachgeführte und stationäre Photovoltaikanlagen mit kristallinen, amorphen und CIS- Modulen. D. Kohake, T. Nierhoff

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1 Nachgeführte und stationäre Photovoltaikanlagen mit kristallinen, amorphen und CIS- Modulen Betriebsdatenanalyse über mehrere Jahre D. Kohake, T. Nierhoff Fachhochschule Gelsenkirchen, Fachbereich Elektrotechnik Neidenburger Straße 1, Gelsenkirchen Tel.: 29/ ; Fax: 29/ Forschungsanlage der Fachhochschule Gelsenkirchen am Standort Bocholt Photovoltaikanlagen sind in der Bundesrepublik an unterschiedlichen Standorten in einem großen Leistungsbereich installiert. Die Güte der Anlagen und der energetische Ertrag sind z.b. abhängig von den verwendeten Modulen, dem Systemkonzept und dem Standort. Einige besonders interessante und geeignete Anlagen werden durch Monitoringsysteme überwacht und analysiert. International verwendete Kenngrößen wie Yield Faktoren und Performance Ratio ermöglichen eine vergleichende Beurteilung der Anlagen unabhängig vom Standort. In Bocholt wurde 1998/1999 am dortigen Standort der Fachhochschule Gelsenkirchen eine Photovoltaik-Forschungsanlage entwickelt und installiert. Ziel der Forschung in Bocholt bzw. Gelsenkirchen ist die vergleichende Analyse von kristallinen Modulen, die einachsig und zweiachsig mit unterschiedlichen Systemen dem Lauf der Sonne nachgeführt werden und von Dünnschichtmodulen auf der Basis von amorphem Silizium und von Kupfer-Indium-Diselenid. Die gesamte Anlage teilt sich in 7 Teilanlagen (TA) auf mit einer Nennleistung pro Teilanlage zwischen 64 W P und 768 W P. Die Teilanlagen 1 bis 3 werden dem Sonnenstand nachgeführt, die Teilanlagen 1 und 3 einachsig, Teilanlage 2 zweiachsig rechnergesteuert. Teilanlage 4 wurde als Referenzanlage mit den gleichen polykristallinen Siliziummodulen wie die Anlagen 1 bis 3 fest in Südrichtung ausgerichtet. Mit den Teilanlagen 5 und 6 werden amorphe Siliziummodule verschiedener Hersteller untersucht und mit Teilanlage 7 Kupfer-Indium- Diselenid-Module. Abbildung 1: Forschungsanlage der Fachhochschule Gelsenkirchen am Standort Bocholt Jede Anlage ist mit einem eigenen Wechselrichter verbunden und mit umfangreicher Messtechnik ausgestattet. Die Bestrahlungsstärke, die Temperatur, Daten auf der Gleichstromseite und Wechselstromseite werden gemessen und mit Hilfe eines Datenloggers in 5-Minuten-Mittelwerten gespeichert. Die vorliegenden Messdaten gestatten einen Vergleich der nachgeführten Systeme und der Dünnschichtsysteme und eine Analyse über mehrere Jahre. 1

2 Abbildung 2: Nachführung des Systems der Teilanlage 1 durch die Wärmeausdehnung und Verlagerung einer Flüssigkeit Abbildung 3: 2-achsig nachgeführter PV-Generator der Teilanlage 2 mit kristallinen Solarzellen Die Nachführung erfolgt mittels rechnergesteuertem Schrittmotor unter permanenter Berechnung des Sonnenstandes. Abbildung 4: Die kleine Solarzelle im Vordergrund dient als Energiequelle für die elektrische Nachführung der Teilanlage Charakteristische Kenngrößen eines photovoltaischen Systems Zu den besonders interessanten charakteristischen Größen bei einem netzgekoppelten System gehören Final Yield Y f, Capture Losses L C und System Losses L S. Y f stellt den monatlichen spezifischen Energieertrag dar, das heißt Y f gibt die monatlich pro kw P Anlagenleistung in das Versorgungsnetz eingespeiste Energie an. L C beschreibt die mit dem Betrieb des Generators verbundenen Verluste (Abschattungs-, Temperatur-, Missmatchingverluste und Beeinträchtigung durch Verschmutzung) und L S die Verluste, die im System hinter den Generatoren auftreten (Wechselrichter, Leitungsverluste). Die Summe von Y f, L C und L S steht für den Reference Yield Y r und damit für die unter idealen Bedingungen erzielbare spezifische Energie. Performance Ratio PR (PR = Y f /Y r ) ist das Verhältnis der real gewonnenen und z.b. durch Einspeisung in das Versorgungsnetz genutzten Energie zu der theoretisch unter idealen Bedingungen verfügbaren Energie des PV-Systems. 3. Analyse der Systemkenngrößen im Jahr 21 Am Beispiel des Jahres 21 werden im Folgenden die Kenngrößen der Forschungsanlage analysiert. In Abbildung 5 sind die Systemgrößen Y r, Y a, und Y f aller Teilanlagen im Jahr 21 dargestellt. Alle Kenndaten wurden normiert mit den Nennwerten der MPP-Leistungen P laut Herstellerangaben. Die spezifische Energie auf der Gleichstromseite (Y a ) variiert von 789 bis 161 kwh/kw P, die spezifische Energie auf der kwh/p TA1 Abb. 5: Yieldfaktoren im Jahr 21 TA2 TA3 TA4 TA5 YR Ya Yf TA6 TA7 2

3 Wechselstromseite (Y f ) zwischen 677 und 95 kwh/kw P. Der Vergleich der Yield Faktoren Y f zeigt erwartungsgemäß den höchsten spezifischen Energieertrag für die zweiachsig der Sonne nachgeführte Teilanlage 2. Es folgt die nachgeführte Teilanlage 3. Im Vergleich zur Referenzanlage (TA4, Y f =816 kwh/kw P ) weist TA2 einen um 16,4% höheren Ertrag auf und TA3 um 8,7%. Die nachgeführte Teilanlage 1 und die fest ausgerichteten Teilanlagen 4 und 7 verzeichnen etwa den gleichen Ertrag. Der Ertrag der Teilanlage 6 ist um 7,8% höher als der von TA 4 und bei Teilanlage 5 mit amorphen Siliziummodulen ergibt sich der geringste Energieertrag mit 17% zur TA 4. Der Ertrag der TA 1 entspricht nicht den Erwartungen für ein der Sonne nachgeführtes System. Erklärungen ergeben sich hierfür ebenso wie für die Erträge der Systeme mit Dünnschichtmodulen aus noch folgenden Analysen. Die Differenz der Kenngrößen Y r und Y a in Abbildung 5 steht für die Verluste L C auf der Gleichstromseite der Systeme und die Differenz der Kenngrößen Y a und Y f für die Verluste L S auf der Wechselstromseite. L C der Teilanlagen wird in Abbildung 6 durch die grünen Balken und L S durch die blauen Balken dargestellt. Die Teilanlagen 1 bis 4 weisen vergleichbare Verluste L C von 11% bis 15% auf, was zu erwarten ist, da die Systeme in Bezug auf die Module und die Verkabelung gleich ausgelegt sind. Die höchsten Verluste treten hierbei verständlicherweise bei TA 2 auf, da ihre Module durch die Nachführung und die damit verbundene höhere Einstrahlung stärker erwärmt werden. Geringere Verluste ergeben sich für TA 7 und insbesondere für TA 6, die höchsten Verluste bei TA 5. kwh/p PR / % Abb. 6: Systemgrößen Yf,LS,LC im Jahr 21 TA_1 TA_2 TA_3 TA_4 TA_5 TA_6 TA_7 Yf kwh/p LS kwh/p LC kwh/p Diese Differenzen lassen sich aus einer Betrachtung der Systemgrößen begründen. Die eingestrahlte Sonnenenergie und somit Y r ist für TA 4 bis TA 7 identisch. Die spezifische AC- Energie Y f wurde durch Normierung mit der Nennleistung der Module laut Herstellerangaben berechnet. Wenn die Differenz zwischen Nennleistung und realer Modulleistung bei den Teilanlagen unterschiedlich ist, kann dadurch eine unterschiedliche Differenz zwischen Y r und Y f, die der Summe der Verluste entspricht, entstehen. Da die Verluste der Wechselrichter der Teilanlagen 4 bis 6 nahezu identisch sind, sind die Unterschiede in L C eventuell auf unterschiedliche tatsächlich installierte Leistungen zurückzuführen. Erhöhte Verluste auf der AC-Seite der TA 7 können mit der geringeren Spannung, bedingt durch die Vorgaben der CIS-Module, und damit höherem Strom dieses Wechselrichters begründet werden. Die Verluste L s der Teilanlagen 1 bis 6 betragen 9% bis 11%, was sehr gut einem mittleren Wirkungsgrad der Wechselrichter von ca. 9% entspricht, die Verluste L s der TA7 betragen 15%. Für den Anwender ist die spezifische Energie Y f, die in das Versorgungsnetz Abb. 7: Performance Ratio der Teilanlagen TA1..TA7 im Jahr 21 eingespeist wird, durch die damit verbundene Vergütung besonders 1 interessant. Neben der Anlagengüte ist 8 die spezifische Energie abhängig von der 6 eingestrahlten Sonnenenergie, die wiederum vom Standort der Anlage 4 abhängig ist. Ein Vergleich von Anlagen unabhängig vom Standort wird durch das 2 Performance Ratio PR = Y f /Y r, also das PR_TA1 Verhältnis der roten Balken zur gesamten PR_TA3 PR_TA5 PR_TA7 Balkenhöhe in Abbildung 6, ermöglicht. PR ergibt sich aus Abbildung 7 für die Teilanlagen 1, 2, 3, 4, und 7 nahezu gleich zu 76% bis 78%. 3

4 TA6 erreicht mit 84% einen besseren Wert, TA 5 mit 65% einen schlechteren. 76% - 78% der unter idealen Bedingungen verfügbaren Energie werden in das Netz eingespeist, oder die gesamten Verluste betragen 22% - 24%. Damit werden im Vergleich zu veröffentlichten Daten anderer Anlagen gute Jahreswerte erreicht. TA 6 erreicht noch bessere Werte, da die real installierte Leistung größer ist als die Nennleistung und TA 5 schlechtere Werte durch die real niedrigere Leistung als die Nennleistung, wie im Folgenden weitere Untersuchungsergebnisse zeigen werden. 4. Analyse der nachgeführten Systeme Nachgeführte Systeme können nur interessant sein, wenn sie einen deutlich höheren Ertrag liefern als fest ausgerichtete Systeme. Durch einen Vergleich der Energieernte der nachgeführten Systeme mit der Referenzanlage TA 4 kann die Qualität der Nachführsysteme beurteilt werden. Abbildung 8 zeigt, dass im Jahr 21 der Ertrag der rechnergesteuerten Teilanlage 2 1% bis 38% besser ist als der der Referenzanlage (TA 4). Die schlechten Werte im Dezember sind durch einen Ausfall des Nachführsystems bedingt. TA 3 erreicht Erträge, die bis zu 15% über denen der Referenzanlage liegen und TA 1 maximal 9%, aber häufig sind hier die Erträge sogar schlechter als die der TA 4. Gute % Januar Abb. 8: Abweichungen der Energieernte der nachgeführten Systeme zur Teilanlage 4 (fest ausgerichtet; 3,) Februar Maerz April Mai Juni Energie_TA1 (Zähler) (kwh) Energie_TA3 (Zähler) (kwh) Juli August September Oktober November Energie_TA2 (Zähler) (kwh) Energieerträge lassen sich nur erzielen, wenn die Systeme ausreichend schnell dem Lauf der Sonne folgen. Ein anschaulicher Vergleich des Reaktionsverhaltens und des maximal erreichbaren Energiemehrertrages nachgeführter Anlagen ist in Abbildung 9 durch den Verlauf der Generatorleistung P DC an einem sonnigen Tag im Juli 22 für die zweiachsig nachgeführte Teilanlage 2, die einachsig nachgeführten Teilanlagen 1 und 3 und die fest ausgerichtete TA 4 dargestellt. Die TA 2 reagiert bei Sonnenaufgang sofort, da sie durch einen Rechner gesteuert wird. Die Teilanlage 3 muss morgens über einen Motor in der Trägerachse und ein kleines Zusatzmodul, das die Energie für den Antrieb des Motors liefert, von der letzen Position des Abends vorher im Westen in PDC/W Abb. 9: Verlauf der Generatorleistung PDC am 28. Juli Ostrichtung gedreht werden. Da die Energie zur Drehung der Anlage zu Beginn des Tages noch nicht ausreicht, ist die Leistung der Anlage zunächst gering und erreicht erst verspätet die Leistung der Teilanlage 2. Durch die erforderliche Flüssigkeitsverlagerung folgt TA 1 noch träger dem Verlauf der Sonne, der durch TA 2, die als Referenzanlage der nachgeführten Systeme gilt, sichtbar wird. An diesem Tag ergibt sich ein Mehrertrag von ca. 41% für TA 2, 13% für TA 3 und 8% für TA 1. Der entsprechende Jahresmehrertrag 21 beträgt aber nur 16,4% für TA 2 und 8,7% für TA 3, wie der Vergleich der Tageszeit 16. PDC_TA2 PDC_TA4 PDC_TA3 PDC_TA1 2. Dezember 4

5 Faktoren Y f in Abb. 5 gezeigt hat. Im Jahr 2 wurden Mehrerträge von 15,5% und 7,6% für TA 2 und TA 3 ermittelt und nur 1,6% für TA 1. Betrachtet man die Kosten der Nachführsysteme, so ergeben sich natürlich für die aufwendige rechnergesteuerte Nachführung die höchsten Kosten. Es folgt die Teilanlage 1 mit der Nachführung durch Verlagerung einer Flüssigkeit und dann Teilanlage 3 mit dem kleinen Zusatzmodul und einem Motor in der Achse des Gestells. Die gemessenen energetischen Mehrerträge können nur bei der kostengünstigsten Teilanlage 3 bei störungsfreiem Betrieb während 2 Jahren Betriebsdauer und der heute gültigen Einspeisevergütung zu einer kostenmäßigen Amortisation führen. Die anderen Systeme erreichen am Standort der Forschungsanlage in Bocholt durch die Einspeisevergütung auch nach 2 Jahren nicht die Investitionskosten der Nachführung. 5. Analyse der Betriebsdaten über mehrere Jahre Photovoltaikanlagen sollen über möglichst viele Jahre störungsfrei elektrische Energie liefern. Für die Amortisation einer Anlage spielen gesicherte Energieerträge eine wichtige Rolle. Insbesondere das Performance Ratio gibt Auskunft über die Langzeit-Qualität, die Performance, einer Anlage. Für die Jahre 2, 21 und 22 (bis Juli 22) sind für alle Teilanlagen die PR-Werte in Abbildung 1 gegenübergestellt. Die Teilanlagen 1, 3 und 4 zeigen ein ähnliches Verhalten, PR erreicht die höchsten Werte im Jahr 2, geringere Werte in 21 und steigt dann 22 wieder an. Bei TA 2 fällt auf, dass PR 22 kleiner ist als 21 und nicht wie bei den anderen Anlagen wieder ansteigt. Der Grund Abb. 1: Performance Ratio der Jahre 2, 21,22 TA1 TA2 TA3 TA4 TA5 TA6 TA7 PR in 2 PR in 21 PR in 22 hierfür liegt in einem Ausfall der Nachführung von Dezember 21 bis Juni 22. Ursache war ein defekter Bolzen in der Halterung der Anlage, der erst im Juni ausgetauscht werden konnte. Auch bei der TA 7 tritt im Jahr 22 ein besonders niedriger PR-Wert auf. Hier ist die Ursache der Ausfall des Wechselrichters der Teilanlage nach einem Spannungsausfall Ende Juni 22. Der Wechselrichter konnte auch im August 22 noch nicht wieder eingesetzt werden. Eine Erklärung für den Abfall von PR 21 bei TA 1, TA 3 und TA 4 ist nicht so leicht zu finden. Das Performance Ratio ist abhängig von der in das Netz eingespeisten Energie und der Sonneneinstrahlung. Die Leistung der Module und damit die von ihnen gelieferte Energie nimmt mit steigender Außentemperatur ab. Bei konstanter Einstrahlung und steigender Temperatur fällt damit auch PR. Auch Analysen der Messwerte zeigen fallende PR-Werte mit steigender Außentemperatur. Im Juli und August 21 waren die mittleren Außentemperaturen höher als 2. Da diese Monate wesentlich zum Jahresenergieertrag beitragen, kann hier die Ursache für die geringeren PR-Werte 21 liegen. Wichtig für das Betriebsverhalten und die Kennwerte einer Photovoltaikanlage ist die reale Leistung der Generatoren, wie auch aus den Analysen bereits hervorgeht. Die reale Leistung, die unter Betriebsbedingungen bei ausreichend hoher Bestrahlungsstärke (> 75 W/m 2 ) auftritt, kann aus gemessenen Strom- und Spannungswerten auf der Generatorseite berechnet werden. Mit Hilfe der zugehörigen Bestrahlungsstärke und Modultemperatur und einem Verfahren zur Extrapolation auf STC-Bedingungen (1 W/m 2, 25 C ) kann eine STC-Betriebsleistung der Generatoren angenähert bestimmt werden. Hier wurde das Verfahren von Blässer eingesetzt. Für die Berechnungen wurden nur sonnige Tage mit einer Bestrahlungsstärke zwischen 85 W/m 2 und 95 W/m 2 und einer Modultemperatur zwischen 2 C und 4 C berücksichtigt. Trotzdem treten noch relativ hohe Leistungsschwankungen auf, wie aus Abbildung 11 für TA 4 und Daten aus 21 5

6 zu erkennen ist. Die aus den Betriebsdaten ermittelten Generatorleistungen werden in der Regel etwas von den Daten abweichen, die aus einer gemessenen I-U-Kennlinie bestimmt werden, da z.b. über den Wechselrichter nicht permanent der MPP-Punkt erreicht wird. Aus diesen Daten wird das Betriebsverhalten und die im Betrieb real auftretende Leistung ersichtlich, durch die auch die wichtige spezifische Jahresenergie der Systeme mitbestimmt wird. Mittelwerte der STC- Betriebsleistungen sind in Abbildung 12 für die Jahre 2, 21 und 22 dargestellt. Die Teilanlagen 1,2, 3 und 4, die alle eine Nennleistung von 72 W P haben, werden durch ähnliche Jahresverläufe bestimmt. Von 2 zu 21 fällt der Mittelwert der errechneten Leistung ab, 22 steigt er wieder. Ähnliches Verhalten wurde in Abbildung 1 für das Performance Ratio beobachtet. Allerdings wird das temperaturbedingte Absinken der Modulleistung im STC- Berechnungsverfahren kompensiert. Die Modultemperatur wird durch Sensoren auf der Rückseite der Module gemessen. Eine immer vorhandene Differenz zwischen der realen Zelltemperatur und der gemessenen Temperatur kann bei hohen Modultemperaturen größer sein als bei geringeren Temperaturen. Hier könnte eine Ursache für das Absinken der berechneten Modulleistungen 21 liegen. Da aber bisher keine weiteren Analysen oder Messungen durchgeführt werden konnten, kann das Ergebnis nicht weiter abgesichert werden. Alterungserscheinungen als Ursache sind eher unwahrscheinlich, da die Generatorleistungen der Teilanlagen 1 bis 4 in Abb. 12 im Jahr 22 wieder ansteigen. Anders ist das Verhalten der Teilanlagen mit Dünnschicht-Modulen. Hier folgt auf das Absinken der Generatorleistungen im Jahr 21 ein weiterer Abfall 22. Daher ist bei diesen Modulen eine Degradation durch Alterung, wie sie die Messwerte vermuten lassen, durchaus möglich. Aber auch hier konnten noch keine weiteren Messungen zur Überprüfung des Ergebnisses durchgeführt werden Abb. 11: Messwerte der Generatorleistung und Extrapolation auf STC-Bedingungen für TA Pstc W Pmess W Linear (Pmess W) Linear (Pstc W) PSTC /W Abb. 12: Verhalten der gemessenen STC- Generatorleistung über die ersten Betriebsjahre Pstc 2 W Pstc 21 W Pstc 22 W TA1 TA2 TA3 TA4 TA5 TA6 TA7 Die berechneten Generatorleistungen der Abbildung 12 können auch für den schon erwähnten Vergleich der Nennleistungen der Generatoren entsprechend den Herstellerangeben mit den real installierten Leistungen verwendet werden. Allerdings ist die beschriebene Problematik bei der Berechnung aus Betriebsdaten zu berücksichtigen. Bei den Teilanlagen 1 bis 4 mit kristallinen Modulen und einer Nennleistung von 72 W P liegen die gemessenen Leistungen in den Jahren 2 und 22 unter der Nennleistung, aber in einem Toleranzbereich von 5%. Dieses Ergebnis entspricht der Erfahrung aus anderen Untersuchungen an kristallinen Modulen. Teilanlage 5 mit einer Nennleistung von 768 W P liegt auch im Jahr 2 deutlich unter dieser Leistung. Hier ist davon auszugehen, dass auch eine Toleranz von 1% unterschritten wird. Gespräche mit dem Hersteller der Module haben ergeben, dass die vorliegenden Module aus einer Serie stammen, die eigentlich mit den angegebenen Spezifikationen nicht hätten ausgeliefert werden sollen. Ein Austausch der Module ist vorgesehen. Teilanlage 6 mit amorphen Silizium-Modulen hat eine Nennleistung von 64 W P und TA 7 mit CIS-Modulen eine Nennleistung von 72 W P. Die gemessenen Leistungen dieser Teilanlagen liegen in den Jahren 6

7 2 und 21 über den Nennleistungen. Für die Messungen im Jahr 22 ist zu berücksichtigen, dass nur Daten bis Juli vorliegen und bei Dünnschicht-Modulen auftretende jahreszeitliche Leistungsschwanken sich noch auswirken können. Dennoch erklären die gemessene Minderleistung bei TA 5 und die erhöhten Leistungen bei TA 6 und TA 7 das von TA 1 bis TA 4 in Abbildung 1 abweichende Performance Ratio. Mit den gemessenen Leistungen würde PR für TA 5 erhöht und für TA 6 und TA 7 erniedrigt, so dass bei störungsfreiem Betrieb für alle Teilanlagen vergleichbare PR-Werte auftreten. 6. Fazit Nach dem ersten Jahr 1999 des Aufbaus, der Inbetriebnahme und Programmierung der Messwerterfassung und der Beseitigung von Anfangsproblemen insbesondere bei den nachgeführten Teilanlagen, konnte im Jahr 2 der reguläre Betrieb der Forschungsanlage beginnen. In den Jahren 2 und 21 traten keine erkennbaren Störungen bei den Modulen oder Wechselrichtern auf. Von Dezember 21 bis Juni 22 war jedoch der Nachführbetrieb der rechnergesteuerten Teilanlage 2 durch einen mechanischen Defekt nicht möglich. Ende Juni 22 fiel nach einem Spannungsausfall der Wechselrichter der Teilanlage 7 aus und konnte bis August 22 noch nicht wieder in Betrieb genommen werden. Die Betriebsanalyse ergibt für die spezifischen Jahresenergien und das Performance Ratio der Teilanlagen im Vergleich zu anderen aus Veröffentlichungen bekannten Daten sehr gute Ergebnisse. Die der Sonne nachgeführten Teilanlagen weisen unterschiedliche Mehrerträge gegenüber der fest ausgerichteten Referenzanlage auf. Die besten Werte, aber auch die höchsten Kosten sind erwartungsgemäß bei der rechnergesteuerten Anlage zu verzeichnen. Es folgt die kostengünstigste Anlage, deren energetische Mehrerträge aber nur nach langen störungsfreien Betriebszeiten zu einer Amortisation der Mehrkosten führen können. Hier sind Verbesserungen möglich und wünschenswert, wenn nachgeführte Anlagen einen größeren Marktanteil erreichen sollen. Neue Vorschläge und Testanlagen wurden an anderen Standorten bereits realisiert. 7