PROJEKTBERICHT. Kenndaten der Photovoltaikanlage am Francisco Josephinum Abschlussbericht. Günther Hütl Erich Artmüller.

Transkript

1 Kenndaten der Photovoltaikanlage am Francisco Josephinum Abschlussbericht PROJEKTBERICHT Günther Hütl Erich Artmüller Oktober 2014 AT 3250 Wieselburg, Rottenhauser Straße 1 Tel.: +43 (0) , Fax: +43 (0) blt@josephinum.at,

2

3 Abschlussbericht Kenndaten der Photovoltaikanlage am Francisco Josephinum Oktober 2014 Dipl.-Ing. Günther Hütl Erich Artmüller Angaben zum Projektträger HBLFA Francisco Josephinum BLT WIESELBURG Rottenhauserstraße Wieselburg Kontaktperson: Günther Hütl Tel: 07416/ guenther.huetl@josephinum.at

4 Impressum Herausgeber: HBLFA Francisco Josephinum, A-3250 Wieselburg des Bundesministeriums für Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft Direktor: HR Dipl.-Ing. Alois Rosenberger Leiter für Forschung und Innovation: HR Dipl.-Ing. Heinrich Prankl Für den Inhalt verantwortlich: HR Dipl.-Ing. Günther Hütl Erich Artmüller Redaktion: BLT Wieselburg Tel.: +43 (0) Web: blt.josephinum.at Druck, Verlag und 2014 HBLFA Francisco Josephinum, A-3250 Wieselburg Alle Rechte vorbehalten ISBN Dieser Bericht wird wie folgt zitiert: Hütl, G.; Artmüller, E.: Kenndaten der Photovoltaikanlage am Francisco Josephinum,, Wieselburg, BLT Eigenverlag, 2014 ISBN

5 Inhaltsverzeichnis Seite 5 INHALTSVERZEICHNIS 1 Einleitung und Zielsetzung Photovoltaik Technologien und Potenzial Kristalline Silizium-PV (c-si) Dünnschicht-PV (CdTe, a-si, CIGS) Photovoltaik-Potenzial in Europa Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum Übersicht Beschreibung Wechselrichter Moduldaten Datenerfassung und Messtechnik Anzeige Internet Auswertung Teilergebnisse, Tages- und Monatsverlauf Vergleich Wintersonnentag Sommersonnentag (Anlage Turnsaal Wechselrichter 6) Tage mit Maximal-Leistung Vergleich von PV-Modulen gleicher Technologie mit unterschiedlichen Ausrichtungen Einstrahlung Jahresergebnisse Wirkungsgrad CO2-Reduktion Zusammenfassung Energieertrag Spezifischer Ertrag Literatur Abbildungsverzeichnis Tabellenverzeichnis... 69

6 Seite 6 Inhaltsverzeichnis

7 Einleitung und Zielsetzung Seite 7 1 EINLEITUNG UND ZIELSETZUNG Photovoltaik zur Erzeugung von Strom zählt zu den erneuerbaren Energien und verringert die Abhängigkeit von Erdöl/Erdgas bzw. schont die Umwelt. Der Stand des Wissens über die Photovoltaik unterliegt einem ständigen und schnellen Wandel, die Anwendung nimmt weltweit zu, beschleunigt teilweise durch Förderungsmaßnahmen, deren Fördermodelle von Land zu Land große Unterschiede aufweisen. Die Technologien werden ständig verbessert und die Preise verringert, jedoch ist die Preisparität in Mitteleuropa noch nicht gegeben (Österreich liegt zwischen 46 und 49 Grad nördlich des Äquators). Im Jahr 2010 wurde am Francisco Josephinum eine 700 m² große Photovoltaikanlage (Abbildung 1) errichtet. Ziel des Projektes ist die Erfassung und Aufbereitung der durch die PV-Anlage gewonnenen Messdaten sowie die Nutzung für die Aus- und Weiterbildung und Beratung. Übergeordnetes Ziel ist die verstärkte Nutzung der Photovoltaik in der Landwirtschaft. Die damit gewonnene Energie deckt einen Teil des Eigenbedarfs des Francisco Josephinums. Die Anlage besteht aus fest montierten Modulen verschiedener PV-Technologien und aus einer nachgeführten Anlage (Tracker), die entsprechend dem Sonnenstand automatisch optimal positioniert wird. Dach Turnsaal Schrägfassade Schild W Schild S Abbildung 1: PV-Anlage Dach Turnsaal/Schrägfassade/Schild S/Schild W

8 Seite 8 Photovoltaik Technologien und Potenzial 2 PHOTOVOLTAIK TECHNOLOGIEN UND POTENZIAL Durch Photovoltaik (PV) wird Sonnenenergie (Photonen) in elektrische Energie umgewandelt. Moderne PV- Technologien verwenden unterschiedliche Halbleitermaterialien. In den Halbleitern sorgen Elektronen, die sich durch Lichteinstrahlung aus der Atombindung lösen, für elektrischen Strom. Um den größtmöglichen Ertrag zu erzielen, sollte ein möglichst hoher Direktstrahlungsanteil von den Solarzellen absorbiert werden können. Die Sonne steht jedoch im Tages- und Jahresverlauf unterschiedlich hoch, sodass ein optimaler Mittelwert erreicht werden muss. Ferner ändert sich der günstigste Neigungswinkel auch mit dem Breitengrad. In Norddeutschland steht die Sonne insgesamt flacher am Himmel als in Österreich. Mit den Jahreszeiten ändert sich der Sonnenstand. Während die Sonne in Europa zu Mittag im Sommer über dem Horizont steht, sind es im Winter nur Ein weiterer Faktor ist die Abweichung der Dachausrichtung von der reinen Südausrichtung. Besteht eine größere Abweichung nach Westen oder Osten, sollte der Neigungswinkel flacher gewählt werden. So können selbst bei Abweichungen von der Südausrichtung bis zur reinen West- oder Ostausrichtung noch Erträge von % erzielt werden (Abbildung 2). In Österreich wird der optimale Ertrag erreicht, wenn die Solarflächen gegen Süden ausgerichtet bzw Grad geneigt sind und kein Schatten den Einfluss der Sonne behindert. Solarzellen nutzen sowohl die direkte als auch die diffuse Sonneneinstrahlung zur Umwandlung in elektrische Energie. Im Laufe der Zeit nimmt die Leistung der Module ab. Für kristalline Siliziummodule verbleibt nach 10 Jahren noch mindestens 90 % der ursprünglichen Leistung und nach 25 Jahren nicht weniger als 80 %. Abbildung 2: Einstrahlungsgrafik (Quelle: photovoltaik-profit.de) Um verschiedene Solarmodule unabhängig vergleichen und bewerten zu können, werden die Messungen unter Standard-Testbedingungen (STC: Standard Test Conditions) durchgeführt. Die Angaben für Strom, Spannung und Leistung bei Standard-Testbedingungen gelten bei einer Einstrahlung von 1000 W/m² in Modulebene, einer Modultemperatur von 25 C und einem in der Norm IEC (1989) Teil III definierten Spektrum des Sonnenlichts bei einer Air Mass von 1,5. Die ermittelte Leistung wird meist

9 Photovoltaik Technologien und Potenzial Seite 9 mit der Angabe Peak versehen. Air Mass 1,5 ist das Spektrum der unter einem Zenitwinkel von etwa 48,2 auf die Erdoberfläche fallenden Sonnenstrahlen. Der Wirkungsgrad einer Solarzelle gibt an, wie viel der zur Verfügung stehenden Energie von der Photovoltaikzelle, dem Modul oder der Anlage in Solarstrom umgewandelt wird. Der Wirkungsgrad ist bei den verschiedenen Solarzellen höchst unterschiedlich. Daher richtet sich auch der Wirkungsgrad einer Photovoltaikanlage nach der gewählten Modulart, wobei in den Wirkungsgrad der gesamten Anlage außerdem noch die Verluste durch Verkabelung und Wechselrichter einfließen. Heute dominieren zwei technische Bauformen den kommerziellen Einsatz von PV: Kristalline Silizium- Solarzellen und Dünnschichtzellen. Die große Mehrheit der eingesetzten Module arbeitet mit kristallinem Silizium, der Rest besteht überwiegend aus Dünnschichtzellen. 2.1 Kristalline Silizium-PV (c-si) Monokristalline Siliziumzellen bestehen aus einkristallinem Silizium, das von zylindrischen Ingots geschnitten wird. Ihr Herstellungsprozess ist relativ aufwendig und damit kostenintensiv. Monokristalline Silizium-Solarmodule sind die energieeffizientesten in der Solarbranche. Sie sind äußerst robust und unter den kommerziell einsetzbaren Systemen die effizientesten Energiewandler. Doch leider ist der Herstellungsprozess der monokristallinen Strukturen sehr zeitintensiv und teuer. Monokristalline Zellen können Wirkungsgrade bis zu 24 % erreichen. Die Wirkungsgrade werden unter standardisierten Bedingungen ermittelt Polykristalline Siliziumzellen werden aus quaderförmig gegossenen Ingots hergestellt. Sie sind billiger als monokristalline Zellen, allerdings auch weniger effizient. Polykristalline Solarmodule werden aus einem Siliziumblock hergestellt, der zahlreiche kleine Einzelkristalle enthält. Die Panels sind rechteckig mit mosaikartiger Struktur. Polykristalline Module lassen sich deutlich günstiger herstellen als monokristalline, da hier kein homogenes Kristallgitter erzeugt werden muss. Ihr Nachteil liegt in ihrem geringeren Wirkungsgrad (13 18 %) im Vergleich zu monokristallinen Modulen. 2.2 Dünnschicht-PV (CdTe, a-si, CIGS) Die Dünnschicht-Photovoltaik stellt den wachstumsstärksten Sektor in der Solarzellenbranche dar. Dünnschichtzellen werden hergestellt, indem sehr dünne Schichten von Halbleitermaterialien auf kostengünstige Trägermaterialien wie Glas, Kunststoff oder Metall aufgebracht werden. Dünnschicht-Halbleiter absorbieren Licht besser als kristallines Silizium. Folglich können Dünnschichtmodule mit weniger Halbleitermaterial hergestellt werden als kristalline Siliziummodule und sind entsprechend günstiger. Die wichtigsten Herstellungsvarianten bei Dünnschichtmodulen: CdTe oder Cadmiumtellurid-Dünnschichtmodule bieten niedrige Produktionskosten je Watt- Peak aufgrund der Kombination aus unkomplizierter Produktion und höherem Wirkungsgrad. Die Verbindung von Tellur und Cadmium ist eine stabile Verbindung, deren physikalische Eigenschaften durch einen extrem niedrigen Dampfdruck, einen hohen Siede- und Schmelzpunkt sowie die Unlöslichkeit in Wasser gekennzeichnet sind. Es ist aufgrund dieser völlig andersartigen Eigenschaften auch in seiner physiologischen Wirkung auf Organismen in keiner Weise mit elementarem Cadmium vergleichbar.

10 Seite 10 Photovoltaik Technologien und Potenzial a-si- bzw. amorphe Silizium-Dünnschichtmodule entstehen durch ein erprobtes, doch langwieriges Herstellungsverfahren. Ihr Wirkungsgrad ist geringer (aktuell 6 8 %, limitiert auf maximal 12 % im Labor). Die Mikrokristallin-Technologie kommt hier zum Einsatz, um die Wirkungsgrade amorpher Siliziumprodukte auf etwa 10 % zu erhöhen CIGS (Kupfer, Indium, Gallium, Selenid)-Dünnschichtmodule erreichen mit maximal % und einem Durchschnitt von 10 % die höchsten Wirkungsgrade in der Dünnschichttechnologie. Es gibt allerdings bei größeren Maßstäben Probleme mit der Uniformität der aktiven Schicht; auf Stahl funktioniert die Technik noch nicht. Alle Dünnschicht-Solarzellen, die derzeit produziert werden, benötigen bei der Herstellung seltene Elemente wie Indium oder Tellur. Das globale Vorkommen dieser Elemente ist sehr begrenzt. Oft gibt es sie nur an wenigen Orten der Erde, und der Export wird von den jeweiligen Staaten streng kontrolliert. Dünnschicht- Technologien bieten zwar Kostenvorteile, doch keine von ihnen erreicht kommerziell reproduzierbare Wirkungsgrade. Aus diesen Gründen ist die Dünnschichttechnik nicht zur globalen Energiegewinnung im Terawatt-Maßstab geeignet. 2.3 Photovoltaik-Potenzial in Europa In den letzten Jahren erfuhr die Photovoltaik in Europa (Tabelle 1, Abbildung 3) und vor allem in Deutschland einen enormen Aufschwung, besonders auf Grund von Fördermaßnahmen einzelner Länder. Vorreiter der Förderung von Photovoltaik-Strom war Deutschland mit dem Erneuerbaren-Energie-Gesetz (EEG, seit 2000). Bis Ende 2013 wurden weltweit rund MWp an PV-Anlagen installiert, davon etwa MWp in Europa. Die europäischen Photovoltaik-Anlagen decken bereits 3 % des Strombedarfs.

11 Photovoltaik Technologien und Potenzial Seite 11 Tabelle 1: Kumulierte PV-Nennleistung in der EU (MWp) (Quelle: Photovoltaic barometer EurObserv ER) Staaten Deutschland Italien ,3 Spanien ,6 Frankreich ,7 33,9 26,3 Belgien ,9 21,5 4,2 2,1 Großbritannien ,9 29,6 22,5 18,1 14,3 10,9 Griechenland ,5 9,2 6,7 5,4 Tschechien ,7 4 0,8 0,5 Rumänien ,3 3,5 1,9 0,6 0,5 0,3 0,2 Bulgarien ,3 5,7 1,4 0,1 0,1 Österreich ,5 52,6 32,4 27,7 25,6 24 Niederlande ,5 57,2 53,3 52,7 50,8 Slowakei ,2 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 Dänemark ,7 7,1 4,7 3,3 3,1 2,9 2,7 Portugal ,9 3,4 3 Slowenien , ,4 0,2 Luxemburg ,7 40,7 29,5 26,4 24,6 23,9 23,7 23,6 Litauen 68,1 6,2 0,1 0,1 0,1 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 Schweden 43,1 24,1 15,7 11,4 8,8 7,9 6,2 4,9 4,2 Zypern 34,8 17,2 10,1 6,2 3,3 2,2 1,3 1 0,5 Malta 24,7 18,7 6,6 3,8 1,5 0,2 0,1 0,1 < 0,1 Ungarn 15,4 12,3 2,7 1,8 0,7 0,5 0,4 0,3 0,2 Finnland 11,2 11,2 11,2 9,6 7,6 5,6 5,1 4,5 4 Polen 4,2 3,6 2,2 1,8 1,4 1 0,6 0,4 0,3 Lettland 1,5 1,5 1,5 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 Irland 1 0,9 0,7 0,7 0,6 0,4 0,4 0,4 0,3 Estland 0,2 0,2 0,2 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 EU

12 Seite 12 Photovoltaik Technologien und Potenzial Kumulierte PV-Nennleistung EU27 (MWp) Abbildung 3: Kumulierte PV-Nennleistung EU2 In Abbildung 4 sind der spezifische Ertrag und die Einstrahlung auf der Europakarte dargestellt. Abbildung 4: Spez. Ertrag und Einstrahlung

13 Photovoltaik Technologien und Potenzial Seite 13 Preisentwicklung: Der rasante Ausbau von PV-Anlagen hatte in den letzten 6 Jahren einen großen Preisverfall zur Folge, nicht zuletzt wegen des gestiegenen Wettbewerbsdrucks, niedrigerer Herstellungskosten durch höhere Stückzahlen und verbesserter Fertigungstechniken. Da auch der Wirkungsgrad der Solarmodule stetig anstieg, reduzierte sich auch die benötigte Fläche pro kwp. Seit 2006 sind die Preise für fertig installierte PV-Anlagen um mehr als 60 % auf unter Euro pro kwp gefallen (Abbildung 5). Abbildung 5: Photovoltaik - Preisentwicklung

14 Seite 14 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum 3 PHOTOVOLTAIK-ANLAGE AM FRANCISCO JOSEPHINUM 3.1 Übersicht Die gesamte PV-Anlage der HBLFA Francisco Josephinum besteht aus sechs verschiedenen Teilbereichen: 1. Dach des Turnsaals 2. Schrägfassade des Turnsaals 3. Schild Süd 4. Schild West 5. Überdachung des Innenhofes im Schloss Weinzierl 6. Nachgeführte Anlage (Tracker) auf der Wiese vor dem Turnsaal 3.2 Beschreibung Die ersten Anlagen wurden im Jahr 2010 auf und neben dem neu gebauten Turnsaal des Francisco Josephinums errichtet, und zwar monokristalline Module (215 m²) auf dem Dach mit einer Neigung von 27,5 bis 29 und einer Ausrichtung nach Süd-Ost (Abbildung 6) bzw. amorphe/semitransparente Module (203 m²) auf der Schrägfassade des Turnsaals mit einer Neigung von 60 und einer Ausrichtung nach Süd-Ost (Abbildung 7). Abbildung 6: PV-Anlage Dach - Turnsaal

15 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum Seite 15 Abbildung 7: Schrägfassade Turnsaal An der Südseite des Gebäudes (Abbildung 8) steht ein 72 m² großes Schild mit Modulen verschiedener Photovoltaik-Technologien wie monokristallin, polykristallin und amorph. Dieses Schild weist genau in Richtung Süden und der Neigungswinkel beträgt 45. Abbildung 8: Schild S

16 Seite 16 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum An der SW-Seite des Gebäudes wurde ein 50 m² großes Schild aus polykristallinen Modulen mit einer Neigung von 60 und einer Ausrichtung nach Süd-West errichtet (Abbildung 9). Anmerkung: Durch einen Fehler in der Verkabelung waren nur zwei Drittel der PV-Fläche aktiv, d.h. die Auswertung des Schildes W in diesem Bericht bezieht sich auf eine Fläche von 33,34 m². Abbildung 9: Schild W In weiterer Folge wurde die PV-Anlage durch amorphe/semitransparente Module (Abbildung 10) auf dem Flachdach des Schlosses Weinzierl (121 m²) erweitert. Abbildung 10: Anlage Schloss Weinzierl

17 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum Seite 17 Im Frühjahr 2011 wurde die Gesamtanlage durch eine nachgeführte PV-Anlage (Tracker) mit einer Fläche von 19 m² (Abbildungen 11 und 12) vervollständigt. Dabei wurden Module mit monokristallinen Solarzellen ausgestattet, die gleichzeitig als Dacheindeckung dienen sollen. Durch die immer zur Sonne gerichtete Anlage soll der Energieertrag gegenüber konventionellen Anlagen gesteigert werden. Diese nachgeführte Anlage wurde im Rahmen einer Diplomarbeit in Zusammenarbeit mit der Firma Lisec errichtet und es wird im Rahmen eines Projektes untersucht, ob die verwendeten Module vollständig und dauerhaft als Dachziegelersatz eingesetzt werden können. Abbildung 11: Nachgeführte Anlage

18 Seite 18 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum Abbildung 12: Nachgeführte Anlage (Rückansicht)

19 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum Seite Wechselrichter Die durch die PV-Anlage gewonnene Gleichspannung wird durch fünfzehn Wechselrichter Made in Austria in Wechselspannung umgewandelt, dreizehn davon sind im Turnsaalgebäude und zwei im Schloss angebracht (Abbildungen 13 und 14). Abbildung 13: Wechselrichter 1-5, 15 Abbildung 14: Wechselrichter 6-12

20 Seite 20 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum 3.4 Moduldaten Abbildung 15 gibt eine Übersicht über die Photovoltaik-Gesamtanlage des Francisco Josephinums mit den verschiedenen Modultypen, Anzahl und Anordnung der Module, Modulflächen und Nennleistungen. Abbildung 15: Übersicht über die PV-Gesamtanlage

21 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum Seite 21 Tabelle 2 zeigt die Kenndaten der Module bezogen auf die 15 Wechselrichter. Die PV-Module sind folgenden Wechselrichtern zugeordnet: Monokristalline Sanyo-Module auf dem Dach des Turnsaals: Wechselrichter 5, 6, 7 Amorphe/semitransparente Voltarlux-Module auf der Schrägfassade TS: Wechselrichter 1, 2, 3, 4 Amorphes Würth-Modul auf dem Schild Süd: Wechselrichter 9 Monokristallines Sanyo-Modul auf dem Schild Süd: Wechselrichter 10 Monokristallines BP-Modul auf dem Schild Süd: Wechselrichter 11 Polykristallines BP-Modul auf dem Schild Süd: Wechselrichter 8 Polykristallines BP-Modul auf dem Schild West: Wechselrichter 12 Amorphe/semitransparente Voltarlux-Module auf dem Schloss: Wechselrichter 13, 14 Monokristalline Lisec-Module nachgeführte Anlage: Wechselrichter 15 PV-Anlage am FJ - Moduldaten Tabelle 2: PV-Gesamtanlage mit Moduldaten Pos. Standort Anzahl Fabrikat Modul Techno- Richt. Leistung je Leistung Maße Modulfl. A p.wr Fläche/ Nennleist. Wechselrichter Module Typ logie Modul (Wp) (Wp) b (m) h (m) (m²) (m²) Bereich (W/m²) Typ Nr. 1 Dach Turnsaal 45 Sanyo HIP235 HDE4 Monokr. SO ,861 1,61 1,39 62, IG Plus Dach Turnsaal 55 Sanyo HIP235 HDE4 Monokr. SO ,861 1,61 1,39 76, IG Plus Dach Turnsaal 55 Sanyo HIP235 HDE4 Monokr. SO ,861 1,61 1,39 76,24 214, IG Plus Schrägfass. TS 20 Voltarlux ASITHRU-4-IO Amorph SO ,358 1,027 2,42 48,43 41 IG Schrägfass. TS 15 Voltarlux ASITHRU-4-IO Amorph SO ,358 1,027 2,42 36,32 41 IG Schrägfass. TS 28 Voltarlux ASIOPAK-A Amorph SO ,358 1,028 2,42 67,87 48 IG Schrägfass. TS 21 Voltarlux ASIOPAK-A Amorph SO ,358 1,028 2,42 50,90 203,54 48 IG Schild Süd 15 Würth Gene CIS 75Wp Amorph S ,605 1,205 0,73 10, IG Schild Süd 12 Sanyo NKHE5 Monokr. S ,798 1,58 1,26 15, IG Schild Süd 12 BP Solar 4175T Monokr. S ,79 1,587 1,25 15, IG Schild Süd 18 BP Solar 3230N Polykrist. S ,667 1,67 30,01 71, IG Schild West 30 BP Solar 3230N Polykrist. SW ,667 1,67 50,01 50, IG Plus Schloss 20 Voltarlux y-semi 20n% Amorph SW ,952 1,726 3,37 67,38 40 IG Schloss 16 Voltarlux y-semi 20n% Amorph SW ,952 1,726 3,37 53,91 121,29 40 IG PV-Anlage ng. 21 Lisec 130Wp Monokr. 125, ,68 1,33 0,90 18,99 18, IG30 15 Ges.Anzahl Module 383 Gesamtleistung (Wp): Gesamtfläche (m²): 679,81

22 Seite 22 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum 3.5 Datenerfassung und Messtechnik Die an den verschiedenen Modulebenen (Dach Turnsaal, Schrägfassade, Schild Süd, Schild West, Schloss, nachgeführte Anlage) angebrachten Messsensoren erfassen die Einstrahlungsenergie, die Modultemperatur, die Lufttemperatur und die Windgeschwindigkeit (Abbildung 16). Sensorkarte 2 Schrägfassade Modultemperatur Einstrahlungsenergie Sensorkarte 3 Turnsaaldach Modultemperatur Lufttemperatur Einstrahlungsenergie Windgeschwindigkeit Sensorkarte 5 Schild West Modultemperatur Einstrahlungsenergie Sensorkarte 6 Schloss Modultemperatur Einstrahlungsenergie Sensorkarte 4 Schild Süd Sensorkarte 7 PV nachgeführt Modultemperatur Modultemperatur Einstrahlungsenergie Lufttemperatur Einstrahlungsenergie Abbildung 16: Zuordnung der Sensoren Die Energieerträge werden über 15 Wechselrichter gemessen. Jedem Wechselrichter wird eine bestimmte Anzahl von Modulen mit gleicher PV-Technologie bzw. gleichem Standort zugeordnet. In der aktuellen Anzeige im Internet (Abbildung 17) wird die momentane Leistung mittels farbige Balken dargestellt Abbildung 17: Zuordnung der Wechselrichter zu den einzelnen PV-Anlagen

23 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum Seite Anzeige Am Eingang des Schulgebäudes informiert ein Display (Abbildung 18) über die Aktuelle Leistung (kw), den Gesamtenergieertrag (kwh) und die CO2-Einsparung (kg) seit Beginn der Messung. Abbildung 18: Display Schulgebäude Unter der Schrägfassade des Turnsaales zeigt ein Bildschirm (Abbildung 19) aktuelle Informationen. Abbildung 19: Display Turnsaal

24 Seite 24 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum 3.7 Internet Unter der Internetadresse können tagesaktuelle Daten bzw. Archivdaten über Energieertrag, Modultemperatur, Lufttemperatur, Einstrahlung, CO2-Einsparung oder Strom abgerufen werden. Die Startseite (Abbildung 20) informiert über die aktuelle Leistung, die Energie des Tages, den Anlagenertrag des Tages, des Monats, des Jahres bzw. Gesamtertrag und die CO2 Ersparnis des Tages. Im Archiv können die Ergebnisse der verschiedenen Messdaten für die vergangenen Jahre, für die gesamten Monate pro Kalenderjahr und für jeden Tag eines Monats abgerufen werden. Für jeden Zeitpunkt können die aktuellen Messwerte jedes einzelnen Messfühlers abgefragt werden (Abbildung 21). Gleichzeitig werden auch die Maximal- und die Minimalwerte der Ergebnisse eines Tages, eines Monats, eines Jahres bzw. der gesamten Messdauer angegeben. Abbildung 20: Startseite von Solarweb

25 Photovoltaik-Anlage am Francisco Josephinum Seite 25 Abbildung 21: Darstellung der Messwerte

26 Seite 26 Auswertung 4 AUSWERTUNG 4.1 Teilergebnisse, Tages- und Monatsverlauf Im folgenden Abschnitt werden auszugsweise Ergebniskurven einzelner Tage bzw. Monate für die PV- Anlagen auf dem Dach des Turnsaals, für die nachgeführte Anlage und für die Anlage auf dem Schild SO dargestellt. In den Abbildungen 22, 23 und 24 sind die Tagesverlaufskurven von Ertrag, Einstrahlung, Modul- und Lufttemperatur der Anlage am Dach des Turnsaals für den 01., 11. und 28. Juli 2013 zu sehen. Die Tageskurven veranschaulichen sehr deutlich die für den Ertrag wirksame Einstrahlungszeit, bzw. ob es ein wolkenloser oder bewölkter Tag war. Der 01. Juli war der ertragsreichste Tag (Abbildung 22), der 11. Juli der ertragsschwächste (Abbildung 23) und der 28. Juli der wärmste Tag des Monats Juli 2013 (Abbildung 24). Abbildung 25 zeigt die Tageskurven eines wolkenlosen Wintersonnentages (4. März 2013). Bei einer geringen Höchsttemperatur von 13 C wird die ideale Modultemperatur von 30 C erreicht. An einem Sommersonnentag wurde etwa die doppelte Modultemperatur gemessen. Man sieht in der Ansicht des ertragreichsten Tages (1. Juli 2013) etwa zwischen 10:30 10:50 Uhr eine kurze Abschattung der Sonne. Das hat jedoch in diesem Zeitraum einen geringen Einfluss auf den Ertrag, nämlich etwa 5 %. Der heißeste Tag bringt nicht zwangsläufig den höchsten Ertrag, denn bei hohen Lufttemperaturen steigen auch die Modultemperaturen (am 28. Juli auf 62 C, am 27. Juli auf 65 C, Abbildung 27), das bedeutet in den Mittagsstunden eine Leistungsminderung von etwa % gegenüber Normaltemperatur. Temperaturkoeffizient: Photovoltaikmodule haben einen negativen Temperaturkoeffizienten, zum Beispiel 0,4 bis 0,5 %/K bei kristallinem Silizium. Bedingt durch die Rekombinationsverluste nimmt die Leistung mit steigender Modultemperatur ab und der Wirkungsgrad sinkt. Das bedeutet bei einer Steigerung der Modultemperatur von 25 C (Standard) auf 65 C einen Leistungsverlust von etwa 20 %. Im Winter würde jedoch die Leistung bei einer Temperatur von 5 C (20 C unter der Standardtemperatur) um 10 % zunehmen. Die Ertragseinbußen durch die temperaturbedingt verminderte Maximalleistung sind jedoch in Summe gering und werden durch die im Sommer deutlich höhere Anzahl an Sonnenstunden und die günstigere Ausrichtung zur Sonne kompensiert. Dennoch sollte beim Bau einer PV-Anlage für eine ausreichende Hinterlüftung der Module gesorgt werden. In Abbildung 26 sind sämtliche Tagesergebnisse für die nachgeführte Anlage im Juli 2013 dargestellt, auch hier erkennt man den 01. Juli als ertragsreichsten und den 28. Juli als wärmsten Tag. Die Leistung der Module und damit der Energieertrag korreliert eindeutig mit der Strahlungsleistung der Sonne; je größer die Intensität und die Dauer der Einstrahlung sind, desto größer ist der Energieertrag. In Tabelle 3 sieht man, dass bei der monokristallinen PV-Anlage auf dem Dach des Turnsaals im Juli 2013 der Ertrag mit der Einstrahlung sehr gut korreliert (Korrelationskoeffizient 0,997), genauso die maximale Lufttemperatur mit der maximalen Modultemperatur (Korrelationskoeffizient 0,917). Abbildung 27 zeigt die Erträge und maximalen Modultemperaturen aller Tage im Juli An Tagen mit einer hohen Einstrahlung und damit einem hohen Ertrag erwärmen sich die Module teilweise auf über 60 C. Als weiteres Beispiel sind in Tabelle 4 die Daten der nachgeführten Anlage im Juli 2013 dargestellt, der Korrelationskoeffizient zwischen Ertrag und Einstrahlung beträgt 0,996.

27 Auswertung Seite 27 Ertrag Einstrahlung Modultemperatur Lufttemperatur Abbildung 22: Tagesverlauf Anlage Turnsaal - 1. Juli 2013 Ertragsstärkster Tag (Sommersonnentag)

28 Seite 28 Auswertung Ertrag Einstrahlung Modultemperatur Lufttemperatur Abbildung 23: Tagesverlauf Anlage Turnsaal Juli 2013 Ertragsärmster Tag im Juli

29 Auswertung Seite 29 Ertrag Einstrahlung Modultemperatur Lufttemperatur Abbildung 24:Tagesverlauf Anlage Turnsaal Juli 2013 Wärmster Tag im Juli

30 Seite 30 Auswertung Ertrag Einstrahlung Modultemperatur Lufttemperatur Abbildung 25: Tagesverlauf Anlage Turnsaal - 4. März 2013 Wintersonnentag

31 Auswertung Seite 31 Ertrag Einstrahlung Modultemperatur Lufttemperatur Abbildung 26: Tagesergebnisse Juli Nachgeführte Anlage

32 Seite 32 Auswertung Daten Turnsaal (WR6) Juli 2013 Tabelle 3: Daten PV-Anlage Turnsaal - Juli 2013 Juli Ertrag Luft.Temp.max. Modul-Temp. max. Einstrahlung (kwh) ( C) ( C) (kwh/m²) ,6 Korr.Koeff ,5 Ertrag-Einstrahlung ,8 0, , ,2 Korr.Koeff ,5 Max.Luft-Temp ,5 Max.Modul-Temp ,2 0, , , , , , , , , , , , , , , , , , ,9

33 Auswertung Seite Einstrahlung und max. Modultemperatur - Turnsaal - Juli Einstrahlung (kwh/m²) Modul-Temp. max. ( C) Abbildung 27: Grafik Einstrahlung - Max. Modultemperatur - Juli 2013

34 Seite 34 Auswertung Tabelle 4: Daten Nachgeführte Anlage - Juli 2013 Daten Nachgeführte Anlage Juli 2013 Juli Modul-Temp. ( C) Modultemp. max. ( C) Ertrag (kwh) Einstrahlung (kwh/m²) Korr.Koeff. Ertrag-Einstrahlung 1 43, ,66 12,14 0, , ,28 11, , ,85 8, , ,68 9, , ,46 5, , ,06 4, , ,43 6,91 1. Juli: Höchster Ertrag 8 45, ,8 11,2 11. Juli: Niedrigster Ertrag 9 43, ,97 11, Juli: Höchste Temperatur 10 40, ,41 9, , ,07 3, , ,14 9, , ,43 7, , ,46 9, ,85 6, , ,71 11, , ,5 11, , ,71 10, , ,2 9, , , , ,71 11, , ,7 12, , ,45 10, , , , ,63 9, , ,18 10, , , , ,65 10, , ,25 7, , ,45 6, , ,31 5,66

35 Auswertung Seite Vergleich Wintersonnentag Sommersonnentag (Anlage Turnsaal Wechselrichter 6) Für diesen Vergleich wurden durchgehend sonnige Tage sowohl im Winter als auch im Sommer herangezogen, wobei es im Sommer naturgemäß mehr durchgehende und länger dauernde Sonnentage gibt (Tabellen 5 und 6). Die Werte in den Tabellen zeigen deutlich, dass an einem sonnigen Sommertag trotz temperaturbedingter Leistungseinbußen bezogen auf die STC-Nennleistung deutlich mehr Energieertrag gewonnen werden kann als an einem sonnigen Wintertag (Abbildung 22: Tagesansicht an einem Sommersonnentag; Abbildung 25: Tagesansicht an einem Wintersonnentag). Im Jahr 2011/12 (Tabelle 5) sind die Einstrahlungssumme mit % und der Energieertrag mit % an einem Sommersonnentag um mehr als das Doppelte höher als an einem Wintersonnentag. Die maximale Strahlungsleistung ist im Sommer immerhin noch um + 51 % höher als im Winter und auch die maximale Anlagenleistung liegt noch um + 33 % über der max. Anlagenleistung an einem Wintersonnentag. Im Jahr 2012/13 (Tabelle 6) sind die Strahlungssumme mit % und der Energieertrag mit % an einem Sommersonnentag ebenfalls um mehr als das Doppelte höher als an einem Wintersonnentag. Die maximale Strahlungsleistung ist im Sommer um + 30 % höher als im Winter und der maximale Anlagenleistung liegt + 20 % über dem maximalen Leistung an einem Wintersonnentag. Einstrahlungsdauer: Entscheidend für den Ertrag einer Photovoltaikanlage sind nicht nur die jeweiligen Anlagen- bzw. Strahlungsleistungen, sondern vor allem die Sonnenscheindauer (Einstrahlungsdauer). Bemerkenswert ist die Tatsache, dass die maximale Anlagenleistung im Sommer nur um 33 % (2012) bzw. 20 % (2013) höher liegt als im Winter, der entscheidende Faktor ist somit die Einstrahlungszeit. Bei gleicher Sonnenscheindauer könnte im Winter (bei niedriger Temperatur) sogar mehr Ertrag erzielt werden, da die Modultemperaturverluste geringer ausfallen. Ertrag Sommerhalbjahr Winterhalbjahr. Aus der Literatur ist bekannt, dass im Sommerhalbjahr (April September) rund 75 % und im Winterhalbjahr (Jänner - März, Oktober - Dezember) nur rund 25 % des Jahresertrages einer PV-Anlage produziert werden. Die gesamte PV-Anlage des Francisco Josephinums erzeugte im Jahr 2012 im Sommerhalbjahr 72 % und im Winterhalbjahr 28 % des Gesamtenergieertrages.

36 Seite 36 Auswertung Tabelle 5: Sonnentage 2011/12 Vergleich Wintersonnentag 2011/12 - Sommersonnentag 2012 Winter- Sonnentag Sommer- Sonnentag Einheit Vergleich Winter-/Sommersonnentag Mittlerer Energieertrag/Tag 42,58 92,14 kwh/tag + 116,40 % Max. Anlagenleistung 8,56 11,41 kw + 33,29 % Durchschnittliche Einstrahlung 3,14 7,46 kwh/m² + 137,53 % Mittlere Strahlungsleistung max ,14 W/m² + 50,98 % Datenbasis: Für den Wintersonnentag wurden 5 jeweils durchgehend sonnige Tage aus dem Zeitraum Dezember 2011 / Februar 2012 ( / / / / ) und für den Sommersonnentag wurden 7 jeweils durchgehend sonnige Tage aus dem Zeitraum Mai/Juni 2012 ( / / / / / / ) herangezogen. Tabelle 6: Sonnentage 2012/13 Vergleich Wintersonnentag 2012/13- Sommersonnentag 2013 Winter- Sonnentag Sommer- Sonnentag Einheit Vergleich Winter-/Sommersonnentag Mittlerer Energieertrag/Tag 40,86 91,31 kwh + 123,46 % Max. Anlagenleistung 9,45 11,30 kw + 19,61 % Durchschnittliche Einstrahlung 3,264 7,43 kwh/m² + 127,72 % Mittlere Strahlungsleistung max. 727,2 943,86 W/m² + 29,79 % Datenbasis: 5 jeweils durchgehend sonnige Tage aus dem Zeitraum Dezember 2012 / März 2013 ( / / / / ) sowie 7 jeweils durchgehende sonnige Tage aus dem Zeitraum Juni / Juli 2013 ( / / / / / / ).

37 Auswertung Seite Tage mit Maximal-Leistung In Tabelle 7 sind die Tage (wolkenlos) mit den maximalen Leistungen der Jahre dargestellt. Die maximalen Leistungen an Sommertagen liegen zwischen 57 und 61 kw. Leistungen in dieser Größenordnung können auch an kalten Märztagen erreicht werden. Aufgrund der geringeren Einstrahlungsdauer an Märztagen sind jedoch die Erträge geringer als an Sommertagen. Tabelle 7: Maximale Leistungen Datum Max. Leistung (kw) Gesamtertrag (kwh) Maximale Lufttemp. ( C) Mittlere Einstrahlung (W/m²) ,28 472, Sommertage ,72 479, ,70 476, ,30 373, Wintertage ,53 390, ,57 328, Vergleich von PV-Modulen gleicher Technologie mit unterschiedlichen Ausrichtungen In der Photovoltaik-Anlage des Francisco Josephinums sind folgende Anlagen (Tabelle 8) miteinander vergleichbar: Tabelle 8: Vergleichbare PV-Anlagen Anlage Ausrichtung Neigung 1 Dach Turnsaal (monokristallin, Nennleistung 170 W/m²) Schild Süd (Modul monokristallin, Nennleistung 171 W/m²) Süd-Ost Süd 27, Schrägfassade (amorph/semitransparent, Nennleistung 41 /m²) Schloss (amorph/semitransparent, Nennleistung 40 W/m²) Süd-Ost Flachdach Schild Süd (Modul polykristallin, Nennleistung 138 W/m²) Schild West (polykristallin, Nennleistung 138 W/m²) Süd Süd-West 45 60

38 Seite 38 Auswertung Die ertragsreichsten Module sind die monokristallinen PV-Elemente. Beim Vergleich Dach-Turnsaal und Schild S wird durch die Südausrichtung des Schildes Süd 2-3 % mehr Ertrag bzw. Wirkungsgrad als durch die SO-Ausrichtung des Turnsaales erzielt (Tabelle 9). Tabelle 9: Vergleichbare monokristalline Anlagen 1. monokristallin Dach Turnsaal (SO) : Schild Süd (S) Jahr Ertrag (kwh/m²) Einstrahlung (kwh/m²) Wirkungsgrad (%) 16,17 16,4 16,46 16,5 16,82 18, Sowohl an der Schrägfassade (Tabelle 10) als auch auf dem Schlossdach sind amorphe/semitransparente Module der Fa. Voltalux angebracht. Aufgrund der flachen Anordnung der Module auf dem Schlossdach ist dort die Einstrahlungsdauer vor allem im Sommer bis zu 2,5 Stunden länger als auf der Schrägfassade (Neigung 60, Ausrichtung SO). Tabelle 10: Vergleichbare amorphe/semitransparente Anlagen amorph/ semitransparent Schrägfassade TS2 (SO) : Schloss (SW) Jahr Ertrag (kwh/m²) 41,38 46,01 48,87 41,36 44,45 41,92 Einstrahlung (kwh/m²) Wirkungsgrad (%) 4,05 4,09 4,63 4,6 4,58 4, Auf einem Teil des Schildes S sind ebenso wie auf dem Schild West polykristalline Module montiert (Tabelle 11). Durch die kürzere Einstrahlungsdauer und den steileren Neigungswinkel auf dem Schild W ergeben sich geringere Einstrahlungs- und Ertragswerte gegenüber dem Schild S. Die Wirkungsgrade sind jedoch nahezu identisch. Tabelle 11: Vergleichbare polykristalline Anlagen polykristallin Schild Süd (S) : Schild West (SW) Jahr Ertrag (kwh/m²) 137,6 152, ,16 133,5 136,3 Einstrahlung (kwh/m²) ,3 1045,6 964 Wirkungsgrad (%) 12,59 12,68 14,19 12,78 12,77 14,14

39 Auswertung Seite Einstrahlung Entsprechend der Sonnenwanderung von Ost nach West, erreicht die Einstrahlung z. B. am 17. Juli 2013 ihre Höchstwerte an der Schrägfassade und am Dach des Turnsaales (SO) schon um Uhr mittags, am Schild S um Uhr und am Schild W um etwa Uhr, Sommerzeit/MESZ (Abbildung 28). SW Schild W SO Turnsaal S Schild S Abbildung 28:Sonnenwanderung Abbildung Sonnenwanderung In Abbildung 29 sind vier Einstrahlungskurven (rot) und die grau schraffierten Leistungskurven eines klaren Sommertages dargestellt. Die Reihenfolge der Kurven entspricht der Anordnung der Strahlungssensoren: 1. an der Schrägfassade des Turnsaales 2. am Dach des Turnsaales 3. auf dem Schild Süd 4. auf dem Schild West

40 Seite 40 Auswertung 1. Einstrahlung Schrägfassade (SO) Einstrahlungsmaximum: Uhr (MESZ) 2. Einstrahlung Dach Turnsaal (SO) Einstrahlungsmaximum: Uhr (MESZ) 3. Einstrahlung Schild Süd (S) Einstrahlungsmaximum: Uhr (MESZ) 4. Einstrahlung Schild West (SW) Einstrahlungsmaximum: Uhr (MESZ) Abbildung 29: Einstrahlungskurven Schrägfassade - Dach Turnsaal - Schild S - Schild W

41 Auswertung Seite Einstrahlung Vergleich Nachgeführte Anlage/Anlage Dach Turnsaal In Tabelle 12 und in den Abbildungen 30 und 31 werden die Werte der Einstrahlungsenergie der nachgeführten Anlage und die des Turnsaals an einigen wolkenlosen Tagen des Juni 2014 gegenübergestellt. Die Vorteile der nachgeführten Anlage wirken sich dahingehend aus, dass die Einstrahlungsenergie der Trackeranlage um durchschnittlich 55 % größer ist als die des Turnsaaldaches. Wenn man die beiden Anlagen über das ganze Jahr betrachtet, liegt das Plus bei der Trackeranlage bei % (2012: + 21%, 2013: + 27 %, 2014/1-7: + 33 %). Tabelle 12: Einstrahlung Nachgeführte Anlage - Dach Turnsaal Einstrahlungsenergie Juni 2014 (kwh/m²) Nachgeführte Anlage 11,81 11,42 11,79 11,66 Dach Turnsaal 7,55 7,41 7,56 7,46 Einstrahlungsenergie 56,4 54,1 56,0 56,3 der NG-Anlage größer als die des Daches (%) Einstrahlungsenergie (kwh/m²) Nachgeführte Anlage - Turnsaal Abbildung 30: Grafik Vergleich Einstrahlung Nachgeführte Anlage Dach Turnsaal

42 Seite 42 Auswertung Einstrahlung Nachgeführt Einstrahlung Dach Turnsaal Abbildung 31: Tagesverlauf Einstrahlung - Nachgeführte Anlage/Dach Turnsaal

43 Auswertung Seite Jahresergebnisse In den Jahresergebnissen der Jahre 2011, 2012 und 2013 werden in den Tabellen bzw. Abbildungen jeweils folgende Daten dargestellt: Eine Tabelle mit den Erträgen der einzelnen Monate bzw. der Gesamtertrag aller Standorte Eine Tabelle mit den Spezifischen Erträgen Eine grafische Darstellung der Spezifischen Erträge Eine Tabelle mit den Wirkungsgraden Eine grafische Darstellung über Spez. Ertrag und Einstrahlung Eine Abbildung über die prozentuellen Anteile am Ertrag bzw. Nennleistung

44 Seite 44 Auswertung Ergebnisse 2011 Tabelle 13: Ertrag 2011 Ertrag Januar - Dezember 2011 (kwh) Standort Wechselrichter Teil- Wechselrichter Wechselrichter Leistung Energie- Ertrag Energie- Ertrag Nr. Nr. Wp Jän.11 Feb.11 Mär.11 Apr.11 Mai.11 Jun.11 Jul.11 Aug.11 Sep.11 Okt.11 Nov.11 Dez.11 Jahr 2011 Dach Turnsaal5 IG Plus 150/ ,93 648, , ,6 1579, ,1 1609, ,83 405,17 260, Dach Turnsaal6 IG Plus 150/ ,73 792, ,6 1887,5 2184,6 1926, ,8 1973,9 1558,2 1154,8 496,35 319, ,3 Dach Turnsaal7 IG Plus 150/ ,68 793, ,9 1887,9 2183,7 1926, ,9 1560,6 1158,8 498,88 321, ,7 Schrägfass. TS2 IG 20/ ,82 123,94 219,02 275,51 300,23 261,84 212,57 296,29 252,35 189,39 76,66 48, ,55 Schrägfass. TS1 IG 15/ ,57 92,79 164,05 205,73 223,40 194,57 157,75 220,32 188,13 141,28 55,56 33, ,08 Schrägfass. TS4 IG 30/ ,68 203,66 352,03 439,70 482,42 422,19 345,23 469,24 395,68 303,53 125,29 77, ,15 Schrägfass. TS3 IG 20/ ,46 151,71 264,73 333,26 365,26 319,14 261,55 356,27 299,29 226,43 94,49 59, ,33 Schild Süd9 IG 15/ ,30 79,05 134,60 159,81 172,72 145,24 118,54 160,06 138,49 111,53 48,55 28, ,10 Schild Süd10 IG 30/ ,56 185,86 317,71 377,38 410,62 349,41 288,22 385,95 333,91 270,35 120,81 67, ,70 Schild Süd11 Ig 20/ ,33 148,10 251,00 296,08 322,27 276,01 228,68 300,58 259,47 212,63 94,34 53, ,78 Schild Süd8 IG 40/ ,61 266,62 486,19 578,00 631,24 538,37 443,95 589,37 506,49 402,61 156,84 90, ,70 Schild West12 IG Plus 70/ ,18 248,32 449,34 528,87 593,72 509,97 435,78 566,23 482,86 352,08 157,92 95, ,71 Schloss N13 IG 30/ ,40 357,95 472,37 446,43 371,16 415,21 287,75 170,27 63,39 41,34 Schloss S14 IG 20/ ,56 299,36 392,17 370,21 309,62 345,67 242,00 144,59 54,29 35,76 PV-Anl. n15 IG 30/ ,46 425,54 327,42 442,00 350,21 230,66 76,19 34,92 Gesamtertrag 2011 (kwh)

45 Auswertung Seite 45 Tabelle 14: Spezifischer Ertrag 2011 Spezifischer Ertrag Januar - Dezember 2011 (kwh/kwp) Standort Wechselrichter Teil- Spezif. Ertrag Spezif. Wechselrichter Wechselrichter Leistung Jahres- Nr. Nr. Wp Jän.11 Feb.11 Mär.11 Apr.11 Mai.11 Jun.11 Jul.11 Aug.11 Sep.11 Okt.11 Nov.11 Dez.11 ertrag 11 Dach Turnsaal5 IG Plus 150/ ,06 61,35 111,56 145,72 168,95 149,36 122,28 152,23 119,90 88,87 38,31 24, ,24 Dach Turnsaal6 IG Plus 150/ ,22 61,31 111,62 146,03 169,02 149,04 122,46 152,72 120,56 89,34 38,40 24, ,42 Dach Turnsaal7 IG Plus 150/ ,69 61,39 111,64 146,07 168,95 149,06 122,40 152,64 120,74 89,66 38,60 24, ,69 Schrägfass. TS2 IG 20/ ,41 61,97 109,51 137,76 150,12 130,92 106,29 148,15 126,18 94,70 38,33 24, ,78 Schrägfass. TS1 IG 15/ ,71 61,86 109,37 137,15 148,93 129,71 105,17 146,88 125,42 94,19 37,04 22, ,05 Schrägfass. TS4 IG 30/ ,23 62,70 108,38 135,38 148,53 129,98 106,29 144,47 121,82 93,45 38,57 23, ,67 Schrägfass. TS3 IG 20/ ,85 62,28 108,67 136,81 149,94 131,01 107,37 146,25 122,86 92,95 38,79 24, ,31 Schild Süd9 IG 15/ ,60 70,27 119,64 142,05 153,53 129,10 105,37 142,28 123,10 99,14 43,16 25, ,31 Schild Süd10 IG 30/ ,43 72,04 123,14 146,27 159,16 135,43 111,71 149,59 129,42 104,79 46,83 26, ,13 Schild Süd11 Ig 20/ ,02 68,56 116,20 137,07 149,20 127,78 105,87 139,16 120,13 98,44 43,68 24, ,79 Schild Süd8 IG 40/ ,44 64,40 117,44 139,61 152,47 130,04 107,23 142,36 122,34 97,25 37,88 21, ,31 Schild West12 IG Plus 70/ ,00 53,98 97,68 114,97 129,07 110,86 94,73 123,09 104,97 76,54 34,33 20,75 987,98 Schloss N13 IG 30/ ,89 132,57 174,95 165,34 137,47 153,78 106,57 63,06 23,48 15,31 Schloss S14 IG 20/ ,50 138,59 181,56 171,39 143,34 160,03 112,04 66,94 25,13 16,56 PV-Anl. n15 IG 30/ ,50 161,31 124,12 167,55 132,76 87,44 28,88 13,24

46 Seite 46 Auswertung Spezifischer Ertrag Jänner - Dezember Spezifischer Ertrag (kwh/kwp) Abbildung 32: Spezifischer Energieertrag 2011

47 Auswertung Seite 47 Tabelle 15: Energieertrag, Einstrahlung, Wirkungsgrad 2011 Schloss S14 IG 20/ , , ,09 971,13 42,84 4,41 PV-Anl. n15 IG 30/15 Energieertrag, Einstrahlung und Wirkungsgrad 2011 Gesamtleistung: 70kWp --> 100% Standort Wechselrichter Teil- Fläche je Ertrag Ertrag Wechselrichter Wechselrichter- Leistung Wechselr. Energie- Ertrag Spezif. Ertrag Einstrahlung Energieertrag je m² Wirkungsgrad Nr. Nr. Wp m² kwh kwh/kwp kwh/m² kwh/m² % C C Wp % kwh % Dach Turnsaal5 IG Plus 150/ , , , ,42 205,68 18,19 13,63 16, , ,98 57,98 Dach Turnsaal6 IG Plus 150/ , , , ,42 205,88 18,21 Dach Turnsaal7 IG Plus 150/ , , , ,42 206,26 18,25 Schrägfass. TS2 IG 20/ , , , ,64 48,10 4,65 21, , ,07 13,88 Schrägfass. TS1 IG 15/ , , , ,64 47,65 4,61 Schrägfass. TS4 IG 30/ , , , ,64 54,83 5,30 Schrägfass. TS3 IG 20/ , , , ,64 55,29 5,35 Schild Süd9 IG 15/ , , , ,13 122,46 10,85 17, , ,31 15,54 Schild Süd10 IG 30/ , , , ,13 211,81 18,78 Schild Süd11 Ig 20/ , , , ,13 167,09 14,81 Schild Süd8 IG 40/ , , , ,13 160,09 14,19 Schild West12 IG Plus 70/ , ,70 987,98 964,00 136,31 14,14 17, , ,95 Schloss N13 IG 30/ , , ,43 971,13 41,01 4,22 24, , ,51 6,65 Gesamt , ,87 100,00 Nennleistung Luft- Temp. Modul- Temp. Nennleistung

48 Seite 48 Auswertung 1.200, ,00 800,00 600,00 400,00 200,00 - Ertrag (kwh/kwp) Einstrahlung (kwh/m²) 1.400,00 Ertrag und Einstrahlung 2011 Abbildung 33: Spezifischer Ertrag und Einstrahlung

49 Auswertung Seite 49 Anteile Ertrag 2011 (%) Schild W 5,95 Schloss 6,65 Schild SO 15,54 Schrägf. 13,88 Turnsaal 57,98 Abbildung 34: Ertrag Anteile an der Gesamtanlage Anteile Nennleistung 2011 (%) Schild W 7,07 Schloss 7,47 Schild SO 15,37 Schrägf. 14,11 Turnsaal 55,97 Abbildung 35: Nennleistung 2011 Anteile an der Gesamtanlage

50 Seite 50 Auswertung Ergebnisse 2012 Tabelle 16: Ertrag 2012 Schloss S14 IG 20/ ,29 76,70 203,24 267,59 352,44 378,10 333,50 353,46 220,83 121,5 50,82 41, ,64 PV-Anl. n15 IG 30/ ,92 138,10 330,87 360,27 452,55 452,67 346,59 458,76 308,24 181,20 61,25 39, ,47 Wechselrichter Wechselrichter Leistung Ertrag Jänner - Dezember 2012 (kwh) Energie - Ertrag Nr. Nr. Wp Jän.12 Feb.12 Mär.12 Apr.12 Mai.12 Jun.12 Jul.12 Aug.12 Sep.12 Okt.12 Nov.12 Dez.12 Jahr 2012 Dach Turnsaal5 IG Plus 150/ ,92 441, , ,5 1637, ,4 1433,7 1631, ,2 717,5 315,75 219, ,12 Dach Turnsaal6 IG Plus 150/ ,88 603, , , , , ,7 2001, ,50 880,6 387, ,58 Dach Turnsaal7 IG Plus 150/ ,14 631, , ,2 2002, ,5 1755,4 2001, ,7 884,7 388, Schrägfass. TS2 IG 20/ ,79 111,30 235,04 247,53 276,44 259,59 243,90 296,91 227,43 146,3 59,99 55, ,29 Schrägfass. TS1 IG 15/ ,35 83,06 175,92 184,87 205,20 192,77 180,61 220,45 169,42 108,4 43,39 38, ,24 Schrägfass. TS4 IG 30/ ,64 181,19 379,96 393,98 445,00 419,72 394,58 469,19 358,03 231,2 97,23 85, ,12 Schrägfass. TS3 IG 20/ ,17 135,36 285,23 298,90 336,62 316,68 297,52 356,01 270,72 173,5 73,70 65, ,23 Schild Süd9 IG 15/ ,33 67,05 137,41 136,87 150,50 145,02 129,32 159,48 123,04 79,63 31,80 30, ,20 Schild Süd10 IG 30/ ,55 160,24 336,75 337,24 372,11 359,25 323,11 393,76 305,70 199,8 87,49 71, ,55 Schild Süd11 Ig 20/ ,46 126,24 265,52 267,03 293,30 283,36 255,15 307,78 238,89 158,5 71,54 55, ,44 Schild Süd8 IG 40/ ,58 221,19 515,21 519,96 571,71 554,03 496,78 603,80 464,17 299,8 98,19 97, ,60 Schild West12 IG Plus 70/ ,21 233,79 476,05 482,71 535,44 554,48 478,15 595,60 446,57 273,9 117,78 101,6 4451,26 Schloss N13 IG 30/ ,96 91,10 239,63 318,30 420,54 451,45 399,43 425,94 262,76 142,8 58,83 48, ,88 Gesamt ,62 Standort Wechselrichter Teil- Energie- Ertrag

51 Auswertung Seite 51 Tabelle 17: Spezifischer Ertrag 2012 Spezifischer Ertrag Jänner - Dezember 2012 (kwh/kwp) Standort Wechselrichter Teil- Wechselrichter Wechselrichter Leistung Spezif. Energie - Nr. Nr. Wp Jän.12 Feb.12 Mär.12 Apr.12 Mai.12 Jun.12 Jul.12 Aug.12 Sep.12 Okt.12 Nov.12 Dez.12 Jahr 2012 Ertrag Spez. Energie- Ertrag Dach Turnsaal5 IG Plus 150/ ,69 41,71 118,50 132,52 154,83 150,11 135,57 154,29 110,46 67,85 29,86 20, ,12 Dach Turnsaal6 IG Plus 150/ ,38 46,67 118,93 132,34 155,05 150,37 135,84 154,84 110,99 68,13 29,95 21, ,62 Dach Turnsaal7 IG Plus 150/ ,48 48,84 118,97 132,40 154,94 150,45 135,82 154,84 111,16 68,44 30,05 21, ,82 Schrägfass. TS2 IG 20/ ,90 55,65 117,52 123,77 138,22 129,80 121,95 148,46 113,72 73,14 30,00 27, ,65 Schrägfass. TS1 IG 15/ ,23 55,37 117,28 123,25 136,80 128,51 120,41 146,97 112,95 72,29 28,93 25, ,83 Schrägfass. TS4 IG 30/ ,76 55,79 116,98 121,30 137,01 129,22 121,48 144,46 110,23 71,17 29,94 26, ,64 Schrägfass. TS3 IG 20/ ,94 55,57 117,09 122,70 138,19 130,00 122,13 146,15 111,13 71,20 30,25 27, ,39 Schild Süd9 IG 15/ ,63 59,60 122,14 121,66 133,78 128,91 114,95 141,76 109,37 70,78 28,27 27, ,18 Schild Süd10 IG 30/ ,50 62,11 130,52 130,71 144,23 139,24 125,24 152,62 118,49 77,45 33,91 27, ,75 Schild Süd11 Ig 20/ ,34 58,44 122,93 123,63 135,79 131,19 118,13 142,49 110,60 73,36 33,12 25, ,80 Schild Süd8 IG 40/ ,41 53,43 124,45 125,59 138,09 133,82 120,00 145,85 112,12 72,42 23,72 23, ,36 Schild West12 IG Plus 70/ ,74 50,82 103,49 104,94 116,40 120,54 103,95 129,48 97,08 59,54 25,60 22,08 967,67 Schloss N13 IG 30/ ,69 33,74 88,75 117,89 155,76 167,20 147,94 157,76 97,32 52,90 21,79 17, ,55 Schloss S14 IG 20/ ,13 35,51 94,09 123,88 163,17 175,05 154,40 163,64 102,24 56,24 23,53 19, ,94 PV-Anl. n15 IG 30/ ,09 52,35 125,42 136,57 171,55 171,60 131,38 173,90 116,85 68,69 23,22 14, ,43

52 Seite 52 Auswertung Spezifischer Ertrag 2012 (kwh/kwp) Abbildung 36: Spezifischer Ertrag 2012

53 Auswertung Seite 53 Tabelle 18: Energieertrag, Einstrahlung, Wirkungsgrad Energieertrag, Einstrahlung und Wirkungsgrad 2012 Standort Wechselrichter Teil- Fläche je Ertrag Ertrag Wechselrichter Wechselrichter- Leistung Wechselr. Energie- Ertrag Spezif. Ertrag Einstrahlung Energieertrag je m² Wirkungs- Grad Nr. Nr. Wp m² kwh kwh/kwp kwh/m² kwh/m² % C C Wp % kwh % Dach Turnsaal5 IG Plus 150/ , , ,71 196,33 16,38 11,11 13, ,0 53, ,70 55,12 Dach Turnsaal6 IG Plus 150/ , , , ,71 197,60 16,48 Dach Turnsaal7 IG Plus 150/ , , ,71 198,15 16,53 Schrägfass. TS2 IG 20/ , , , ,21 46,32 4,11 19, , ,88 13,27 Schrägfass. TS1 IG 15/ , , , ,21 45,79 4,06 Schrägfass. TS4 IG 30/ , , , ,21 52,91 4,69 Schrägfass. TS3 IG 20/ , , , ,21 53,28 4,73 Schild Süd9 IG 15/ , , , ,04 113,60 9,42 14, , ,79 14,70 Schild Süd10 IG 30/ , , , ,04 202,88 16,82 Schild Süd11 Ig 20/ , , , ,04 160,48 13,31 Schild Süd8 IG 40/ , , , ,04 152,92 12,68 Schild West12 IG Plus 70/ , ,26 967, ,63 133,51 12,77 14, , ,26 5,78 Schloss N13 IG 30/ , , ,55 971,40 43,38 4,47 22, , ,52 6,99 Schloss S14 IG 20/ , , ,94 971,40 45,52 4,69 PV-Anl. n15 IG 30/ , , , ,79 167,99 11,01 11,41 18, , ,47 4,15 Luft- Temp. Modul- Temp. Nenn- Leistung Nenn- Leistung Gesamtertrag 2011 (kwh) ,00 100, ,62 100,00