Prognose des mittleren Anlagenertrages für die Photovoltaik-Anlage Rüthen

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1 ERTRAGSGUTACHTEN Prognose des mittleren Anlagenertrages für die Photovoltaik-Anlage Rüthen im Auftrag von ENTEGRO Photovoltaik-Systeme GmbH Landstraße Fröndenberg erstellt von Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Tabea Obergfell Heidenhofstraße Freiburg

2 Dieses Gutachten umfasst 50 Seiten. Eine Veröffentlichung der Ergebnisse darf nicht unvollständig oder in sinnentstellendem Zusammenhang erfolgen. Die Untersuchung wurde von ENTEGRO Photovoltaik-Systeme GmbH in Fröndenberg in Auftrag gegeben und ist Eigentum des Auftraggebers. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Abteilung Qualitätssicherung PV Module und Kraftwerke Heidenhofstraße Freiburg im Breisgau Tabea Obergfell Telefon +49 (0) Telefax +49 (0) tabea.obergfell@ise.fraunhofer.de Freiburg, Laura Hardt Teamleiterin Tabea Obergfell Projektleiterin Seite 2 Fraunhofer ISE /

3 Inhalt 1 Zusammenfassung 4 2 Standort, Anlagenaufbau und Komponenten Angaben zum Standort in Rüthen Angaben des Planers zum Aufbau der PV-Anlage Angaben zu den eingesetzten Komponenten 11 3 Meteorologische Daten Datenquellen Zeitreihe 15 4 Annahmen zur Ertragsprognose 17 5 Verwendete Modelle und Rechenverfahren Einstrahlung in Modulebene Verluste durch Verschattung Verluste durch Verschmutzung und Schnee Abweichungen von Standard-Test-Bedingungen Modulverluste durch Mismatch Leitungsverluste bei den Modulen Verluste am Wechselrichter Verluste durch zusätzliche Verbraucher Verluste durch Transformatoren 26 6 Ertragsprognose für die Photovoltaik-Anlage Anfänglicher Jahresertrag und Performance Ratio Änderung des Jahresertrages durch Degradation Unsicherheiten des Jahresertrages Abweichungen vom mittleren Jahresertrag 43 7 Literaturverzeichnis 44 8 Abkürzungsverzeichnis 45 9 Anhang 46 Fraunhofer ISE / Seite 3

4 1 Zusammenfassung Dieses Gutachten prognostiziert die zu erwartende Stromerzeugung für die Photovoltaik-Anlage in Rüthen, Deutschland. Im Rahmen dieses Projektes wird auf einer Freifläche eine fest aufgeständerte Photovoltaik-Anlage errichtet. Das PV-System ist mit Modulen der Typen BYD 240P6C-30 & BYD 245P6C-30 (Hersteller: BYD Co., Ltd.) sowie mit Modulen der Typen LDK-235P-20 & LDK- 245P-20 (Hersteller: LDK Solar Co, Ltd.) und Wechselrichtern vom Typ SOLIVIA 20 EU G4 TL (Hersteller: Delta Energy Systems GmbH) konzipiert. Die DC- Gesamtleistung der Anlage beträgt 1548,5 kwp. Für diesen Standort wird bei einer mittleren jährlichen Globalstrahlung von 1042 kwh/m² ein mittlerer spezifischer Anfangs-Jahresertrag von 1001 kwh/kwp prognostiziert, was bei der konkreten Anlagengröße zu einer mittleren jährlichen Erzeugung von 1550 MWh pro Jahr führt. Die prognostizierte Performance Ratio der Anlage liegt im ersten Jahr bei 84,4 %. Unter Berücksichtigung der Degradationseffekte bei kristallinen Modulen ergibt sich über eine Betriebsdauer von 20 Jahren ein spezifischer Jahresertrag von 977 kwh/kwp, eine mittlere jährliche Erzeugung von 1512 MWh pro Jahr und eine Performance Ratio von 82,3 %. Die Unsicherheiten der verwendeten Modelle und Rechenschritte in Bezug auf den spezifischen und den gesamten Ertrag werden auf ± 5,5 % geschätzt. Sie gelten für die einfache Standardabweichung. Seite 4 Fraunhofer ISE /

5 2 Standort, Anlagenaufbau und Komponenten 2.1 Angaben zum Standort in Rüthen Dieses Gutachten prognostiziert die zu erwartende Stromerzeugung für die Photovoltaik-Anlage an folgendem Standort: Standort: Koordinaten: Rüthen, Deutschland N, O Standortart: Standortneigung: Freifläche variiert Im Rahmen dieses Projektes wird an diesem Standort eine Photovoltaik-Anlage mit 14 Teilgeneratoren errichtet. Am Standort können gegebenenfalls verschiedene Objekte wie Häuser, Bäume oder Berge (bei Freiflächenanlagen) oder Dachaufbauten (bei Aufdachanlagen) zur Verschattung der Anlage führen. Tabelle 1 stellt dar, welche Verschattungsquellen am betrachteten Standort zu Horizont- und Fremdverschattung führen können. Ein entsprechender Lageplan befindet sich im Anhang. Tabelle 1: Horizont- und Fremdverschattung am Standort Teilgenerator Abstand Höhe Verschattungsquelle Himmelsrichtung Verschattungsart Tisch1-15 Tisch16-17 keine Fremd natürliches Höhenprofil m Horizont Bäume Westen ca Fremd natürliches Höhenprofil Horizont m Fraunhofer ISE / Seite 5

6 2.2 Angaben des Planers zum Aufbau der PV-Anlage Eine Photovoltaik-Anlage wird mit einer bestimmten Neigung und Orientierung der Module gebaut. Neigung und Orientierung der betrachteten Anlage werden in Tabelle 2 beschrieben. Abbildung 1: Orientierung der PV-Anlage Die einzelnen Module der Photovoltaik-Anlage werden entweder hochkant o- der quer montiert. Eine bestimmte Anzahl von Modulen wird dabei übereinander angeordnet. Aus der Höhe bzw. der Breite eines einzelnen Moduls und der Anzahl der übereinander angeordneten Module ergibt sich die Modulreihenhöhe. Als Abstand zwischen einer Reihe und der nächsten wird der lichte Reihenabstand definiert. Durch den lichten Reihenabstand und gegebenenfalls die Geländeneigung ergibt sich der Verschattungswinkel zwischen zwei Reihen. Eine allgemeine Darstellung der Aufstellungsgeometrie ist in Abbildung 2 graphisch dargestellt und wird für die hier betrachtete Anlage in Tabelle 3 beschrieben. Abbildung 2: Aufstellungsgeometrie der PV-Anlage Die Komponenten, die bei der hier betrachteten Photovoltaik-Anlage verwendet werden, sind Tabelle 4 zu entnehmen. Deren Aufteilung und Verschaltung sowie die DC-Gesamtleistung werden in Tabelle 5 dargestellt. Wenn vom Auftraggeber mitgeliefert, befindet sich ein entsprechender Schaltplan im Anhang. Seite 6 Fraunhofer ISE /

7 Ob bei der gegebenen Anlagenauslegung die Module und Wechselrichter (WR) innerhalb der Spezifikationen liegen, wird in Tabelle 6 und Tabelle 7 dargestellt. Es wird geprüft, ob die Leerlaufspannung eines Stranges im Bereich der zulässigen DC-Spannung des entsprechenden Wechselrichters ist und ob die möglichen Strangspannungen innerhalb des MPPT-Bereich des Wechselrichters liegen. Schließlich wird auch der max. Generatorstrom mit dem max. zulässigen Strom des Wechselrichters verglichen. Tabelle 2: Neigung und Orientierung der PV-Anlage Teilgenerator Neigung der Module (gegen horizontal) Orientierung der Module Tisch Tisch Tabelle 3: Montageart und Aufstellungsgeometrie der PV-Anlage Teilgenerator Module übereinander Modulreihenhöhe Lichter Reihenabstand Verschattungswinkel m m Gesamtanlage 5 5,04 4,4-9,3* 21,0 * variiert je nach Hangneigung Der Verschattungswinkel wurde vereinfachend als konstant betrachtet. In Realität variiert er jedoch aufgrund der verschiedenen Geländeneigungen beträchtlich. Für die Simulation wurde der größte vorkommende Winkel gewählt. Dadurch sind die Ergebnisse als konservative Abschätzung zu sehen, da durch die in Realität bei einigen Reihen geringeren Verschattungswinkel mit geringeren Verlusten durch Reihenverschattung zu rechnen ist. Fraunhofer ISE / Seite 7

8 Tabelle 4: Module und Wechselrichter der PV-Anlage Teilgenerator Module Wechselrichter Tisch1 BYD 240P6C-30 SOLIVIA 20 EU G4 TL Tisch2_Ost BYD 245P6C-30 Tisch2_West BYD 240P6C-30 SOLIVIA 20 EU G4 TL Tisch3-5 BYD 245P6C-30 SOLIVIA 20 EU G4 TL Tisch6-9 LDK-235P-20 SOLIVIA 20 EU G4 TL Tisch _West, Tisch _Ost, Tisch15.2_West LDK-245P-20 SOLIVIA 20 EU G4 TL Tisch15.2_Ost LDK-235P-20 Tisch16 LDK-235P-20 SOLIVIA 20 EU G4 TL Tabelle 5: Aufteilung der Teilgeneratoren Teilgenerator Module pro String Strings pro Wechselrichter Wechselrichter pro Teilgenerator Module pro Teilgenerator Installierte Leistung kwp Tisch1_Ost ,0 Tisch1_West_a ,2 Tisch1_West_b ,4 Tisch2_Ost ,0 Tisch2_West_a ,6 Tisch2_West_b ,8 Tisch ,0 Tisch ,0 Tisch _West ,5 Tisch _Ost ,8 Tisch15.2_West ,2 4 Tisch15.2_Ost ,6 Tisch16_West ,4 5 Tisch16_Ost ,0 Gesamt ,5 Seite 8 Fraunhofer ISE /

9 Abweichend von der tatsächlichen Verschaltung wurde für die gesamte Anlage eine horizontale Stringverschaltung angenommen. Die Teilgeneratoren Tisch15.1_West, Tisch15.2_West und Tisch16_West sind zwar laut vorliegenden Plänen vertikal verschaltet. Auch diese Vereinfachung führt zu einer konservativeren Bewertung der Anlage. Tabelle 6: Vergleich: String MPP-Spannung zu MPPT-Bereich Teilgenerator WR min. MPPT- Spannung String MPP- Spannung 70 C String MPP- Spannung 15 C WR max. MPPT- Spannung V V V V Tisch1_Ost Tisch1_West_a Tisch1_West_b Tisch2_Ost Tisch2_West_a Tisch2_West_b Tisch Tisch Tisch _West Tisch _Ost Tisch15.2_West Tisch15.2_Ost Tisch16_West Tisch16_Ost Fraunhofer ISE / Seite 9

10 Tabelle 7: Vergleich: Leerlaufspannung, Wechselrichterstrom zu WR-Grenzwerten Teilgenerator String max. Leerlaufspannung WR max. DC- Spannung Wechselrichterstrom bei 70 C WR max. DC- Strom V V A A Tisch1_Ost Tisch1_West_a Tisch1_West_b Tisch2_Ost Tisch2_West_a Tisch2_West_b Tisch Tisch Tisch _West Tisch _Ost Tisch15.2_West Tisch15.2_Ost Tisch16_West Tisch16_Ost Bei der gegebenen Anlagenauslegung liegen Module und Wechselrichter damit innerhalb der Spezifikationen. Seite 10 Fraunhofer ISE /

11 2.3 Angaben zu den eingesetzten Komponenten Dieser Abschnitt fasst Herstellerangaben aus den Datenblättern und weitere verwendete Angaben zu den eingesetzten Komponenten zusammen. Tabelle 8 gibt die Modul-Eingangsdaten wieder, Tabelle 9 die Wechselrichter- und Tabelle 10 die Transformator-Eingangsdaten. Die entsprechenden Datenblätter befinden sich im Anhang. Tabelle 8: Angaben zu den eingesetzten Modulen Modultyp BYD 240P6C-30 BYD 245P6C-30 Hersteller BYD Co., Ltd. BYD Co., Ltd. Zelltechnologie Poly-Si Poly-Si Nennleistung [Wp] 240,0 245,0 Spannung im MPP UMPP [V] 29,6 29,9 Strom im MPP IMPP [A] 8,12 8,21 Leerlaufspannung UOC [V] 37,1 37,5 Kurzschlussstrom ISC [A] 8,65 8,73 Temperaturkoeffizient der Leistung Tk PMPP [%/K] Temperaturkoeffizient der Spannung Tk UOC [%/K] Temperaturkoeffizient des Stroms Tk ISC [%/K] Toleranz der Nennleistung [W] -0,43-0,43-0,32-0,32 0,06 0, Produktgarantie [Jahre] Leistungsgarantie [Jahre] 25 (linear) 25 (linear) Bauartzulassung IEC Fraunhofer ISE / Seite 11

12 Modultyp LDK-235P-20 LDK-245P-20 Hersteller LDK Solar Co, Ltd. LDK Solar Co, Ltd. Zelltechnologie Poly-Si Poly-Si Nennleistung [Wp] 235,0 245,0 Spannung im MPP UMPP [V] 29,3 30,0 Strom im MPP IMPP [A] 7,88 8,18 Leerlaufspannung UOC [V] 36,9 37,5 Kurzschlussstrom ISC [A] 8,43 8,63 Temperaturkoeffizient der Leistung Tk PMPP [%/K] Temperaturkoeffizient der Spannung Tk UOC [%/K] Temperaturkoeffizient des Stroms Tk ISC [%/K] Toleranz der Nennleistung [W] -0,45-0,45-0,33-0,33 0,06 0, Produktgarantie [Jahre] Leistungsgarantie [Jahre] 25 (linear von 97 auf 80%) 25 (linear von 97 auf 80,2%) Bauartzulassung IEC Seite 12 Fraunhofer ISE /

13 Tabelle 9: Angaben zu den eingesetzten Wechselrichtern Wechselrichtertyp SOLIVIA 20 EU G4 TL Hersteller Delta Energy Systems GmbH AC-Nennleistung [kw] 20,0 Max. DC-Leistung [kwp] 25,0 Max. DC-Spannung [V] 1000 MPPT-Spannungsbereich [V] 350 bis 800 Max. DC-Strom [A] 60 Max. Wirkungsgrad [%] 98,0 Europäischer Wirkungsgrad [%] Teillastwirkunggrad bei 10% der AC-Nennleistung [%] Teillastwirkunggrad bei 50% der AC-Nennleistung [%] 97,8 97,2 * 98,0 * Teillastwirkunggrad bei 100% 97,5 * der AC-Nennleistung [%] * Bezogen auf eine Eingangsspannung von 640 V Tabelle 10: Angaben zum eingesetzten Transformator Nennleistung [kva] 1600,0 Leerlauf-Verlust [kw] 1,2 Kurzschluss-Verlust [kw] 14,0 Die Teillastwirkungsgrade des Transformators wurden aus den Angaben des Auftraggebers abgeleitet. Fraunhofer ISE / Seite 13

14 3 Meteorologische Daten 3.1 Datenquellen Zur Ermittlung der meteorologischen Gegebenheiten am Standort Rüthen (51 29 N, O) wurden verschiedene Datenquellen herangezogen. Deutscher Wetterdienst (DWD) Der Deutsche Wetterdienst betreibt derzeit 40 Bodenmesstationen, die neben vielen anderen Messgrößen auch Stundensummen der solaren Einstrahlung erfassen. An einer deutlich größeren Anzahl von Stationen wird die Sonnenscheindauer erfasst. Für einen beliebigen Standort werden die Messungen umliegender Messstationen sowie verfügbare Satellitenmessdaten interpoliert. Die für dieses Gutachten verwendeten Einstrahlungsdaten beziehen sich auf die Jahre ab Geomodel (GL) Die Firma GeoModel Solar s.r.o. stellt solare Einstrahlungsdaten von Europa, Afrika, Südamerika und Teilen Asiens zur Verfügung. Daneben werden noch weitere klimatische Daten gemessen. Diese Werte werden aus Messungen fünf verschieden positionierter Satelliten ermittelt. Berücksichtigt werden je nach Region Daten ab 1994 mit einer Auflösung von 3 km x 3 km. Die Solarstrahlungsdaten liegen in Form von 15-minütigen Zeitintervallen vor. Ermittelt werden die globale und diffuse Einstrahlung auf horizontaler Ebene sowie die Temperatur. Meteonorm MN (MN) Die Datenbank Meteonorm enthält Werte zur Einstrahlung, der Temperatur und anderer Messgrößen. Die Messwerte beruhen auf Langzeitmessungen (10 Jahre und länger) der nationalen Wetterdienste. Für beliebige weltweite Standorte führt Meteonorm eine räumliche Interpolation der dem gewünschten Standort nächst gelegenen Messwerte durch. Die Interpolation berücksichtigt die Höhe des Zielorts und die Reliefstruktur der Erdoberfläche. Die für dieses Gutachten verwendeten Einstrahlungsdaten beziehen sich auf die Jahre 1981 bis Seite 14 Fraunhofer ISE /

15 Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) PVGIS ist ein internetbasiertes geografisches Informationssystem. Neben Europa werden Afrika und Teile von Südwest-Asien abgedeckt. Für Europa enthält die zugrunde liegende Datenbank ein digitales Höhenmodell und klimatische Daten mit einer Auflösung von 1 km x 1 km. Die Solarstrahlungsdaten liegen in Form von Monatsmittelwerten der täglichen Globalstrahlung und einer Angabe des Verhältnisses von diffuser zu globaler Strahlung vor. Berücksichtigt werden bei dieser Datenquelle die Einstrahlungsdaten der Jahre 1981 bis 1990 (PVGIS classic) bzw bis 2010 (Climate-SAF PVGIS). 3.2 Zeitreihe Für die Ertragsprognose wird eine Zeitreihe der Einstrahlungswerte benötigt, um das Teillastverhalten der einzelnen Komponenten korrekt nachbilden zu können. Als Zeitreihe werden die Daten von Geomodel für diesen Standort verwendet. Zum Vergleich werden die in Kapitel 3.1 genannten Quellen herangezogen. Die entsprechend verwendeten Werte können Tabelle 11 entnommen werden. Mögliche Abweichungen einzelner Jahre zum langjährigen Mittel liegen typischerweise im Bereich von ± 10,0 %. Das Verhältnis von direkter zu diffuser Strahlung sowie die Temperatur am Standort werden gemäß Geomodel-Angaben verwendet. Zum Vergleich werden für diese beiden Parameter auch Meteonormwerte angeführt. Die Temperaturangabe von Meteonorm basiert auf Daten zur mittleren monatlichen Lufttemperatur (1996 bis 2005). Die entsprechenden Größen sind in Tabelle 12 zusammengefasst. Tabelle 11: Globalstrahlung auf die horizontale Empfangsfläche für den Standort Rüthen Datenquelle G_hor kwh/m²a Geomodel 1042 DWD 978 Meteonorm 961 PVGIS classic 971 Climate-SAF PVGIS 1018 verwendeter Wert 1042 Unsicherheit 3% Fraunhofer ISE / Seite 15

16 Tabelle 12: Diffusanteil und Temperatur am Standort Rüthen Datenquelle Diffusanteil Temperatur % C Meteonorm 60 9,9 Geomodel 56 8,2 verwendeter Wert 56 8,2 Seite 16 Fraunhofer ISE /

17 4 Annahmen zur Ertragsprognose Wir gehen in unserem Ertragsgutachten von folgenden grundsätzlichen Annahmen aus: Die vom Auftraggeber gelieferten Unterlagen stellen die Angaben zur Verfügung, die zur Beschreibung des Standortes notwendig sind. Eine unabhängige Bewertung der Installations- und Betriebsbedingungen am geplanten Standort ist nur im Rahmen einer Vor-Ort-Begutachtung möglich, die nicht Gegenstand des vorliegenden Auftrages war. Der realisierte Anlagenaufbau entspricht den vom Auftraggeber gelieferten Unterlagen. Der prognostizierte spezifische Ertrag und die Performance Ratio ergeben sich nur unter Berücksichtigung genau dieser Anlagenauslegung. Zum Abgleichen der geplanten Anlagenauslegung und der tatsächlichen Realisierung kann eine Anlagenprüfung durchgeführt werden. Die eingesetzten Solarmodule erreichen eine Lebensdauer von mindestens 20 Jahren. In dieser Zeit kann es je nach Zelltechnologie zu unterschiedlichem Degradationsverhalten (Leistungsminderung) kommen.untersuchungen des Fraunhofer ISE zeigen, dass Degradationsraten für Module aus kristallinem Silizium auch bei Laufzeiten bis zu 10 Jahren noch im Rahmen der Messunsicherheit der Performance-Ratio- Überwachung liegen. Auf Kraftwerksebene wurde eine mittlere Leistungsabnahme in Höhe von 0,25%/a für mit kristallinen Siliziummodulen ausgestattete Kraftwerke gefunden [1]. Die große Schwankungsbreite und überwiegend kurze Dauer der Ertragsmessungen der in [1] betrachteten PV Kraftwerke bedeuten jedoch, dass die konkrete Degradationsrate von 0,25%/a keinesfalls für die in diesem Gutachten betrachtete PV Anlage gelten muss. Dies zeigt auch die große Streubreite der in wissenschaftlicher Literatur aufgeführten Degradationsraten in Höhe von 0,23%/a bis 0,59%/a (Medianwerte) für kristalline Module [2]. Nach derzeitigem Kenntnisstand rechnen wir deshalb mit einer ausdrücklich exemplarisch genannten Degradationsrate in Höhe von 0,25%/a auf Kraftwerksebene, wenn kristalline Module aus Silizium Verwendung in den Kraftwerken finden. Für Dünnschicht-Module kann eine Degradation von mindestens 0,5 % pro Jahr angenommen werden. Diesen Degradationswert verwenden wir, wenn uns keine anderen Angaben vom Hersteller vorliegen. Die für diese Prognose verwendete Annahme zur Degradation kann Tabelle 13 entnommen werden Die tatsächliche Generatorleistung bzw. die Generatorleistung bei Inbetriebnahme entspricht der Summe der Modulleistungen nach Datenblatt. Eine Überprüfung der Datenblattangaben kann nicht im Rahmen einer Ertragsprognose stattfinden. Zur Sicherstellung dieser Anlageneigenschaft empfehlen wir eine entsprechende vertragliche Verein- Fraunhofer ISE / Seite 17

18 barung mit dem Modulhersteller bzw. -lieferanten, eine Stichprobenmessung einzelner Module und eine Leistungsmessung der Anlage durch ein anerkanntes Messlabor. Für die bewertete Anlage wurden Einzelmessungen von drei Modultypen vom ISE Kalibrierlabor (CalLab PV Modules) unter den Auftragsnummern ENT015004ENT0812-V01, ENT017006ENT1012-V01 und ENT018006ENT1012-V01 durchgeführt. Diese Messungen zeigten, dass es bei den überprüften Modulen keine signifikanten Abweichungen von den Datenblattangaben des Herstellers gibt. In die Simulation des vorliegenden Gutachtens gingen deshalb die Modulparameter laut Datenblatt ein. Angaben zur Verfügbarkeit der Komponenten (insbesondere der Wechselrichter) sind in das vorliegende Gutachten nicht eingegangen. Die prognostizierten Erträge beziehen sich insofern auf eine 100%ige Anlagen- und Netzverfügbarkeit über den gesamten betrachteten Zeitraum. Eine im Zeitablauf nachlassende Leistung anderer Komponenten als gegebenenfalls die Module (z.b. durch Korrosion von Steckverbindungen oder nicht optimal arbeitende Wechselrichter) wird ebenfalls nicht berücksichtigt. Um diese Anlageneigenschaften weitgehend zu gewährleisten, sollte eine qualitativ hochwertige Betriebsüberwachung und eine entsprechende Anlagenwartung durchgeführt werden. Tabelle 13: Annahmen zur Degradation Teilgenerator verwendete Zelltechnologie angenommene Degradation %/Jahr Gesamtanlage Poly-Si 0,25 Seite 18 Fraunhofer ISE /

19 5 Verwendete Modelle und Rechenverfahren Die Berechnung des Ertrages des Solargenerators erfolgt unter Verwendung der am Fraunhofer ISE entwickelten Software zenit Im Folgenden werden die Details des Simulationsprogramms vorgestellt. Jeder Rechenschritt ist mit einer Unsicherheit behaftet, wie in Abschnitt 6.3 detaillierter beschrieben wird. 5.1 Einstrahlung in Modulebene In den ersten Schritten der Berechnung werden der direkte und der diffuse Anteil der Strahlung in Modulebene des PV-Generators getrennt berechnet. Beide Anteile hängen vom Sonnenstand und der Modulausrichtung ab. Als Summe beider Komponenten erhält man die Globalstrahlung auf die Moduloberfläche. Die Berechnung erfolgt bei Winkeln größer oder gleich 15 nach dem Strahlungsmodell von Temps, Coulson und Klucher [3], bei Winkeln unter 15 nach dem Model von Perez [4]. 5.2 Verluste durch Verschattung Horizontverschattung Horizontverschattung entsteht durch Berg- und Hügelzüge, die den Standort der Photovoltaik-Anlage umgeben. Charakteristisch für die Horizontverschattung ist, dass der durch sie verursachte Verlust an allen Stellen des Standorte als gleich angesehen werden kann. Um den Einfluss des Horizontes abzuschätzen, wurde der Horizont mit Hilfe von Meteonorm für die Simulation nachgebildet. Entsprechend geht diese Prognose davon aus, dass es durch Horizontverschattung zu den in Tabelle 14 aufgezählten Verlusten kommt. Reihenverschattung Reihenverschattung auf Module einer Reihe entsteht durch eine vor dieser Reihe aufgestellten Reihe derselben Photovoltaik-Anlage. Bei den Annahmen zur Reihenverschattung werden sowohl die Abschattung der direkten Strahlung als auch die Reduktion des diffusen Strahlungsanteils berücksichtigt. Zur Einschätzung der Reihenverschattung kann wie in Tabelle 15 geprüft werden, ob der Sonnenstandswinkel zur Wintersonnenwende (21. Dezember) mittags größer als der für die Anlage geplante Verschattungswinkel ist. In die Simulation gehen die mit Hilfe von Meteonorm und eigenen Einschätzungen prognostizierten Verluste durch Reihenverschattung gemäß Tabelle 16 ein. Fraunhofer ISE / Seite 19

20 Fremdverschattung Fremdverschattung entsteht durch nahestehende Verschattungsquellen wie z.b. Bäume, Häuser, Gebäudeteile oder Freileitungsmasten. Fremdverschattung betrifft oft nur einzelne Teilbereiche einer Photovoltaik-Anlage. Um den Einfluss der verschiedenen Verschattungsquellen abzuschätzen, wurden diese anhand Höhe, Abstand zu den Modulen und Richtung definiert und für die Simulation nachgebildet. In die Simulation gehen die in Tabelle 17 aufgezählten Verluste durch Fremdverschattung ein. Tabelle 14: Verluste durch Horizontverschattung Teilgenerator Verlust am Direktanteil Verlust am Diffusanteil % % Gesamtanlage 0,4 0,8 Tabelle 15: Sonnenstandswinkel zur Wintersonnenwende und Verschattungswinkel Teilgenerator Geplanter Verschattungswinkel Geplanter Verschattungswinkel in Südrichtung Sonnenhöhenwinkel zur Wintersonnenwende Tisch Tisch2-9 21,0 20,3 15,0 Tisch ,0 21,0 15,0 Für die betrachtete Anlage ist der Sonnenhöhenwinkel zur Wintersonnenwende (21. Dezember) mittags kleiner als der geplante Verschattungswinkel. Zur Mittagszeit wird folglich direkte Verschattung auftreten. Tabelle 16: Verluste durch Reihenverschattung Teilgenerator Verlust an Direktstrahlung Verlust an Diffusstrahlung % % Tisch1 0,0 0,0 Tisch2-9 2,3 3,6 Tisch ,2 3,5 Seite 20 Fraunhofer ISE /

21 Tabelle 17: Verluste durch Fremdverschattung Teilgenerator Verlust an Direktstrahlung Verlust an Diffusstrahlung % % Tisch1-14 0,0 0,0 Tisch15.1&15.2_West 13,5 12,4 Tisch15.1&15.2_Ost 0,2 1,2 Tisch16_West 22,0 18,1 Tisch16_Ost 0,3 1,3 5.3 Verluste durch Verschmutzung und Schnee Ab einem Winkel größer 15 wird davon ausgegangen, dass Regen vorhandene Verschmutzung genügend abwaschen kann. Somit sind Verluste durch Verschmutzung auf 0,5 % begrenzt. Dieser Wert kann sich durch kleinere Winkel, nicht ausreichenden Regenintensität oder -häufigkeit, oder landwirtschaftliche oder sonstige intensive Nutzung des Gebietes um die Photovoltaik-Anlage erhöhen. Nach unserer Erfahrung werden verschmutzungsbedingte Verluste der Leistung von mehr als 2,0 % nur in Extremfällen zu erwarten sein. Die Module sollten in regelmäßigen Intervallen auf besondere Verschmutzungen überprüft werden. In schneereichen Gebieten kann es zu Verlusten durch Schneebedeckung kommen. Als Indikator für die möglichen Verluste durch Schneebedeckung können Schneebedeckungskarten für Deutschland und Europa dienen, die bislang für die Jahre 2005 bis 2008 erhältlich sind [5]. Aufgrund dieser Schneebedeckungskarten kann nur der maximal mögliche Verlust durch Schneebedeckung für horizontale Flächen ermittelt werden. Verluste für geneigte Modulflächen können nur abgeschätzt werden. In schneereichen Gebieten können für Freiflächen jährliche Verluste zwischen 0,0 % und 1,0 %, für Dachanlagen von bis zu 2% berücksichtigt werden. Für die betrachtete Anlage rechnen wir mit Verlusten durch Verschmutzung und Schnee wie in Tabelle 18 angegeben. Tabelle 18: Verluste durch Verschmutzung und Schnee Teilgenerator Verluste durch Verschmutzung Verluste durch Schnee % % Gesamtanlage 0,5 Nicht berücksichtigt Fraunhofer ISE / Seite 21

22 5.4 Abweichungen von Standard-Test-Bedingungen Die im Datenblatt angegebene Leistung eines Solarmoduls wird bei standardisierten Testbedingungen (STC = Standard Test Conditions : Temperatur 25 C, Einstrahlung 1000 W/m², Spektrum: AM 1,5; Strahlungseinfall: senkrecht) ermittelt. Durch Abweichungen der tatsächlichen Umgebungsverhältnisse von diesen spezifizierten Bedingungen ergeben sich zusätzliche Verluste. Reflexionsverluste der Module Die Reflexionsverluste durch nichtsenkrechten Strahlungseinfall werden getrennt für den diffusen und direkten Strahlungsanteil berechnet. Für die Direktstrahlung werden der Einfallswinkel und der winkelabhängige Reflexionsgrad für eine eisenarme Standard-Modulverglasung verwendet. Für den diffusen Anteil werden konstante Reflexionsverluste von 3,5 % angenommen, da vereinfachend davon ausgegangen wird, dass die Diffusstrahlung aus einem generalisierten Winkel zwischen 50 und 60 einfällt. Spektrale Verluste Das während eines Jahres beobachtete Spektrum der Sonnen- und Himmelsstrahlung weicht vom idealen Spektrum für einen klaren Himmel (AM 1,5) ab. Diese Abweichung ist die Ursache für einen für die Zelltechnologie typischen Abschlag von der auf die Module eintreffenden jährlichen Einstrahlungssumme. Einstrahlungsabhängige Gewinne/ Verluste Der Wirkungsgrad von Solarmodulen ist von der Einstrahlung abhängig. Die Simulationssoftware verwendet das am Fraunhofer ISE entwickelte Heydenreich- Modell [6]. Dieses Modell beschreibt die Wirkungsgradcharakteristiken der entsprechenden Zelltechnologie und errechnet dadurch den Ertrag eines im Punkt maximaler Leistung (MPP) arbeitenden 1000 Wp Solargenerators. Zur Bestimmung der Parameter des Modells sind Angaben zu mindestens drei Leistungen oder Wirkungsgrade bei unterschiedlichen Einstrahlungen notwendig. Diese Angaben können entweder den Datenblättern entnommen oder mittels Messungen gewonnen werden. Wenn die notwendigen Angaben nicht dem Datenblatt zu entnehmen sind, bzw. dort nicht mit hinreichender Genauigkeit zur Verfügung stehen [7] und keine Messungen zu den im vorliegenden Projekt verwendeten Modulen vorliegen, verwenden wir für mono- und polykristalline Module Standardparameter. Diese Standardparameter werden aus aktuellen Messungen des Fraunhofer ISE Callabs abgeleitet und sind in der Genauigkeit den Datenblattangaben meist gleichzusetzen. Welche Parameter zum Beschreiben der Zelltechnologie verwendet wurden, ist in Tabelle 19 dargestellt. Seite 22 Fraunhofer ISE /

23 Temperaturabhängige Verluste Die Modulübertemperatur wird aus der Umgebungstemperatur und einer einstrahlungsabhängigen Modulübertemperatur ermittelt. Die Höhe dieser Modulübertemperatur hängt außerdem von der Montageart ab. Entsprechend dem Temperaturkoeffizienten der Leistung des Modultyps und der Abweichung der Modultemperatur von STC weicht die Leistung der Module von der Nennleistung ab. Die Werte, die die Höhe dieser Abweichung bestimmen, sind in Tabelle 20 aufgeführt. Tabelle 19: Einstrahlungsabhängige Wirkungsgrade der Module Einstrahlung Relativer Wirkungsgrad W / m 2 % , , , , ,26 Tabelle 20: Modulübertemperatur und Temperaturkoeffizient Teilgenerator Montageart Modulübertemperatur Tk der Leistung K %/K Gesamtanlage Aufständerung 25-0, Modulverluste durch Mismatch Die Verbindung von Modulen zu Strängen und der Anschluss mehrerer Stränge an einen einzelnen Wechselrichter (mit gemeinsamer MPP Regelung) führt im Vergleich zur Summe der Modul-Einzelleistungen zu Verschaltungsverlusten. Diese hängen sehr stark von der korrekten Spezifikation der Moduldaten ab und werden weiterhin beeinflusst von einer geeigneten Sortierung der Module vor der Installation bzw. Verbindung zu Modulsträngen. Neben den modulspezifischen Mismatchverlusten gibt es noch weitere, zusätzliche Verlustfaktoren, die die Größe des Gesamtverlustes beeinflussen. So können eine unterschiedliche Temperaturverteilung über Modulstränge hinweg o- der verschiedene Kabellängen zu unterschiedlich weit entfernten Generatorteilen ebenfalls zum Mismatchverlust beitragen. Die Verwendung unterschiedlicher Modulleistungsklassen kann zu zusätzlichen Verlusten führen. Ebenso erhöht sich der Mismatch, wenn Module unterschiedlicher Orientierung oder Neigung an einen Wechselrichter geschaltet werden. Fraunhofer ISE / Seite 23