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2 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 2 von 11 Inhaltsverzeichnis 1. Einleitung 3 2. Ergebnisse 3 3. Anlagendaten Standort Anlagentyp PV-Modul Wechselrichter DC Verkabelung AC Verkabelung Trafostation 7 4. Einstrahlungsdaten Verschattung Reflexion Hinterlüftung 8 5. Ertragsberechnung Grundlagen Ergebnisse Fehlerbetrachtung Gewährleistung 11 2

3 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 3 von Einleitung ELO-consult Elektrofachplanungs-GmbH wurde von der Firma Solarpark Pocking II GmbH Johann-Hammer-Straße 22 D Bad Mergentheim beauftragt, ein Ertragsgutachten für eine PV-Anlage am Standort Pocking bei Kirchham zu erstellen. 2. Ergebnisse Bei einer Anlagenleistung von 12,051 MWp, und einem Anlagenwirkungsgrad (Performance Ratio) von 81,71%, ohne Berücksichtigung einer Degradationsrate ergibt sich für den Betriebszeitraum von 20 Jahren ein mittlerer jährlicher Energieertrag von: kwh/a Das entspricht einem spezifischen, mittleren Energieertrag von E spz = kwh/kwp 3. Anlagendaten 3.1 Standort Standort der Anlage ist eine Freifläche in der Nähe der Ortschaft Kirchham. Die Koordinaten des Standorts sind: N und O 3

4 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 4 von Anlagentyp Bei der Anlage handelt es sich um eine Freiflächenanlage mit optimaler Ausrichtung der Montagegestelle nach Süden und einachsiger Nachführung in vertikaler Ebene. 3.3 PV-Modul Die PV-Anlage wird mit Modulen der Fa. WinErgy vom Typ WSP-230Wp und Modulen vom Typ WSP-220Wp errichtet. Details zu den technischen Daten sind aus beiliegenden Datenblättern zu entnehmen. Die mittlere Modulleistung errechnet sich aus dem Anteilsverhältnis. P mittel = ( * 230Wp * 220Wp) / = 224,93Wp Je nach tatsächlich gelieferter Modulleistung aufgrund der Fertigungstoleranzen von +3%/-1,5% kann die installierte Anlagenleistung von den Angaben abweichen. Grundlage dieses Gutachtens ist die Modulnennleistung laut Datenblatt. 4

5 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 5 von 11 Der Modulwirkungsgrad η PV errechnet sich aus dem Verhältnis der Modul- Nennleistung zur Modulfläche. η PV = P Nenn / (1000 * A) Für den Modultyp WSP-230Wp ergibt sich ein Modulwirkungsgrad von: η PV = 230 Wp / (1000 * 1,663 m 2 )= 13,83% und für den Modultyp WSP-220Wp von: η PV = 220 Wp / (1000 * 1,663 m 2 )= 13,23% Der mittlere Modul-Wirkungsgrad ergibt sich aus dem Verhältnis der Leistungsanteile. η ges = (13,83% * 6,072MWp + 13,23% * 5,979MWp) / 12,051MWP = 13,53% 3.4 Wechselrichter Bei den zum Einsatz kommenden Wechselrichtern handelt es sich um Geräte der Firma Bonfiglioli. Wechselrichteraufteilung - 5 Stationen RPS TL bestückt mit Modultyp WSP-230Wp - 4 Stationen RPS TL bestückt mit Modultyp WSP-220Wp - 17 Wechselrichter RPS TL bestückt mit Modultyp WSP-220Wp Modulverschaltung RPS TL mit WSP-230Wp: Strings mit jeweils 20 Modulen (1.214,4kWp) je Station Für die aus der angegebenen Modulverschaltung resultierenden Herstellerangaben ergibt sich ein Wechselrichter-Wirkungsgrad (Euro-eta) von 98,0%. Modulverschaltung RPS TL mit WSP-230Wp: Strings mit jeweils 20 Modulen (1.214,4kWp) je Station Für die aus der angegebenen Modulverschaltung resultierenden Herstellerangaben ergibt sich ein Wechselrichter-Wirkungsgrad (Euro-eta) von 98,0%. 5

6 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 6 von 11 Modulverschaltung RPS TL mit WSP-220Wp: - 15 Strings mit jeweils 20 Modulen (66kWp) je Station Für die aus der angegebenen Modulverschaltung resultierenden Herstellerangaben ergibt sich ein Wechselrichter-Wirkungsgrad (Euro-eta) von 97,0%. Der mittlere Wechselrichter-Wirkungsgrad errechnet sich aus dem Verhältnis der der Leistungsanteile. η ges = (98% * 10,929MWp + 97% * 1,122MWp) / 12,051MWP = 97,91% 3.5 DC Verkabelung Die Gleichstromverkabelung der Strings zu den Stringmonitoren wird mit einem PV- Kabel und einem Querschnitt von 6mm 2 realisiert. Die DC-Verkabelung von den Stringmonitoren zu den Wechselrichterstationen erfolgt mit einem, der Leitungslänge angepassten Leitungsquerschnitt. Die mittleren Leitungsverluste der Gleichstromverkabelung sind vom Anlagenplaner mit 0,85 % angegeben und bei der Ertragsberechnung so berücksichtigt. 3.6 AC Verkabelung Die AC-Verkabelung der Wechselrichterstationen RPS TL befindet sich innerhalb der Zentral-Wechselrichterstationen. Die Leitungsverluste sind vom Hersteller mit 0,5% angegeben. Die AC-Verkabelung der Wechselrichter RPS TL wird über das 330V IT- Netz mit einem, den jeweiligen Kabellängen angepassten Leitungsquerschnitt, realisiert. Die Leitungsverluste sind vom Anlagenplaner ebenfalls mit 0,85% angegeben. Der mittlere AC-Spannungsfall errechnet sich aus dem Verhältnis der der Leistungsanteile. η ges = (0,5% * 10,929MWp + 0,85% * 1,122MWp) / 12,051MWP = 0,53% 6

7 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 7 von Trafostation Die Energieeinspeisung erfolgt über einen Mittelspannungsanschluss (20kV) in das öffentliche Netz der E.ON Bayern AG. Zur Verringerung der AC-Leitungsverluste wird auf der Niederspannungsebene ein 330V IT-Netz realisiert. Die Trafoverluste werden vom Hersteller wie folgt angegeben: - Leerlaufverluste: 0,136% - Kurzschlussverluste: 0,104% Die im Betrieb zusätzlich entstehenden Trafoverluste sind Leistungsabhängig und wurden für die Berechnungen mit einem Mittelwert von 2,64% angesetzt. 4. Einstrahlungsdaten Als Berechnungsgrundlage für dieses Gutachten sind die Daten für Solareinstrahlung und Temperatur der meteorologischen Datenbank Meteonorm 6.0 herangezogen. Die Meteocontrol-Daten basieren auf Satellitenmessungen, die mittels modernster Verfahren und unter Berücksichtigung aller Einflussfaktoren exakt umgerechnet wurden. Bei der Ertragsberechnung wurden die Einstrahlungsdaten der ca. 20km vom Anlagenstandort entfernten Stadt Passau herangezogen. Die mittlere jährliche Einstrahlung auf die horizontale Fläche für diesen Standort beträgt: kwh/m 2 Daraus ergibt sich eine spezifische Generatoreinstrahlung von kwh/m Verschattung Der minimale Einstrahlungswinkel zum Zeitpunkt der Wintersonnenwende am 21. Dezember um 12:00 Uhr beträgt für diesen Standort 18,3. 7

8 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 8 von 11 Ein verschattungsfreier Betrieb der Anlage ist bei den gegebenen Reihenabständen von 8,80m in den Monaten Dezember und Januar nur während der Mittagszeit bis zu einem Modulneigungswinkel von maximal 35 möglich. Bedingt durch die horizontale Stringanordnung sind von der Teilverschattung allerdings nur 50% der Gesamtanlage betroffen. Da der Anteil am Jahresertrag für die Monate Dezember und Januar im Mittel 6% beträgt, wurden die Ertragsverluste durch Teilverschattung bei der Berechnung demzufolge nur mit berücksichtigt. 6% * 0,5 = 3% Verschattungssimulation Solarpark Pocking II 120% 100% Verschattungsanteil 80% 60% 40% 20% 0% Tageszeit Jan Feb Mrz Okt Nov Dez Verschattungssimulation bei einem Modulneigungswinkel von Reflexion Ertragsbeeinflussende Reflexionen sind überwiegend bei niedrigen Einstrahlungswinkeln in den Morgen- und Abendstunden gegeben und wurden für diese Anlage mit 2% ermittelt. 4.3 Hinterlüftung Konstruktionsbedingt werden die PV-Module sehr gut belüftet, wodurch ein Ertragssteigender Effekt von 2,50% berücksichtigt werden kann. 8

9 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 9 von Ertragsberechnung 5.1 Grundlagen Für die Berechnung und Simulation des Anlagenertrags wurde das Programm PV*SOL der Dr. Valentin Energiesoftware GmbH in der aktuellen Version R5 mit der Versionsnummer herangezogen. Die Berechnungen basieren auf stündlicher Bilanzierung. Der durch eine Jahressimulation ermittelte Ertrag der PV-Anlage beruht auf einem mathematischen Modell, das die exakte Nachbildung der Kennlinie ermöglicht. Damit sind auch die Erträge von Dünnschichtmodulen genau zu berechnen. Wenn in einer Photovoltaik- Anlage unterschiedliche Modultypen oder unterschiedlich ausgerichtete Module vorhanden sind, wird dies durch die Zusammenfassung von Modulgruppen zu Photovoltaik-Teilgeneratoren berücksichtigt. Für ca. 500 Standorte in Europa werden die Klimadaten für Einstrahlung, Lufttemperatur und Windgeschwindigkeit in stündlicher Auflösung für den Zeitraum eines Jahres mitgeliefert. Die Anpassung an die realen Verhältnisse erfolgt durch Minderungsfaktoren, die bei der Berechnung berücksichtigt werden. Nachfolgende prozentuale Einflüsse wurden bei diesen Berechnungen berücksichtigt: Technische Minderungsfaktoren Abweichung Herstellerangaben 1,50% 98,50% Abweichung von AM 1,5 1,00% 99,00% Leitungsverluste DC: 0,85% 99,15% Leitungsverluste AC: 0,53% 99,47% Verluste Wechselrichter (Euro-eta): 2,09% 97,91% Energienutzungsfaktor Wechselrichter 99,93% Trafoverluste 2,64% 97,36% Verluste durch Mismatching: 1,00% 99,00% Verluste durch Verschattung 3,00% 97,00% Verluste durch Freilaufdioden 0,50% 99,50% Eigenverbrauch 0,50% 99,50% Sonstige Abschläge Klimatische Einflüsse: 1,50% 98,50% Reflexionen 2,00% 98,00% Modulverschmutzung: 3,50% 96,50% MPP-Abweichung: 1,00% 99,00% Betriebsstörungen: 0,75% 99,25% Aufschläge Hinterlüftung -2,50% 102,50% Performance Ratio Gesamtanlage: 81,71% Zuschlag Anlagennachführung 25,00% 9

10 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 10 von 11 Abhängig von verschiedenen Umwelteinflüssen können die Verluste durch Modulverschmutzung auch höher ausfallen. Der Abschlag von 3,5% ist daher als Schätzwert zu betrachten. 5.2 Ergebnisse Die standortspezifischen Strahlungsverhältnisse sind abhängig von der geographischen Breite, dem örtlichen Reflexionsgrad, den örtlichen Witterungsverhältnissen (Mikroklima) und dem effektiven Emissionskoeffizienten der technischen Oberflächen. Näherungsweise ergibt sich der Energieertrag durch folgende Beziehung: E = G * A * η PV * PR * Z N E = Energieertrag G = Energieeinstrahlung auf Modulebene A = Fläche PV-Generator η PV = Modulwirkungsgrad PR = Anlagenwirkungsgrad Z N = Zuschlag Nachführung Für diese Anlage ergibt sich damit ein mittlerer jährlicher Energieertrag von: n M = Anzahl Module A M = Modulfläche E = G* n M * A M *η PV * PR * Z N Gesamtertrag der Anlage: kwh/m2 * * 1,66m 2 *13,53% * 81,71% * 125%= kwh/a Dies entspricht einem spezifischen mittleren Jahresertrag von Espez = Eges / Pges kwh / kwp = kwh/kwp 10

11 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 11 von 11 Mittlerer anteiliger Monatsertrag 14,00% 12,00% kwh 10,00% 8,00% 6,00% 4,00% 2,00% 0,00% Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Jahresverlauf für den Standort Solarpark Pocking II 5.3 Fehlerbetrachtung Der relative Fehler dieser Berechnung ergibt sich als Quadratwurzelfehler aus dem mittleren quadratischen Gesamtfehler. Die Einzelfehler: - Berechnung des horizontalen Globalstrahlungswertes +-6% - Umrechnung auf die geneigte und ausgerichtete Fläche +-5% - Leistungstoleranz der Module +-5% - Anlagennutzungsgrad +-2% Vorgenannte Einzelfehler ergeben einen Quadratwurzelfehler von +-9,5% 6. Gewährleistung Das Gutachten wurde nach bestem Wissen und Gewissen erstellt. Es entspricht dem aktuellen Stand der Technik. Irrtümer und Abweichungen sind jedoch nicht vollständig auszuschließen. Gewährleistungen jeglicher Art sind somit ausgeschlossen. 11

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