Spezifizierung der Anforderungen einen sicheren Anlagenertrag mit der Performance Ratio zu berechnen

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1 . Spezifizierung der Anforderungen einen sicheren Anlagenertrag mit der Performance Ratio zu berechnen Inhalt Seite 1.) Die Situation 2 2.) Die Zusammenhänge ) Die Ermittlung der Globalstrahlung ) Die Ermittlung des Flächenfaktors ) Die Ermittlung der Performance Ratio ) Das Quellenverzeichnis ) Der Anhang.. 25 Wolfram Polensky Performance Ratio

2 1.) Die Situation 1.1) Das Wesentliche bei der Ertragsermittlung einer Photovoltaikanlage Das Wesentliche ist die Qualität der Planung, die Komponenten einer Anlage so auszuwählen und zu kombinieren, das bei den Gegebenheiten (Standort und Gesetze) für den Kunden der größte mögliche Anlagenertrag bei geringen Kosten erzielt wird. Der Anlagenertrag setzt sich aus drei Komponenten zusammen: die horizontale Globalstrahlung, die Umrechnung auf die geneigte Fläche und die Verluste der PV Anlage. Die ersten beiden Komponenten kann der Solarteur nicht beeinflussen, sie hängen nur von der Qualität des eingesetzten PV Programms ab. Damit reduziert sich die Aufgabenstellung den höchsten Ertrag (den geringsten Anlagenverlust) mit höchster Sicherheit (geringster Fehlertoleranz) zu ermitteln. Dafür gibt es nur eine Kenngröße, die alle diese Anforderungen verknüpft, die Performance Ratio PR mit Fehlertoleranzangaben der Verlustkomponenten. Die PR ist der Gesamtanlagenwirkungsgrad, das Verhältnis des Anlagenertrags (der erzeugten Wechselstromenergie) zur Einstrahlenergie auf die geneigte Fläche der Module. Bei der Reduzierung der Verluste geht es 1. um die Vollständigkeit der erfassten Verluste. Weiterhin ist die Genauigkeit der Verlustberechnung entscheidend, ob der Verlust 2.als Pauschalwert geschätzt ist oder 3. über ein Simulationsmodell bzw. über eine Formel berechnet wird. Bei der Simulation der Verlustkomponenten ist 4.die Qualität des Modells, wie gut das Modell die Wirklichkeit abbildet, und 5. die Qualität der Eingabeparameter entscheidend für die Aussagekraft der Simulation. Aussagekraft heißt Sicherheit mit welcher 6. Fehlertoleranz die Werte ermittelt werden. Der Anlagenertrag ist die wichtigste Produkteigenschaft, die der Solarteur dem Kunden garantieren muss. PV Programme berechnen aus den mit Unsicherheiten behafteten Eingabewerten und mit den Toleranzen der einzelnen Simulationsschritte einen Ertragswert auf zwei Stellen nach dem Komma genau. Das täuscht eine Genauigkeit vor, die der Solarteur nicht garantieren kann. Das Problem kann nur behoben werden, wenn der Ertrag in der Form eines Ertragsgutachtens mit Fehlertoleranzen ermittelt und garantiert wird. Der Kern einer Ertragsberechnung ist damit eine fein gegliederte Performance Ratio Berechnung aus der alle Erträge und Verluste mit deren Herkunft zu ersehen sind. Das Wesentliche dieser Berechnung ist, dass zu den einzelnen Erträgen und Verlusten eine Unsicherheit bzw. Fehlertoleranz ermittelt wird. Das Gesamtergebnis wird dann mit einer Gesamtunsicherheit ausgewiesen, die sich aus der Fehlerfortpflanzung der Einzelwerte berechnet. Die Ergebnisse eines Programms blindlings zu übernehmen birgt jedoch ein sehr hohes Risiko für den Solarteur. Alle am Markt vorhandenen Programme weisen Einschränkungen, Lücken und Fehler auf. Durch fehlerhafte Parametrisierung oder fehlerhafte Eingaben des Solarteurs entstehen weitere Unsicherheiten. Der Solarteur muss die Ergebnisse in jedem Fall auf Plausibilität überprüfen. Wolfram Polensky Performance Ratio

3 1.2) Der Anwendungsbereich PV Anlagen werden geplant, installiert, geprüft, in Betrieb genommen, überwacht und gewartet. Die Planung und Installation beinhaltet einen solartechnischen, einen elektrotechnischen, einen blitzschutztechnischen, einen statischen, einen dachdeckerspezifischen, einen wirtschaftlichen und einen gesetzgeberischen Anteil. Der solartechnische Anteil beinhaltet im Wesentlichen die Auswahl und Verschaltung der Module mit dem Wechselrichter in Abhängigkeit der Dachform und der Verschattung und die Ermittlung des Ertrags. Der elektrotechnische Anteil beinhaltet die Erstellung eines Stromlaufplans und die Festlegung der erforderlichen Leiterquerschnitte, Freischalt- und Schutzeinrichtungen. Der blitzschutztechnische Anteil erfordert die Einbindung der Blitzschutzanlage und die Festlegung der Überspannungs-Schutzeinrichtungen des DC und AC Teils. Der statische Anteil erfordert die Berechnung der Wind-, Schneelasten nach DIN EN1991 unter besonderer Berücksichtigung der Randzonen. Auf Basis dieser Berechnung muss ein Statiker die Dachstatik prüfen und der Gestelllieferant die Systemstatik zuordnen. Der dachdeckerspezifische Anteil erfordert die Auslegung und Befestigung des Gestells. Der wirtschaftliche Anteil erfordert eine Liquiditäts- und Rentabilitätsrechnung über 20 Jahre. Der gesetzgeberische Anteil beinhaltet die Kenntnis der Anwendung der jeweils neusten DIN Normen, der EEG Paragraphen, der VDE AR 4105 Regeln der Netzbetreiber und der Regeln der Anlagenanmeldung beim Netzbetreiber und zur Einspeisevergütung. Die Erstinbetriebnahme beinhaltet Die Prüfung der Anlage DC seitig nach DIN EN mit DIN VDE und AC seitig nach IEC auf Einhaltung der elektrischen Sicherheit. Die Prüfung der Leistung der Module und des Wechselrichters auf Gewährleistungsmängel. Die Erstellung der Dokumentation nach DIN EN (VDE ). Die laufende Überwachung beinhaltet die Analyse des Betriebsverhaltens mit Messdaten. Die Wartung beinhaltet begrenzte Wiederholungsprüfungen nach DIN EN und BGV A3 und wenn erforderlich eine Spezialreinigung der Module. Ein Solarteur kann nicht alle erforderlichen Erfahrungen dieser Fachgebiete abdecken, da er entweder Elektriker, Dachdecker, Zimmerer, Anlagenmonteur oder Seiteneinsteiger ist. Bei der gesamten PV Anlageninstallation gibt es 3 Berufe, die bei Bedarf eingebunden werden müssen; der Elektriker bei der AC Installation und AC Inbetriebnahme, der Statiker, wenn eine Dachstatik Überprüfung erforderlich ist und der Blitzschutzfachmann, falls Blitzschutz erforderlich ist. Diese Fachleute haben meist wenig Kenntnis von PV-Technik. Das PV Programm sollte den Solarteur bei der Optimierung der elektrischen Verschaltung, der Festlegung des Montagesystems und bei der Einhaltung von Normen unterstützen. Die Ergebnisse sollten weitgehend automatisiert berechnet und transparent dargestellt werden, um den Solarteur bei der Anlagenkonfiguration und Akquise zu unterstützen. Wolfram Polensky Performance Ratio

4 .2.) Die Zusammenhänge 2.1) Die Globalstrahlung G (kwh/m 2 ) Die Sonneneinstrahlungsleistung, die auf der Erdoberfläche ankommt beträgt bei klarem Wetter um die Mittagszeit 1000W/m 2. Durch Wolken und Tageszeit verringert sich die Einstrahlung, im Jahresmittel auf 690 W/m 2 (von 450 bis 800 pro Monat und Region).Die Anzahl der Sonnenstunden beträgt im Mittel 1528 h (von 1300 bis 1900 pro Monat und Region).Die Sonnenenergie in kwh/m 2 ist die Globalstrahlung multipliziert mit den Sonnenstunden. Sie beträgt im Jahresmittel 1054 kwh/m 2 (von 930 bis 1300 pro Monat und Region) Tab 1: Mittlere monatliche Einstrahlwerte Deutschlands Zeit- Global Strahlung Sonnenschein Zenitwinkel bei 10 Ost dauer W/m 2 kwh/m 2 % Stunden % 47 Nord 55 Nord Jan ,2% 44 2,2% 67,3 75,2 Feb ,8% 73 3,8% 58,2 66,0 Mrz ,1% 111 7,1% 46,9 54,8 Apr ,1% ,1% 35,1 43,1 Mai ,5% ,5% 26,9 34,8 Jun ,1% ,1% 24,0 31,8 Jul ,3% ,3% 27,2 35,0 Aug ,0% ,0% 35,4 43,3 Sep ,6% 149 8,6% 46,6 54,6 Okt ,3% 108 5,3% 57,9 65,9 Nov ,4% 53 2,4% 67,0 75,0 Dez ,6% 38 1,6% 70,5 78,5 Jahr ,0% ,0% 46,9 54,8 Apr-Sep ,6% ,6% 32,5 40,4 Okt-März ,4% ,4% 61,3 69,2 Quelle: Berechnet aus dem DWD Datensatz [7] Die Ausrichtung der Solarmodulfläche Die Energieausbeute einer Photovoltaikanlage ist rechnerisch am größten, wenn das Sonnenlicht im rechten Winkel auf die Solarzellen trifft. Mit den Jahreszeiten ändert sich der Sonnenstand. Während die Sonne in Europa zu Mittag im Sommer über dem Horizont steht, sind es im Winter lediglich Der Höchststand ist am :00 bei 90 - Breitengrad +23,5 Der Tiefststand ist am :00 bei 90 - Breitengrad -23,5 Am und am :00 bei 90 - Breitengrad Deutschland liegt zwischen dem Breitengrad 47 (Süd) und 55 (Nord). Der Aufstellwinkel der Solaranlage sollte 90 zum Sonneneinfallwinkel sein. Da die Sonne tagsüber bis zum Höchststand steigt liegt die optimale Neigung feststehender Photovoltaikmodule mit Südausrichtung bei 30. Ein geringerer Neigungswinkel wirkt sich in der Sommerzeit positiv aus. Ein höherer Neigungswinkel sorgt im Winter für bessere Erträge. Wolfram Polensky Performance Ratio

5 2.2) Die Globalstrahlung auf die geneigte Modulfläche G M (kwh/m 2 ) Da die Globalstrahlung auf einer horizontalen Fläche gemessen wird, ergeben sich für geneigte Flächen andere Werte, so dass der Globalstrahlungswert um den so genannten Flächenfaktor korrigiert werden muss. Die auf das Modul einwirkende Globalstrahlung ist G M = Globalstrahlung * Flächenfaktor 2.3) Der Flächenfaktor Ff Der Flächenfaktor ist von der von Süden abweichenden Ausrichtung des Daches und von der Neigung des Daches abhängig. Die Abhängigkeit vom Breitengrad, wegen des sich ändernden Sonnenstandes, ist jedoch für Deutschland kaum relevant. Der Flächenfaktor wird mit Simulationsprogrammen ermittelt, die die direkte Einstrahlung, die diffuse Einstrahlung und die Bodenreflexion (Albedo) berücksichtigen. 2.4) Die Leistung P (kw) Eine PV Anlage besteht aus Modulen und ein Modul aus den Stromerzeugenden Zellen. Die Leistung P (in Watt W) einer Photovoltaik (PV) Zelle ist von der Stromstärke I (Amper A) und der Spannung U (in Volt V) direkt proportional abhängig. P = U * I Die Spannung U ist vom Material (Kristallin oder Dünnschicht) abhängig und fällt mit der Temperatur der Zelle um ca. 0,5% pro C Temperaturanstieg bei Kristallinen Zellen und um ca. 0,3% pro C bei Dünnschichtzellen. Die Stromstärke I ist direkt proportional zur Sonneneinstrahlung G und steigt nur ganz minimal mit der Zellentemperatur um 0,04% pro C. Zu Vergleichszwecken wird die Leistung unter Normbedingungen bei einer Einstrahlung von 1000 W/m 2, bei einer Modultemperatur von 25 C und bei AM = 1,5 angegeben. Eine kristallines Modul besteht aus ca Zellen. Eine Zelle erzeugt unter Normbedingungen 0,5 V und je nach Zellfläche z.b. 8 A also 4 Watt. Die Zellen innerhalb eines Moduls und die Module innerhalb einer PV Anlage können parallel oder in Reihe geschaltet (verdrahtet) werden. Eine Reihenschaltung ist eine hintereinander Verdrahtung der Zellen zum Modul oder der Module zum Strang und bewirkt eine Addition aller Einzelspannungen. Der Strom des Moduls ist der kleinste Strom einer Zelle von allen Zellen des Moduls bzw. der Strom des Strangs ist der kleinste Strom eines Moduls von allen Modulen des Strangs. Eine Parallelschaltung der Zellen, Module oder Strangs bewirkt eine Addition der Ströme. Die Spannung entspricht der kleinsten Spannung aller parallel geschalteten Elemente. Um einen möglichst geringen Verlust zu erhalten, werden die Zellen im Modul meist in Reihe geschaltet um eine hohe Spannung zu erzeugen. Bei 40 Zellen sind das ca.20 V und bei 72 Zellen pro Modul sind das 36 V bei 8A.Wird die Zelle eines Moduls um z.b. 50% teilverschattet sinkt der Strom damit die Leistung der Zelle um 50% und damit sinkt der Strom und die Leistung des gesamten Moduls und damit des gesamten Strangs ebenfalls um 50%. Wird die Zelle ganz verschattet fällt das ganze Modul und der ganze Strang aus. Um dies zu vermeiden werden meist 3 Bypassdioden pro Modul installiert, die bei Stromausfall einer Zelle den Strom der nicht verschatteten Zellen im Bypass über die Diode weiterleiten. Bei 3 Bypassdioden verringert sich dann die Spannung und damit die Leistung Wolfram Polensky Performance Ratio

6 des Moduls um 33,33%. In einem Strangs von10 Modulen reduziert sich die Gesamtspannung und damit die Leistung des Strangs um 3,33%. Bei nur einer Bypassdiode pro Modul und 10 Modulen pro Strang sind es 10%. Die Bypassdioden springen erst bei ca. 50% Verschattung an. 2.5) Die Modul Nennleistung P STC (kwp) Die Installierte Leistung eines Moduls wird in kwp (Kilowatt peak - Spitzenleistung in Kilowatt) angegeben. Diese Nennleistung beschreibt die optimale Leistung von Solarmodulen unter Standard Testbedingungen STC (bei: 1 kw/m 2 Einstrahlung, 25 C Modultemperatur, und einem Lichtspektrum von 1,5 Air Mass). Resultat: Bei Standardbedingungen wird aus 1kWp installierte Leistung 1 kwp Nutzleistung bezogen. 2.6) Der nominelle Modulwirkungsgrad η Der nominelle Modulwirkungsgrad wird nicht durch den Leistungsverlust, sondern durch den Modul-Flächenbedarf F M für eine installierte Nutzleistung P STC (kwp) definiert. η = P STC / (F M *Φ) Da Φ = 1 ist, ist η = P STC / F M P STC = Installierte Modul Nennleistung (kwp) F M = Installierte Modulfläche (m 2 ) Φ = 1 (kwp/m 2 ) Standard Einstrahlleistung bei Normbedingungen Die Frage ist wie viel m 2 Modulfläche F M wird benötigt, damit bei der Standard Einstrahlleistung von Φ= 1 kwp/m 2 eine Modul Nutzleistung P N von 1 kwp erzielt wird. F M = P STC / (η * Φ) Da Φ = 1ist, ist F M = P STC / η Der Modulwirkungsgrad sagt nichts über den Leistungsverlust eines Moduls aus, denn die Norm Leistung ist mit 1kWp/m 2 gegeben. Gefragt ist nur wie viel Modulfläche benötigt wird um 1kWp Modulleistung zu erhalten. Indirekt ist der Modulwirkungsgrad wichtig, wenn auf einer vorgegebenen Fläche möglich viel kwp installieren werden sollen. Weiterhin benötigen größere Modulflächen bei gleicher Leistung einen höheren Aufwand für die Gestell Konstruktion und für die Verkabelung. Achtung: Der Modulwirkungsgrad wird sehr oft falsch interpretiert. Er ist kein Verlustwirkungsgrad, sondern ein Flächenbedarfsfaktor. Da der Wirkungsgrad nur unter STC Bedingung gilt, ist er weder von Temperaturänderungen, noch von Einstrahlungsänderungen (Schwachlichtverhalten) noch von Spektrumsänderungen abhängig. Dies wird nur im Relativen Modulwirkungsgrad und damit in der Performance Ratio festgehalten. Der Modulwirkungsgrad ist nur Abhängig vom Material (Zelltyp) und der Modulbauweise und beträgt bei - monokristallinen Modulen 15 bis 19% - polykristallinen Modulen 13 bis 17% - Dünnschichtzellen 7 bis 12% 1 kwp-photovoltaik-si Module benötigen eine Modulfläche von 6 bis 8 m 2 und Dünnschichtmodule von 8 bis 14 m 2. Die erforderliche Dachfläche ist ca. 10 bis 20 % größer. Für erste Abschätzungen kann man für den Dachflächenbedarf mit 10 m 2 / kwp und bei Dünnschichtmodulen mit 13 m 2 /kwp rechnen. Wolfram Polensky Performance Ratio

7 2.7) Der spezifische Ertrag E SP (kwh/kwp/a) Der spezifische Ertrag E SP einer Photovoltaik-Anlage ist der Nutzertrag E AC (kwh/a), bezogen auf die installierten Modulleistung P STC (kwp). E SP = E AC / P STC E AC = Nutzertrag (Wechselstromertrag) (kwh/a) P STC = Installierte Modul Nennleistung (kwp) Der spezifische Ertrag ist ein auf 1kWp Anlagenleistung unter Normbedingungen bezogener Ertrag, der die Anlagengrösse eliminiert. Kürzt man im Zähler und im Nenner die kw, dann bleibt als Dimension Stunden pro Jahr (h/a). E SP gibt damit auch an, wie viel Vollastbetriebsstunden die Anlage unter Normbedingungen arbeiten müsste um den Jahresertrag zu erzielen. Teilt man die Zahl durch 365 Tage/Jahr (d/a), dann erhält man die durchschnittlichen Vollastbetriebssunden pro Tag (h/d) (= kwh/kwp/d = Final Yield). 2.8) Die spezifische Globalstrahlung auf die geneigte Modulfläche G SP (kwh/kwp/a) Wird die Globalstrahlung auf die geneigte Modulfläche G M (kwh/m 2 /a) durch die Standard Einstrahlleistung bei Normbedingungen Φ = 1 (kwp/m 2 ) dividiert ergibt sich die spezifische Globalstrahlung auf die geneigte Modulfläche G SP (kwh/kwp/a). Kürzt man im Zähler und im Nenner die kw, dann bleibt als Dimension Stunden pro Jahr (h/a). G SP gibt damit auch an, wie viel Vollaststunden die Sonne einstrahlen muss, um die Jahreseinstrahlenergie zu erhalten. G SP = G M / Φ = G * Ff / Φ 2.9) Die Performance Ratio PR Der Anlagennutzungsgrad, der Qualitätsfaktor oder der wahre Wirkungsgrad. Die Performance Ratio ist ein Maß für die Energieverluste der gesamten PV Anlage. Die PR ist der Nutzertrag E AC zum nominalen maximal möglichen theoretischen Ertrag E N. PR = E AC / E N = E AC / (G M * F M * η) Durch Einsetzen des Modulwirkungsgrades wird die PR = E AC * F M *Φ /(G M* F M *P STC) und damit PR = E SP * Φ / G M = E SP / G SP E SP = Spezifischer Wechselstrom Ertrag der Anlage pro Jahr (kwh / kwp / a) (=h/a) G M = Globale Einstrahlung auf die geneigte Modulfläche pro Jahr (kwh / m 2 /a) Φ = 1 (kwp/m 2 ) Standard Einstrahlleistung G SP = Spezifische Globalstrahlung auf die Modulfläche pro Jahr (kwh / kwp / a) (=h/a) Die Performance Ratio ist der Wirkungsgrad der gesamten Solaranlage und ist das Verhältnis des Spezifischen Ertrages der Anlage zur spezifischen Globalen Einstrahlung. Achtung: Die Performance Ratio hat keine Abhängigkeit vom Modulwirkungsgrad η, der ein Flächenwirkungsgrad ist. Die Fläche kürzt sich in der Formel wieder heraus. Die Performance Ratio ist nur abhängig von allen Verlusten, die zwischen der Globalen Einstrahlung auf die Modulfläche und dem erzeugten Wechselstrom auftreten. Für die Modulverluste zählen die Temperatur und Einstrahlverluste gegen STC Bedingungen. Resultat: Der spezifische Ertrag einer PV Anlage E SP = PR * G SP = PR * G * Ff / Φ ist nur von der Globalstrahlung auf die Horizontale Fläche (G), dem Flächenfaktor (Ff) und der Performance Ratio (PR) abhängig, da Φ =1 ist. Wolfram Polensky Performance Ratio

8 3.) Die Ermittlung der Globalstrahlung Die Globalstrahlungsdaten werden nach speziellen Berechnungsmetoden der einzelnen Datenlieferanten aus einem festen Zeitabschnitt gemittelt. Die wichtigsten am Markt angebotenen Globalstrahlungsdaten sind von: - [7] DWD Deutscher Wetterdienst mit der Mittelungsperiode von 1981 bis [8] Meteonorm mit der Mittelungsperiode von 1986 bis [9] PV GIS Classic mit der Mittelungsperiode von 1981 bis [10] PV GIS Climate SAE mit der Mittelungsperiode von 1998 bis 2011 Die PV Programme beinhalten meistes den Datensatz von DWD oder Meteonorm. Wir haben 92 Orte, die sich in den ersten 2 Stellen der Postleitzahl unterscheiden und in denen eine Messstation von DWD (90 Orte) oder Meteonorm (74 Orte) liegt aufgelistet und verglichen. (Tab 9) Das Resultat ist, das die Werte umso mehr ansteigen, je näher die Mittelungsperiode zur Gegenwart liegt (Tab.2).Der arithmetische Durchschnitt aller Werte liegt bei DWD um 2,43% über den Werten von Meteonorm. Die Maximalen Abweichungen zwischen beiden Systemen liegt bei einzelnen Orten bei Min -1.25% und Max 8,53% Tab.2 Mittelungsperiode Streuung Durchschn. Differenz Jahre von bis Min Max Einstrahlung einzeln kumuliert System kwh/m 2 /a kwh/m 2 /a kwh/m 2 /a PV GIS Classic Meteonorm ,98% DWD ,43% 3,43% PV GIS Climate ,70% 7,25% Quelle: Berechnet aus Daten des DWD ( ), Meteonorm( ) und PV GIS Resultat: Die Verwendung der DWD Daten ist die beste Lösung. Sie bringt etwas Sicherheit gegenüber den PV GIS Daten und etwas mehr Wirtschaftlichkeit gegenüber den Meteonorm Daten. Tab 3 Globalstrahlwerte nach Postleitzahlbereichen PLZ Bereich Durch Abweichungen vom Durchschnitt Schnitt MIN MAX von bis kwh /m 2 /a % 0 Dresden ,27% 2,96% 1 Berlin ,81% 1,67% 2 Hamburg ,12% 1,23% 3 Hannover ,38% 3,57% 4 Düsseldorf ,77% 2,52% 5 Köln ,18% 6,39% 6 Frankfurt am Main ,65% 1,70% 7 Stuttgart ,15% 1,76% 8 München ,52% 1,16% 9 Nürnberg ,31% 4,79% Durchschnitt ,50% 10,96% Quelle: Tab 9 Berechnet aus Daten DWD ( ) [7] Wolfram Polensky Performance Ratio

9 3.1.) Die Ermittlung der Abweichung der Globalstrahlung vom Durchschnittswert Der Mittelwert der Globalstrahlung und die Standard-, die Minimal- und die Maximal Abweichungen sind in Tabelle 4 für die Globalstrahlung der Stadt Potsdam für drei verschiedene Zeiträume zusammengestellt. (Tab 10) Die Globalstrahlungs-Durchschnittswerte der letzten 10 Jahre ( ) liegen um 5,5% höher gegenüber dem 30 Jahre Durchschnitt von ( ). Die Standardabweichung sinkt von 5,9% auf 3,8%. Tab.4 Globalstrahlung Potsdam Mittelwert (kwh/m 2 ) Standardabweichung (kwh/m 2 ) Standardabweichung 5,69% 5,87% 3,81% Minimaler Wert -13,47% -14,25% -6,33% Maximaler Wert 15,04% 12,76% 6,96% Quelle: Tab 10 [6] Berechnet aus Daten vom Deutscher Wetterdienst, Station Potsdam. Auch aus dieser Auswertung ist ersichtlich, dass bei Verwendung des DWD Datensatzes von 1981 bis 2010 wir auf der sicheren Seite liegen. Resultat: Bei der Ertragsberechnung sollte darauf hingewiesen werden, das in den Folgejahren die Erträge um + - 6% abweichen können. Die Je länger die Laufzeit, desto mehr gleichen sich die Ergebnisse auf den berechneten Wert mit einer Unsicherheit von 3,8%. an, mit wahrscheinlich steigender Tendenz 4.) Die Ermittlung des Flächenfaktors Ff Die Einstrahlung auf eine senkrecht zur Einfallsrichtung der Sonnenstrahlung ausgerichtete Fläche G M ist immer grösser als die Horizontale Einstrahlung auf eine gleich grosse Fläche. Die Umrechnung erfolgt über den Flächenfaktor Ff = G M / G G M = Globale Einstrahlung auf die geneigte Modulfläche pro Jahr (kwh/m 2 /a) G = Globalstrahlung pro Jahr (kwh/m 2 /a) Der Flächenfaktor ist abhängig von der Abweichung der Ausrichtung nach Süden (Azimut γ) und von der Neigung der Module gegenüber der Horizontalen (Anstellwinkel β) Die Flächenfaktoren werden von den PV Programmen aus der Direktstrahlung, der Diffusen Strahlung und der Bodenreflexion (Albedo) berechnet. Einen geringen aber in Deutschland vernachlässigen Einfluss hat noch der Geographische Breitengrad. Es wurden die Flächenfaktoren für die drei Städte Hamburg, Berlin und München mit folgenden Programmen und Wetterdaten berechnet - Polysun von Velasolaris mit Meteocontrol Wetterdaten [5] - PV*SOL advanced 6.0 von Valentin Software mit DWD Wetterdaten - PV GIS mit den Climate und den Classic Wetterdaten Wolfram Polensky Performance Ratio

10 Die Auswertung der Berechnungen ergibt folgendes Resultat: Die Zusammenfassung der West und Ost Werte des Azimuts ist gerechtfertigt, da es bei PV GIS keine Abweichungen gibt und bei PV*SOL und Polysun die Abweichungen meist gegenläufig sind. Der Vergleich der drei Städte ergibt Abweichungen von ca. der Hälfte der Tabelle 5. Da es hier keine eindeutige Tendenz in Abhängigkeit vom Breitengrad gibt wurden die Städte zusammengefasst und es kann mit den Werten der Tabelle 4 für ganz Deutschland gerechnet werden. Tab 4 Durchschnittliche Flächenfaktoren Ff Azimut Süd SW /SO W / O NW / NO N Neigung 0 45 / / / ,00 1,00 1,00 1,00 1, ,10 1,07 0,98 0,89 0, ,15 1,09 0,95 0,78 0, ,15 1,08 0,90 0,67 0, ,09 1,02 0,83 0,59 0, ,83 0,79 0,65 0,45 0, ,16 Optimum Die Werte weichen dann vom Mittelwert aller 4 Wetterdatensätze, der 3 Städte und der Simulationsmodelle der 3 Programme nach Tabelle 5 ab. Ausnahme die Werte von PV GIS sind bei 90 Neigung um 10 bis 20% geringer. Tab 5 Abweichungen + - in% aller 3 Programme Azimut Süd SW /SO W / O NW / NO N Neigung 0 45 / / / ,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 15 1,0% 1,2% 0,8% 1,0% 1,0% 30 1,5% 2,2% 1,7% 2,0% 2,5% 45 2,4% 3,1% 2,6% 3,0% 3,5% 60 2,9% 3,8% 3,5% 4,0% 5,0% 90 3,8% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 38 2,0% Resultat: Die Berechnung der Flächenfaktoren mit verschiedenen Programmen ergibt einen für ganz Deutschland anwendbaren Flächenfaktor nach Tabelle 4 mit Abweichungen nach Tabelle 5 bis zu +- 3% bei Ost / West Ausrichtung und bis 45 Neigung. Wolfram Polensky Performance Ratio

11 5.) Die Ermittlung der Performance Ratio PR Die Performance Ratio ist die wichtigste Größe zur Bewertung der Effektivität und Qualität einer PV Anlage. Die Performance Ratio ist die normierte Darstellung der Erträge und der Verluste einer Photovoltaikanlage. Normiert heißt, dass alle Energieerträge und Verluste in kwh auf die Installierte Leistung in kwp bezogen werden. Das hat den Vorteil, dass die spezifischen Erträge und die spezifischen Verluste aller Anlagen unabhängig vom Standort, von der Größe, der Ausrichtung und der Neigung miteinander verglichen werden können. Die PR ist der Gesamtwirkungsgrad der Photovoltaikanlage. Die PR ist der Quotient aus der nutzbaren solaren Energie des PV-System zu der insgesamt auf die geneigte Modulebene eingestrahlten Sonnenenergie. PR = E SP / G SP E SP = (kwh/kwp) Spezifischer Nutzenergie = Wechselstromertrag (kwh) / Installierte Leistung (kwp) Das sind die Vollastbetriebsstunden der Anlage. G SP = (kwh/kwp) Spezifische Globalstrahlung auf das Modul. Das sind die Volllast Sonnenstunden. Der Wert ist gleich der Globalstrahlung G M im kwh/m 2 Je näher die PR an 100% liegt, desto effektiver arbeitet die Anlage. Leistungsfähige Anlagen erreichen Werte Grösser 85%, wenn die Anlage nicht verschattet ist. Die Performance Ratio PR ist die einzige Kenngrösse die der Solarteur bei der Berechnung des Ertrages E SP = PR * G SP beeinflussen kann und verantworten muss. Deshalb ist es wichtig die Zusammenhänge und die Berechnung der Verlustkomponenten zu kennen. 5.1) Die Anforderungen an die Performance Ratio Die PR dient bei der Auslegung der PV Anlage zur Ermittlung des Energieertrags, bei der Planung zur Qualitätskontrolle, bei der Inbetriebnahme zur Prüfung der Leistung der Module und Wechselrichter und im Betrieb zur laufenden Überwachung des Energieertrags. Der Solarteur nutzt die Performance Ratio mit den spezifischen Erträgen und Verlusten von Teilen der Anlage und von der Gesamtanlage: - Für die Ertragsermittlung zur Absicherung der Ertragsgarantie. Bilanzierung der Verluste und des Anlagenertrags unter Berücksichtigung der Fehlerfortpflanzung. - Für die Projektentwicklung und Planung zur Qualitätskontrolle. Optimierung aller Komponenten einzeln und im Zusammenspiel. Reduzierung der Verluste der PV Anlagekomponenten durch: - Richtige Verschaltung der Module mit dem Wechselrichter und - Richtige Auslegung der Wechselrichter und der MPP-Tracker. - Für die Inbetriebnahme zur Gewährleistungsprüfung. Prüfung der Leistung der Anlagenkomponenten im Gesamtverbund. - Für die Überwachung des Betriebsverhaltens zur Sicherung des Ertrags. Auswertung der gemessenen Betriebsdaten. - Für die Wiederholungsprüfungen zur Sicherung vor Anlagenausfall. Veränderung der Verlustkomponenten im zeitlichen Ablauf. Wolfram Polensky Performance Ratio

12 5.1.1) Die Anforderungen aus der Ertragsermittlung Das Programm berechnet aus den mit grossen Unsicherheiten behafteten Eingabewerten und mit den Toleranzen der einzelnen Simulationsschritte einen Ertragswert auf zwei Stellen nach dem Komma genau. Das täuscht eine Genauigkeit vor, die beim Kunden eine falsche Erwartungshaltung weckt. Der Ertrag der PV Anlage ist die wesentlichste Produkteigenschaft. Hierauf basieren die Finanzierungen und eventuelle Förderungen. Für diese wichtigste Produkteigenschaft haftet der Solarteur. In der Ertragsberechnung sind viele Faktoren enthalten deren Werte unsicher sind und deren Veränderung der Solarteur nicht beeinflussen kann, wie z.b. die Wetterschwankungen, die Veränderung der Verschattungsbedingungen, die Verschmutzung usw. Abhilfe kann hier nur geschaffen werden, wenn der Ertrag in der Form eines Ertragsgutachtens mit Fehlertoleranzen ermittelt wird. Der Kern eines Ertragsgutachtens ist eine fein gegliederte Performance Ratio Berechnung aus der alle Erträge und Verluste und deren Herkunft zu ersehen sind. Das Wichtigste dieser Berechnung ist, dass zu den einzelnen Erträgen und Verlusten eine Unsicherheit bzw. Fehlertoleranz ermittelt wird. Das Gesamtergebnis wird dann unter Berücksichtigung der Fehlerfortpflanzung berechnet. Als Ertrag steht dann ebenfalls die gleiche genaue Zahl, von z.b. 935 kwh/kwp aber mit der Zusatzangabe + - 5% Unsicherheit bzw. Toleranz. Das Ergebnis steht nicht isoliert, sondern die Herkunft des Ergebnisses und der Abweichungen sind nachvollziehbar. Anforderung: (Tab 7 Spalte D, Unsicherheit) Die Berechnung, die Gliederung und der Inhalt der Performance Ratio muss mit der Fehlerfortpflanzung so ausgeführt werden, dass dies auch als Ertragsgutachten verwendet werden kann 5.1.2) Die Anforderungen aus der Qualitätsprüfung A.) PV Generator: Prüfung, ob der Planer die gleiche Stromstärke aller Module eines Strangs (gleichmässige Verschattung und gleichmässige Ausrichtung der Module eines Strangs) und die gleiche Spannung pro Strang aller parallelen Stränge eines MPP-Trackers (gleiche Anzahl von Modulen, keine grossen Differenzen in den Strangkabellängen und keine unterschiedlichen Temperaturen der Stränge eines Moduls) vorgesehen hat. Anforderung: (Tab7 Zeile20) Im Feld Mismatch durch Installationsfehler wird bei Abweichungen vom Sollzustand ein vom Programm errechneter Energieverlust angezeigt. B.) Wechselrichter: Wird ein falscher Wechselrichter ausgewählt, dann berechnet das Programm die Verluste aus der Überschreitung des MPP Spannungsbereichs, des max. Stroms und der max. Leistung. Anforderung: (Tab 7 Zeile 24-26) Berechnung der Entstehenden Abregelungsverluste durch das Programm 5.1.3) Die Anforderung aus der Verschattung Die Verschattung hat einen sehr grossen Anteil an den Performance Verlusten und einen sehr grossen Einfluss auf die Verschaltung der Module. Sie muss detailliert erfasst und simuliert werden. Wolfram Polensky Performance Ratio

13 Die Verschattungsverluste bestehen aus der Horizontverschattung, aus der Nahverschattung des direkt eingestrahlten Sonnenlichts und aus der diffusen Verschattung. Anforderung: (Tab 7 Zeile 6-8) Diese 3 Verschattungsarten sollten getrennt ausgewiesen werden, damit der Solarteur sieht, ob sie berücksichtigt sind und welchen Einfluss sie haben. Die Horizontverschattung sollte aus den Wetterdienstdaten entnommen werden können oder das Programm hat eine Schnittstelle zu Verschattungsanalysegeräten wie z.b. Sun Eye Für die Nahverschattung durch Schornsteine, Dachgauben, Antennen und aufgeständerte Module auf dem Dach und durch Gebäude und Bäume in der Nähe benötigt das Programm eine Verschattungsermittlung mittels 3 D Simulation unter Berücksichtigung der Bypassdiodenverschaltung. Die diffusen Verschattungsverluste sind durch Simulation zu ermitteln ) Die Anforderungen aus der Wirkleistungsreduzierung per Gesetz Während sich der Solateur bei der Anlagenplanung um die Reduzierung jedes Verlust % bemüht, schreibt die Energiepolitik gesetzlich verordnete Verluste vor. Hier gilt es die Wirkung der Verluste zu kennen und durch geschickte Anlagenplanung zu reduzieren. Dabei muss die Software eine entsprechende Unterstützung bieten. In Tabelle 6 sind alle gesetzlich vorgeschriebenen Verluste zusammengestellt Tab: 6 Leistungsbegrenzungen nach EEG 2012 und VDE AR 4105 Smax kva bis 3,68 >3,68 bis 13,8 >13,8 bis 30 >30 bis100 >100 Ausführender Einspeisemanagement Ferngesteuerter Leistungsabregeler mit Istleistugsabruf Netzbetreiber EEG , 12 oder 70% Regel automatisch Wirkleistungsreduktion Abregelung nach Kennlinie gemäss AR 4105 durch bei Überfrequenz ab 50,2 Hz = 0% wird bis 51,5 Hz = 100% linear abfallend reduziert Wechsel- Blindleistungseinspeisung cos ϕ = 1 cos ϕ = 0,95 cos ϕ = 0,90 richter Wirkleistungsreduktion 0% 5% 10% Marktintegrationsmodell EEG Ab erhalten Dachanlagen von 10 kwp bis 1 MW noch für 90% des erzeugten Stroms eine Einspeisevergütung Kunde A.) Die Teilnahme am Einspeisemanagement des Netzbetreibers nach EEG sieht vor das der Netzbetreiber über einen ferngesteuerten Rundsteuerempfänger die PV- Anlage nach Bedarf in Stufen bis auf 0 kw Einspeisung herunterfahren kann. Der Kunde bekommt den Ausfall nach EEG und12 zu 95% ersetzt, muss aber selbst tätig werden, den Ausfall merken, berechnen und die Rechnung an den Netzbetreiber stellen. Bei dieser Variante ist der Nachteil, dass nur 95% der Einspeisevergütung ersetzt wird. Den entgangenen Strom für den Eigenbedarf ersetzt der Netzbetreiber nicht. Ein weiterer Nachteil sind die hohen Kosten für den Funkrundsteuerempfänger und für die Aufrüstung des Wechselrichters zur Abregelung. Anforderungen: (Tab7 Zeile 39) Ein Feld in dem der Ausfall durch die Anlagenüberwachung erasst wird. (Tab 7 Zeile 43) Ein Feld in dem die Rückvergütung eingetragen wird. Übernimmt der Solarteur die Überwachung der Anlage, dann sollte er mit Hilfe des Programms den Ertragsausfall berechnen können. Wolfram Polensky Performance Ratio

14 B.) Die 70% Regel nach EEG sieht alternativ bei Anlagen bis 30 kwp eine Begrenzung der Wirkleistung am Netzverknüpfungspunkt auf 70% der installierten Modulleistung vor. Hierfür gibt es mehrere Lösungsansätze; a.) Für kleine Anlagen ist die günstigste Lösung einen um 30% kleineren Wechselrichter einzusetzen. Das scheitert aber meist an den Programmen, die auf maximale Leistung und nicht auf 70% ausgelegt sind. Bei 10 % unter der Modulleistung liegt man schon im Toleranzbereich und bei 20% im Sperrbereich. b.) Bei Eigenbedarf lohnt sich meist die70% Abregelung gemessen am Einspeisepunkt. Die 70% kommen dann oft gar nicht mehr am Einspeisepunkt an, wenn der Eigenbedarf entsprechend hoch ist. Dies bedingt allerdings einen zusätzlichen Stromzähler und eine zusätzliche WR Regelung. c.) Wenn beim Flachdach die Möglichkeit besteht anstelle eines einseitig aufgeständerten Süddaches ein doppelseitig belegtes Ost West Dach zu installieren, gibt es statt einem starken Peaks am Mittag zwei schwächere Peaks am Vor und Nachmittag, einen kleineren Wechselrichter und bessere ausgenutzte Gestelle. Anforderung: (Tab 7 Zeile 36) Das Programm muss die Simulation der Alternativen a) und b) zulassen und in der Energiebilanz kenntlich machen. Bei Alternative a) muss bei der Wechselrichterwahl der Nennwert = 70% von der Installierten Leistung zugelassen werden. C.)Die Leistungsreduzierung bei Überfrequenz Die VDE AR 4105 schreibt vor, das bei einer Erhöhung der Frequenz des Netzes über 50,2 Hz die Wirkleistung linear bis auf 0 kw bei 51,5 Hz ab geregelt wird. Dies geschieht automatisch durch den Wechselrichter. Der Ausfall ist durch die Anlagenüberwachung zu protokollieren. Anforderung: (Tab 7 Zeile 39) Ein Feld in dem der Ausfall durch die Anlagenüberwachung erfasst wird. D.) Die Leistungsreduzierung durch Blindleistungseinspeisung Die verbleibende Wirkleistung berechnet sich aus Wirkleistung P = Scheinleistung S * Verschiebungsfaktor cos φ. Die Scheinleistung ist gleich der Nennleistung des Wechselrichters. Die Blindleistung ist Q = (S 2 * (1 - cos φ 2 ))^0,5 Anforderung: (Tab 7 Zeile 38) Die Wechselrichter sind so zu bemessen, dass bei 5 bzw. 10% Leistungsreduzierung des WR kein Energieverlust eintritt. E.) 90% Vergütung Marktintegrationsmodell Bei Dachanlagen zwischen 10 kwp und 1.MW Leistung wird nach EEG ab nicht der gesamte jährliche Stromertrag vergütet, sondern nur 90% des jährlich erzeugten Stroms. Die 10% des jährlichen Stromertrags, die nicht vergütet werden, können Anlagenbetreiber entweder selbst verbrauchen (Eigenverbrauch), selbst vermarkten oder dem Netzbetreiber zum Verkauf an der Strombörse anbieten. Anforderung: (Tab 7 Zeile 37) Die Anlage ist so auszulegen, dass pro Jahr 10 % des erzeugten Stroms selbst verbraucht wird, sonst ist der entstandene Ausfall zu berechnen. Wolfram Polensky Performance Ratio

15 5.1.5) Die Anforderungen aus der Überwachung der Photovoltaikanlage Die Überwachung der Photovoltaikanlage allein durch das Ergebnis des Einspeisezählers macht keinen Sinn, da hierbei nur grosse Zeiträume verglichen werden können und der Grund der Abweichung bzw. des Fehlers nicht ersichtlich wird. Deshalb müssen die Verlustkomponenten der Performance Ratio überwacht werden, denn hieraus ergibt sich der Wirkungsgrad der Gesamtanlage. Damit auch Teile der Anlage bewertet werden können müssen die unterschiedlichen Einstrahlungen und deren Messpunkte und die unterschiedlichen Erträge und deren Messpunkte definiert werden. A.) Die Messung und die Berechnung der PR sind auf Monatsbasis erforderlich. Dabei wird die Einstrahlung auf Monatsbasis bei der Wetterstation abgefragt, auf die Modulebene umgerechnet und mit dem monatlich produzierten Strom verglichen. Diese Werte können dann durch die Anzahl der Tage des Monats dividiert werden um einen durchschnittlichen Tagesmittelwert des Monats zu erhalten. Anforderung: Die Zusammensetzung der PR muss auf Monatsbasis berechnet werden. B.) Sollen alle Wetter- und Verschattungseinflüsse und der Modulwirkungsgrad ausgeschlossen werden, dann ist eine Referenzzelle in ein Modul eizubauen. Dann wird der Energieeintrag nach dem Modulwirkungsgradverlust gemessen. Anforderung: (Tab 7 Zeile16) Die PR muss so gegliedert werden, dass der Relative Modulwirkungsgrad separat berechnet werden kann. C.) Sollen die Verluste richtig bewertet werden, dann müssen alle Anlagenausfälle registriert und zugeordnet werden können. Anforderung: (Tab 7 Zeile 39 und 40) Die Performance Ratio muss je eine Eingabe für Anlagenausfälle aus betrieblichen Gründen und aus gesetzgeberischen Gründen haben. (Tab7 Zeile 41) Die Performance Ratio muss eine Eingabe für die Erstattung der Anlagenausfälle aus betrieblichen Gründen und aus gesetzgeberischen Gründen haben. D.) Für die Langzeitüberwachung bedarf es noch der Eingaben zur Verschattung durch wachsende Bäume, zur Langzeitdegradation und zur Langzeitverschmutzung. Anforderung: (Tab 7 Zeile 9) Vom Programm sind die Daten für wachsende Bäume zu ermitteln. (Tab 7 Zeile 10) Die Langzeit Verschmutzung wird aus der Verschmutzung in %/a berechnet. (Tab 7 Zeile 17) Die Langzeit Degradation wird aus der Degradation in %/a berechnet. Alle Vorgabewerte werden vom Programm in Abhängigkeit des Anlagenalters berechnet E.) Für die Inbetriebnahmeprüfung und die Wiederholprüfung und vor Auslauf der Gewährleistungsfrist ist die Leistung der Module und Wechselrichter zu prüfen. Anforderung: (Tab7 Zeile 18 und 29) Eintrag der Werte aus den gemessenen Leistungsverlusten gegenüber Datenblattangaben von Modulen und Wechselrichtern. Resultat: In Tabelle 7 ist eine Musterenergiebilanz mit der Performance Ratio PR dargestellt, die alle erwähnten Anforderungen enthält. Wolfram Polensky Performance Ratio

16 A B C D E F G Tab 7 Energiebilanz und Performance Ratio pro Jahr Unsicher Teil- Peform. System Rechenschritt Wert Einheit heit + - Verlust Ratio Verlust 1 Globalstrahlung horizontal G 1000,0 kwh/m 2 3,5% 2 Ausrichtung und Neigung der Modulebene 120,0 kwh/m 2 12,00% 3 Globalstrahlung auf geneigte Fläche G M 1120,0 kwh/m 2 2,5% 4 Normierung G SP = G M (kwh/m 2 ) / 1 (kwp/m 2 ) 5 Spezifische Globalstrahlung auf geneigte Fläche G SP 1120,0 kwh/kwp 100% 6 Horizontverschattung -5,6 kwh/kwp 1,0% -0,50% 99,5% -0,50% 7 Nahverschattung -11,1 kwh/kwp 1,0% -1,00% 98,5% -1,00% 8 Diffuse Verschattung 0,0 kwh/kwp 0,00% 98,5% 0,00% 9 Verschattung durch wachsende Bäume 0,0 kwh/kwp 0,00% 98,5% 0,00% 10 Verschmutzung und Schneeverschattung 0,0 kwh/kwp 0,00% 98,5% 0,00% 11 Reflexion der Moduloberfläche -38,6 kwh/kwp 0,5% -3,50% 95,1% -3,45% 12 Spezifische Globalstrahlung auf das Modul 1064,6 kwh/kwp Einstrahlverlust -4,94% Relative Modul Wirkungsgradänderung durch: 1,5% 13 - Spektrale Verluste durch Abweichung von AM 1,5-10,6 kwh/kwp -1,00% 94,1% -0,95% 14 - Einstrahlungsbedingte Verluste durch Teillast -13,7 kwh/kwp -1,30% 92,9% -1,22% 15 - Temperaturbedingte Verluste -20,8 kwh/kwp -2,00% 91,0% -1,86% 16 Spezifische Energie(DC) nach Modulverlust 1019,5 kwh/kwp Modulverlust -4,03% 17 Degradation 0,0 kwh/kwp 0,00% 91,0% 0,00% 18 Leistungsverluste gegenüber Datenblatt 0,0 kwh/kwp 0,00% 91,0% 0,00% 19 Mismatch durch Herstellertoleranzen -20,4 kwh/kwp 0,5% -2,00% 89,2% -1,82% 20 Mismatch durch Installationsfehler 0,0 kwh/kwp 0,00% 89,2% 0,00% 21 Ohmsche Verluste der DC Leitungen -10,0 kwh/kwp -1,00% 88,3% -0,89% 22 Ohmsche Verluste der Dioden -4,9 kwh/kwp -0,50% 87,9% -0,44% 23 Spezifische Energie (DC) am MPP Eingang 984,2 kwh/kwp PV-Generatorverlust -7,19% 24 Abregelung wegen MPP Spannungsbereich Überschreitung 0,0 kwh/kwp 0,00% 87,9% 0,00% 25 Abregelung wegen max. DC Strom Überschreitung 0,0 kwh/kwp 0,00% 87,9% 0,00% 26 Abregelung wegen max. DC Leistung Überschreitung 0,0 kwh/kwp 0,00% 87,9% 0,00% 27 MPP Anpassungsverluste -9,8 kwh/kwp -1,00% 87,0% -0,88% 28 Spezifische Energie (DC) am WR Eingang 974,3 kwh/kwp MPP-Trackerverlust -0,88% 29 WR Leistungsverluste gegenüber Datenblatt 0,0 kwh/kwp 0,00% 87,0% 0,00% Relative WR Wirkungsgradverringerung durch: 1,0% 30 - zu hohe Umgebungstemperatur 0,0 kwh/kwp 0,00% 87,0% 0,00% 31 - Abweichung der Eingangs- von der Nennspannung -5,8 kwh/kwp -0,60% 86,5% -0,52% 32 DC /AC Umwandlungsverluste (WR Wirkungsgrad) -29,1 kwh/kwp -3,00% 83,9% -2,59% 33 Transformatorverluste 0,0 kwh/kwp 0,00% 83,9% 0,00% 34 Ohmsche Verluste der AC Leitungen -2,8 kwh/kwp -0,30% 83,6% -0,25% 35 Spezifische Energie (AC) vor Wirkleistungsreduzierung 936,6 kwh/kwp Wechselrichterverlust -3,37% % Regelung am WR / am Einspeisepunkt -9,4 kwh/kwp -1,00% 82,8% -0,84% 37 90% Vergütung (Marktintegrationsmodell) 0,0 kwh/kwp 0,00% 82,8% 0,00% 38 Blindleistungseinspeisung (cos ϕ 0,95 / 0,90) 0,0 kwh/kwp 0,00% 82,8% 0,00% 39 Ausfall durch Einspeisemanagement und 50 Hz 0,0 kwh/kwp 0,00% 82,8% 0,00% 40 Anlagen Ausfälle 0,0 kwh/kwp 0,00% 82,8% 0,00% 41 Spezifische Nutzenergie (AC) am Stromzähler 927,2 kwh/kwp Wirkleistungsverlust -0,84% 42 WR Eigenverbrauch (Stand-By und Nacht) -2,8 kwh/kwp -0,30% 82,5% -0,25% 43 Rückerstattung der Ausfälle 0,0 kwh/kwp 0,00% 82,5% 0,00% 44 Spezifische Nutzenergie (AC) der PV Anlage E SP 924,5 kwh/kwp 4,9% 45 Performance Ratio PR = E SP / G SP 82,5% -17,5% Wolfram Polensky Performance Ratio

17 5.2) Aufbau und Inhalt der Performance Ratio (Tab 7) Die vorher beschriebenen Anforderungen an die Bilanz und die Performance Ratio erfordern den in Tab 7 zusammengestellten Aufbau und Inhalt der Energiebilanz mit der Performance Ratio um alle geforderten Auswertungen und Teilauswertungen zu ermöglichen Die Vertikale Gliederung Der Inhalt pro Spalte Spalte A) Der Rechenschritt beinhaltet die Einzelverluste und die verlustabhängigen Energiewerte. Spalte B) Der Wert. Die absoluten Energie- und Verlustwerte mit C) der Einheit Die Energiewerte und die Verlustwerte werden innerhalb der PR (Verlustgruppen 2 bis 9) normiert in kwh/kwp dargestellt. Normiert heißt: die PV Energie in kwh bezogen auf die installierte Leistung der Anlage in kwp und die Sonnenenergie in kwh/m 2 bezogen auf die Standardeinstrahlung von 1 kwp / m 2 Grund: Die PR ist unabhängig von Größe, Ausrichtung und Lage der PV Anlage. Der Solarteur und der Kunde brauchen die genormte Darstellung in kwh/kwp, um die Energiebilanz zu verstehen und um Verlustgruppen innerhalb der Anlage und um Verluste mit anderen Anlagen vergleichen zu können. Spalte D) Die Unsicherheit + - Die Einstrahlenergie und die Verluste der Spalte B sind durch die angenommenen Randbedingungen der einzelnen Verlustparameter sowie die Berechnungsmodelle der einzelnen Simulationsschritte oder durch die voreingestellten Pauschalwerte mit Unsicherheiten behaftet. Diese Unsicherheiten müssen als Toleranzangaben der einzelnen Verlustparameter erfasst und die Gesamtunsicherheit unter Berücksichtigung der Fehlerfortpflanzung berechnet werden. Die Fehlerfortpflanzung ergibt die Gesamtunsicherheit der Nutzenergie, die sich aus der Quadratwurzel der Summen der Quadrate der Einzeltoleranzen ergibt. Spalte E) Der Teilverlust ist der Energieverlust der Einzelkomponente in % bezogen auf die Energie die an der Komponente anliegt. Diese % Werte werden eingegeben, wenn Verluste nicht durch Simulation berechnet, sondern als Pauschalwerte eingegeben werden. Die % Werte der Einzelverluste können nicht addiert werden. Spalte F) Die Performance Ratio PR wird in der Energiebilanz über alle Stufen der Verlustgruppen 2 bis 9 - von der Spezifischen Globalstrahlung auf die geneigte Fläche bis zur Spezifischen Nutzenergie - fortlaufend kumuliert angezeigt. Grund: Der Solarteur sieht welche Verluste in der PR enthalten sind und er kann die PR von Teilen der Anlage ermitteln und mit anderen Anlagen vergleichen. Spalte G) Der Systemverlust ist der Energieeinzelverlust in % bezogen auf den Ausgangswert der PR Berechnung - die Spezifische Globalstrahlung auf die geneigte Fläche. Die % Werte der Einzelverluste werden zum Gruppenverlust und zum Gesamtverlust addiert. Der Gesamtverlust ist auch PR 1 Grund: Der Solarteur sieht die Verluste bezogen auf die Gesamtenergie, denn z.b. 5% Verlust aus der 70% Regelung reduzieren die Gesamtenergie nur um ca. 4%. Wolfram Polensky Performance Ratio

18 5.2.2) Die Horizontale Gliederung Der Inhalt der Ertrags- und Verlustkomponenten Die Gruppen (Tab 7) Die Energiebilanz ist in 9 Verlustgruppen gegliedert 1. Globale Einstrahl- Verluste/Gewinne durch Neigung und Ausrichtung der Module. (Diese Verluste /Gewinne sind nicht in der Performance Ratio enthalten.) 2. Alle Einstrahlverluste durch Verschattung, Verschmutzung und Reflexion. 3. Die Modulwirkungsgradverluste durch Abweichungen von STC Bedingungen. 4. Die PV-Generator Verluste (ohne STC Modulverluste). 5. Die MPP Anpassungsverluste. 6. Die DC/AC Umwandlungsverluste und AC Leitungsverluste. 7. Die Wirkleistungsreduzierung per Gesetz. 8. Die Anlagenausfälle. 9. Der Eigenverbrauch. Die Einzelwerte: Die Ertrags und Verlustwerte sind nach Tab 7 St 18 nummeriert 1. Globalstrahlung horizontal G Die gesamte Globalstrahlung auf die horizontale Ebene ist eine Eingangsgröße aus den Klimadaten. 2. Ausrichtung und Neigung der Modulebene Aus Breitengrad, Aufstellwinkel, Azimut und Albedo (Bodenreflexion) wird die Horizontalstrahlung auf die geneigte Ebene umgerechnet. Je nachdem, wie die Module orientiert sind, kann sich für die Globalstrahlung auf die geneigte Ebene ein höherer oder niedriger Wert als auf die horizontale ergeben. Bei der Einstrahlungsumrechnung auf die geneigte Modulebene werden die direkte Einstrahlung, die diffuse Strahlung und die Bodenreflexion berücksichtigt. Durch die Bodenreflexion (Albedo) erhöht sich die Einstrahlung auf den PV-Generator. Der Albedo wird pauschal mit 20% (mittlerer Wert für Gras, Äcker, helle Dächer und Straßen) gerechnet. Bei einem Untergrund mit Schnee ist der Albedo 80%. Der Albedo wird monatlich eingeben, um z.b. für die Wintermonate einen höheren Albedo zu berücksichtigen. 3. Die Globalstrahlung auf die geneigte Fläche GM Durch die geringe Fehlertoleranz des Flächenfaktors (Tab 5) kann bei 20% Albedo die Globalstrahlung auch überschlägig nach der Formel GM = Ff * G mit Ff nach Tab 4 berechnet werden. 4. Die Normierung. Die Globalstrahlung auf die Module G M in kwh/m² dividiert durch die STC Einstrahlleistung von 1 kwp/m 2, ergibt die Spezifische PV Globalstrahlung auf die geneigte Fläche in kwh /kwp. 5. Die spezifische Globalstrahlung auf die geneigte Fläche G SP Die in kwh/kwp umgerechnete Globalstrahlung auf die Module G SP ist der Sollwert der PR 6. Horizontverschattung Die Wetterdienst Einstrahlungsdaten von DWD und Meteonorm sind horizontbereinigt. Die Horizont Verschattung durch entfernte Wälder, Städte, Hügelketten oder Gebirge kann aus den Karten der Meteonorm Wetterdienstdatensoftware Horizont von Meteosyst abgerufen werden. Standard ist allerdings eine Verschattungsermittlung mittels digitalisierter Horizontbilder mit Wolfram Polensky Performance Ratio

19 Hilfe des Systems Horicatcher der Firma Meteosyst, mit der eigenen Kamera und der HorizON Software der Firma energiebüro AG Zürich oder mit der Fischaugenkamera Sun Ey der Firma Solmetric. Horizontlinien kann man auch manuell eingeben oder Standardhorizonte verwenden. 7. Nahverschattung Die Leistungsminderung durch Verschattung von Gebäuden und Bäumen in der nahen Umgebung oder die Verschattung durch Schornsteine, Gauben und Antennen auf dem Dach muss durch die 3D Darstellung der Verschattung erfolgen. Die Laubbäume sind jahreszeitlich mit unterschiedlicher Lichtdurchlässigkeit abzubilden. Bei Nahverschattung ist eine Verschattungsermittlung mittels 3D Simulation stunden- oder minutengenau erforderlich. Die Verschattungsberechnung und Darstellung sollte in % pro Modul unter Berücksichtigung der Anzahl und Anordnung der Bypassdioden sowie deren Auswirkung auf die Kennlinie des Strangs erfolgen. Damit können die am meisten verschatteten Module zu eigenen Strings mit eigner MPP Regelung verschaltet werden. 8. Die Diffuse Verschattung Durch ein Hindernis können generell zwei Verschattungsarten verursacht werden. Die Abschattung des direkt eingestrahlten Sonnenlichts und eine teilweise Verschattung der ebenfalls wirksamen diffusen Himmelsstrahlung durch das Hindernis. Während die Abschattung des direkten Sonnenlichts nur bei Sonnenschein auftritt und das Ausmass des Schattenwurfs vom Sonnenstand abhängt, ist die diffuse Verschattung ganzjährig wirksam. 9. Verschattung durch wachsende Bäume Für die Wirtschaftlichkeitsanalyse, die über 20 Jahre geht und für die langfristige Ertragskontrolle ist die Berücksichtigung des Wachstums der Bäume erforderlich. 10. Verschmutzung und Schneeverschattung Bei Modulanstellwinkeln unter 20 tritt keine Selbstreinigung mehr auf und die Module verschmutzen. Begünstigt wird die Verschmutzung bei gerahmten Modulen, bei zu geringem Abständen zwischen den Rahmen < 1cm und in der Nähe von luftverschmutzenden Anlagen und Schornsteinen auf dem Dach. Die Verschmutzung ist langfristig in %/a einzugeben Wird eine gefährdete Anlage nicht regelmässig gereinigt wird ein Verlustfaktor von 0,5% bis 1% pro Jahr angenommen. Schnee ist je nach Gegend von November bis April gegeben. In der Schneebedeckungskarte für Europa sind Klassen von 20 Tagen Schneebedeckung angegeben [3] St 512]. Die Verschattung durch Schnee wird pro Monat eingegeben. 11. Reflexion der Moduloberfläche Bei grossen Einfallswinkeln (flacher Einfall) geht in Abhängigkeit der gewählten Modul- Glassorte ein gewisser Anteil der Einstrahlung durch Reflexion verloren. Die Reflexionsverluste durch nichtsenkrechten Strahlungseinfall werden getrennt für den diffusen und den direkten Strahlungsanteil mit dem Ashare Modell berechnet. Der Winkel(korrektur)faktor oder Incident Angle Modifier (IAM) gibt das Verhältnis des optischen Wirkungsgrades bei aktuellem Einfallswinkel, zu demjenigen bei senkrechtem Einfall der Strahlung an. Der Winkelfaktor wird von den meisten Modulherstellern nicht berechnet und dann mit 0,95 unabhängig von der Glassorte angenommen. Wolfram Polensky Performance Ratio

20 12. Einstrahlverluste und Spezifische Globalstrahlung auf das Modul Die Verluste der Einstrahlung und die daraus resultierende Solarstrahlung, die tatsächlich das Zellmaterial der PV-Module erreicht. 13. Spektrale Verluste durch Abweichung von AM 1,5 (Standardspektrum) Durch wechselndes Spektralverhalten der Einstrahlung sowie durch die spektrale Empfindlichkeit der Module entstehen Abweichungen vom Standardspektrum, Die spektrale Fehlanpassung verändert die Wirkungsgradkennlinie des Moduls, die bei einem Standardspektrum bei AM =1,5 gemessen wurde. Ein Pauschalwert von 1,0%, ist insbesondere für Dünnschichtmodule bei geringerer Einstrahlung zu ungenau. Der DGS [4]5-86] gibt hierfür 1 bis 2% und Häberlin [3]Seite509] 0,5 bis 4% an 14. Einstrahlungsbedingte Verluste durch das Teillastverhalten der Module Der Wirkungsgrad eines PV-Moduls verändert sich mit variierender Einstrahlung. Dadurch kann es zu Energieverlusten oder auch zu Gewinnen kommen. Der relative Teillast-Wirkungsgrad eines PV Moduls verändert sich mit der Einstrahlung gegenüber STC von 1000 W/m 2. Bei Verringerung der Einstrahlung bis 600 W/m 2 kann er sich gering erhöhen. Unter 300 W/m 2 fällt er rapide ab. Das Teillastverhalten der Module wird durch Angabe der U MPP, U OC, I MPP und Is C bei einer Teillast von 200 Watt oder durch eine Teillastwirkungsgradkurve nachgebildet und auf andere Einstrahlwerte in der Simulation umgerechnet. 15. Temperaturbedingte Verluste Bei einem Solarmodul ist die Spannung U und damit die Leistung U*I temperaturabhängig. Pro 10 C Temperaturerhöhung ca. 4,5% Leistungsverlust. Je höher die Modultemperatur, desto höher die Modulverluste. Bei sehr guter Hinterlüftung und im Winter kommt es bei Modultemperaturen unter 25 C zu Gewinnen. Die Verlustberechnung beruht auf dem Temperaturkoeffizient (% / K) der Modulhersteller. Zur Ermittlung der Modultemperatur ist eine dynamische Modellierung mit Hilfe der Parametrisierung der Hinterlüftungssituation, der thermischen Modulparameter und der thermische Trägheit und unter Berücksichtigung der Umgebungstemperatur, der Einstrahlung und der Windgeschwindigkeit erforderlich. 16. Modulverluste und Spezifische Energie nach Modulverlust Der Modulverlust wird aus der Relativen Modul-Wirkungsgradveränderung durch Abweichungen der tatsächlichen Betriebsbedingungen von den Standardtestbedingungen STC berechnet. Es verbleibt die Spezifisch Energie nach Modulverlust. 17. Degradation (Alterung der Module) Die alterungsbedingte Degradation führt zu Leistungsverlusten. Für die Langzeit-Überwachung der PV Anlage wird diese Angabe auch in der PR benötigt. Es muss die Möglichkeit bestehen entweder einen Prozentsatz pro Jahr oder für jedes Jahr eine unterschiedliche Degradation zu definieren. Wenn wie bei manchen Modulen schon im ersten Jahr 3% durch Degradation verloren gehen, dann muss die Kurzzeit Degradation des ersten Jahres auch in der PR für die Auslegung der Anlage berücksichtigt werden. Wolfram Polensky Performance Ratio

1. Einleitung 3. 2. Ergebnisse 3

1. Einleitung 3. 2. Ergebnisse 3 Solarpark Pocking II Ertragsgutachten Seite 2 von 11 Inhaltsverzeichnis 1. Einleitung 3 2. Ergebnisse 3 3. Anlagendaten 3 3.1 Standort 3 3.2 Anlagentyp 4 3.3 PV-Modul 4 3.4 Wechselrichter 5 3.5 DC Verkabelung

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