Modulabhängiger Energieertrag und Betriebsverhalten von PV-Kraftwerken zwischen 10 kw P und 100 kw P 1. Einleitung D. Kohake, T. Nierhoff Fachhochschule Gelsenkirchen, Fachbereich Elektrotechnik Neidenburger Straße 10, 45877 Gelsenkirchen Tel.: 0209/ 9596-287; Fax: 0209/ 9592099 E-Mail: dieter.kohake@fh-gelsenkirchen.de Auf den Flachdächern eines Dienstleistungszentrums der Bankgesellschaft Berlin wurde 1997 eine Photovoltaikanlage errichtet. Die Gesamtleistung der Anlage beträgt 100 kw p. Über zwei zentrale netzgeführte Wechselrichter wird der gewonnene Solarstrom in das Niederspannungsnetz des Dienstleistungszentrums eingespeist. Photovoltaikanlage der Bankgesellschaft Berlin AG: Aufteilung in zwei etwa gleich große Teilanlagen mit BP 585-Modulen und Siemens M 110-Modulen Besonders interessant für einen Vergleich der beiden Modultypen 100 kw P Photovoltaikanlage der Bankgesellschaft Berlin
2. Performance Ratio und modulabhängiger Energieertrag Die Kenngröße Performance Ratio für die Jahre 1998, 1999 und 2000, berechnet unter Ausschluss von Abschattungen, zeigt bei den Siemens-Modulen deutlich höhere Werte als bei den BP-Modulen und damit bei gleichen Einstrahlungsverhältnissen eine höhere spezifische Energie, die in das öffentliche Netz eingespeist wird. Vergleich des Performance Ratio der abschattungsfreien Daten aus 1998, 1999 und 2000 in den verschiedenen Bereichen der Bestrahlungsstärke 85.00 80.00 75.00 PR in % 70.00 65.00 60.00 55.00 50.00 10-100 100-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-800 800-900 900-1000 > 1000 Bereich der Bestrahlungsstärke in W/m 2 PR BP 1998 PR BP 1999 PR BP 2000 PR Siemens 1998 PR Siemens 1999 PR Siemens 2000
Differenz der Werte des Performance Ratio der Jahre 98, 99 und 2000 der Teilanlagen mit Siemens (M110) Modulen und den BP (BP 585) Modulen 6.00 5.00 Differenz in Prozent 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00-1.00 10-100 100-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-800 Bereich der Bestrahlungsstärke in W/m 2 800-900 900-1000 > 1000 Diff. 98 Siemens - BP Diff. 99 Siemens - BP Diff. 00 Siemens - BP Differenzen bis zu ca. 5,5% bei niedrigen Bestrahlungsstärken, 1% bis 2% bei hohen Bestrahlungsstärken, insgesamt Abnahme der Differenz mit zunehmender Bestrahlungsstärke (Fig. 2). Mehrertrag der Teilanlage mit Siemens-Modulen ca. 3% gegenüber der Teilanlage mit BP-Modulen für 1998 Deutliche Abnahme des Performance Ratio der Siemens-Teilanlage im Verlauf des Jahres 2000 und auch bereits 1999 durch den Ausfall eines Strangs Ab September 2000 (nach der Reparatur) wieder deutliche Vorteile der Siemens-Teilanlage (Fig. 3) Performance Ratio der Teilanlagen in verschiedenen Arbeitsbereichen im Zeitraum des störungsfreien Betriebs von September bis Dezember 2000 80.00 75.00 70.00 65.00 PR /% 60.00 55.00 50.00 45.00 40.00 10-100 100-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-800 800-900 PRbp PRm110
3. DC-Performance Ratio Berücksichtigt man statt der AC-Energie die DC-Energie, da je nach Teillastbetrieb ein um 2% bis 5% niedriger Umwandlungswirkungsgrad des (baugleichen) Wechselrichters der Siemens-Teilanlage ermittelt wurde, ergibt sich statt der eigentlichen Kenngröße Performance Ratio die neue Größe DC-Performance Ratio, bei der die AC-Energie durch die DC-Energie ersetzt wurde. Differenz zwischen der Siemens- und der BP-Teilanlage jetzt bei niedrigen Bestrahlungsstärken sogar 11,7%. Mittlerer Gleichstrom Mehrertrag der Siemens-Module gegenüber den BP- Modulen für 1998 etwa 6%. (s. Fig. 4). Differenz der Werte des DC-Performance Ratio der Jahre 98, 99 und 2000 zwischen der Teilanlagen mit Siemens (M110) und BP (BP 585) Modulen 13.00 11.00 Differenz in Prozent 9.00 7.00 5.00 3.00 1.00-1.00 10-100 100-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-800 Bereich der Bestrahlungsstärke in W/m 2 800-900 900-1000 > 1000 Diff. 98 Siemens - BP Diff. 99 Siemens - BP Diff. 00 Siemens - BP
4. Betriebsverhalten von PV-Kraftwerken zwischen 10 kw P und 100 kw P Weitere besonders interessante charakteristischen Größen bei einem netzgekoppelten System: Final Yield Y f, Capture Losses L C und System Losses L S Y f : Monatlicher spezifischer Energieertrag, das heißt monatlich pro kw P Anlagenleistung in das Versorgungsnetz eingespeiste Energie L C : Verluste, die mit dem Betrieb des Generators verbundenen sind (Abschattungs-, Temperatur-, Missmatchingverluste und Beeinträchtigung durch Verschmutzung) L S : Verluste, die im System hinter den Generatoren auftreten (Wechselrichter, Leitungsverluste) Reference Yield Y r : Summe von Y f, L C und L S, die der gesamten Höhe eines Balkens entspricht, und damit unter idealen Bedingungen erzielbare spezifische Energie Vergleichende Darstellung der Kenngrößen Y f, L C und L S (Fig. 5): - PV-Kraftwerk in Bocholt, Nennleistung von 9,35 kw P, BP-Module - PV-Kraftwerk in Gelsenkirchen, Nennleistung von 11,8 kw P, Siemens-Module - Anlage der Bankgesellschaft Berlin, 100 kw P, BP-Module und Siemens-Module - Anlage in Münster 28,1 kw P, Eurosolare-Modulen 11,8 kw P Photovoltaikanlage der Fachhochschule Gelsenkirchen
Systemgrößen Juni 2000 180.00 160.00 140.00 120.00 18.05 20.52 32.43 5.54 34.78 12.89 31.03 15.56 29.10 17.57 Yield (h) 100.00 80.00 60.00 114.53 119.52 116.40 116.24 114.54 40.00 20.00 0.00 Bocholt Gelsenkirchen Berlin BP Berlin Siemens Münster Yf Ls Lc Monatlicher spezifischer Energiebetrag Y f : Keine Aussage zugunsten einer PV-Anlage durch die geringen Abweichungen der Anlagen untereinander Verlustanteil L C : Gelsenkirchen, Berlin und Münster in gleicher Größenordnung (ca. 18%-21%), auffallend geringer Verlust auf der Gleichstromseite in Bocholt (ca.12%) Verluste L S hinter den Generatoren : Verlustanteil in Bocholt und Münster (11%-12%) größer als bei der Anlage in Berlin (8%-9%), ungewöhnlich niedrige Verluste bei der PV-Anlage in Gelsenkirchen ermittelt Y r als direktes Maß für die eingestrahlte Energie : Im betrachteten Zeitraum an allen Standorten vergleichbar, vorher betrachtetete Kennwerte also nicht durch unterschiedliche Einstrahlung beeinflusst Fazit: Eine Analyse dieser und weiterer Anlagendaten ermöglicht die Ermittlung der Ursachen für die unterschiedlichen Verluste und daraus folgend eine Anlagenoptimierung. Bei kleineren optimierten PV-Systemen ist z.b. ein Verlustanteil L C von 8% erreichbar.