Untersuchungen zur Höhe des Energieertrages von Photovoltaik- Modulen unter verschiedenen Neigungswinkeln und Ausrichtungen

Untersuchungen zur Höhe des Energieertrages von Photovoltaik- Modulen unter verschiedenen Neigungswinkeln und Ausrichtungen Autor: Dip.-Ing. (FH) Eberhard Zentgraf Elektroingenieur Im Institut für Gravitationsforschung An Planung, Aufbau, Messungen, Auswertungen beteiligtes wissenschaftliches Team: E. Zentgraf, J. Meidhof, A. Zentgraf, L. Lemons, M. Göde Seite 1 von 20

Inhalt 1. Vorwort 2. Aufbau der Versuche 2.1.1. Verwendete PV-Module 2.1.2. Kalibrierung der Module 2.1.3. Festlegung der Ausrichtungen und der Neigungswinkel 2.1.4. Realisierung der Versuchsaufbauten 2.1.5. Simulation der Verbraucher 2.1.6. Messdatenerfassung und Auswertung 2.1.7. Parallel durchgeführte Globalstrahlungsmessungen 3. Messergebnisse 3.1.Tages- und Wochenkurven 3.1.1. Spannungskurven 3.1.2. Leistungskurven 3.1.3. Ermittlung des Energieertrages 3.1.4. Drei-Monats-Statistiken 3.1.5. Jahres-Statistik 4. Bewertung 4.1. Vergleich mit verschiedenen Einstrahlungs-Schablonen 4.2. Auswirkungen auf die Montage von PV-Modulen auf Süd-/Süd-West/Süd-Ost Dächern mit geringen Neigungen 5. Nachfolge-Experimente 6. Equipment Seite 2 von 20

1. Vorwort Über die Höhe der Energieerträge von PV-Modulen unter verschiedenen Ausrichtungen und Neigungswinkeln existieren selbst in der Fachliteratur und in Fachkreisen oftmals unterschiedliche Ausrichtungen. Allerdings ist man sich darüber einig, dass in der Nähe des 50sten Breitengrades (also auch etwa in im mittleren und südlichen Teils Deutschlands) der höchste Energieertrag eines PV-Moduls bei einer Ausrichtung von 0 Grad Süd zu erwarten ist. Die Meinungen unterscheiden sich jedoch hinsichtlich des Neigungswinkels. Am häufigsten wird wohl ein Neigungswinkel von 30 zum Erreichen des höchsten Jahresenergieertrages angesehen. Auf der einen Seite mag dieser Winkel dazu dienen im Juni, dem Monat des Sonnenhöchststandes, durch die lotrechte Positionierung ein Maximum an Ertragsausbeute zu erreichen. Auf der anderen Seite jedoch erweist sich diese 30 Neigung in anderen Monaten wie beispielsweise Oktober und März (zu den Tag- und Nachtgleichen) als ein recht ungünstiger Winkel. Unseren Versuchen liegen folgende Überlegungen zu Grunde. Siehe Abbildung 1. Abb. 1: Mögliche Neigungswinkel von Modulen und Sonneneinstrahlungswinkeln an den Solstitien, bezogen auf 0 Grad Süd, gültig für Frankfurt am Main In Abb. 1 sind mögliche Neigungswinkel von PV-Modulen, auch flach aufgelegte Module, oder PV-Module an Gebäudefassaden (90 ) dargestellt, sowie die Sonneneinstrahlungswinkel an den Tagen mit sowohl höchstem als auch niedrigsten Sonnenstand (Solstitien). Aufgrund dieser Vorüberlegungen legten wir als Bezugs- und Neigungswinkel für unsere Testreihen eine Neigung von 45 bei einer Modulausrichtung von 0 Süd fest. Weiterhin zeigt ein Blick auf die sog. Einstrahlungsschablonen, dass der Unterschied zwischen einer 30 - und 45 -Neigung bei 0 Süd als sehr gering angenommen wird. Siehe Abbildung 2. Seite 3 von 20

Abb. 2: Einstrahlungsschablone, Quelle: Fa. Viessmann Seite 4 von 20

2. Aufbau der Versuche 2.1. Verwendete PV-Module Bei physikalischen Experimenten ist es üblich größere experimentelle Aufbauten möglichst herunter zu skalieren. Das bedeutet, dass man mit übersichtlichen und handlichen geometrischen Maßen arbeiten kann und dennoch die Ergebnisse der Untersuchungen die gleiche Aussagekraft wie bei den Originalaufbauten besitzen. Wir entschieden uns für polykristalline Kleinmodule der Fa. BP Solar, Typ MSX-01F, sowie für Dünnschicht Kleinmodule aus amorphem Silizium der Fa. Schott-Solar, Typ ASI30o07/122/115. Wichtigste Daten der verwendeten Module: BP Solar, MSX01F Schott-Solar, ASI30o07/122/115 Pmax 1,01 W 0,731 W IN 0,15 A 0,085 A UN 7,5V 8,4 V Maße 127x127mm 122x155mm RN 50Ω 99 Ω 2.2. Kalibrierung des Moduls Um aussagekräftige Messergebnisse zu erhalten, fand vor den eigentlichen Richtungsmessungen eine Kalibrierung statt: Jedes PV-Modul, sowohl polykristallin als auch Dünnschicht, wurde an seinen jeweiligen Nennwiderstand RN angeschlossen. So erhielten die polykristallinen Module einen Widerstand von 50Ω, die Dünnschicht Module einen von 100Ω. Alle Module wurden nebeneinander auf einer 45 geneigten und auf 0 Süd ausgerichteten Metallplatte befestigt. So war sichergestellt, dass für alle Module die gleichen Einstrahlungsverhältnisse vorhanden waren. Siehe auch Abb. 3. Seite 5 von 20

Abb. 3: Alle Module sind zur Kalibrierung gleich ausgerichtet. Über Digitalmultimeter wurde die Spannung jedes einzelnen, an den Modulen angeschlossenen Nennwiderstandes erfasst und im Mess-Rechner gespeichert. Der Mess-Zyklus betrug 60 Sekunden. Diese Messungen liefen mehrere Tage. Die Digitalmultimeter wurden vor den Messungen untereinander auf mögliche Abweichungen untersucht. Bei der Auswertung wurden später die entsprechenden Korrekturfaktoren berücksichtigt. Das Gleiche galt für die Nennwiderstände. Jeder Widerstand wurde ohmmäßig genau vermessen und ging mit dem gemessenen Wert in die Auswertung mit ein. Abb. 4: Messaufbau zur Kalibrierung der PV-Module. Seite 6 von 20

Abbildung 4 zeigt den Mess-Aufbau zur Kalibrierung der PV-Module. Links oben befindet sich eine Aluminiumplatte, welche die Nennwiderstände trägt, darunter sind Multimeter zur Spannungserfassung. Vorne rechts sind die Mess-Rechner zu sehen. Durch die Formel P=U²/R konnte die Leistung jedes Moduls erfasst werden und die Kalibrierung (per MS Excel) erfolgen. 2.3. Festlegung der Ausrichtungen und Neigungswinkel Es kamen jeweils 8 polykristalline und 8 Dünnschichtmodule zur Anwendung. Folgende Ausrichtungen und Neigungswinkel wurden festgelegt: Ausrichtung Neigung Süd 0 45 Süd 0 90 West +90 45 West +90 90 Ost -90 45 Ost -90 90 Nord ±180 45 Flach 0 2.4. Realisierung der Versuchsaufbauten Abb. 5: Fertigung der Versuchsaufbauten Abbildung 5 zeigt die Fertigung der Versuchsaufbauten. Von rechts nach links: Polykristallin 45, Dünnschicht 45, Polykristallin 90 und flach, Dünnschicht 90 und flach. Seite 7 von 20

Abb. 6: Fertigung der 90 Fassadensimulation mit flach aufgelegten Modulen Außer den 90 Fassadensimulationen sind in Abb. 6 auf der Oberkante des Aluminiumträgers die flach aufgelegten Module zu erkennen. Abb. 7: Die Versuchsaufbauten auf dem Flachdach In Abbildung 7 sind die bereits fertig verkabelten Versuchsaufbauten auf dem Flachdach des TEC-Institutes zu sehen. Als Ballastierung dient jeweils eine Steinplatte, auf welche der Aluminiumträger geschraubt ist. Um die Dachhaut zu schonen, wurden ausgemusterte Teppichbodenfliesen unter die Steinplatten geschoben. Es wurde darauf geachtet, dass keine Verschattung zwischen den einzelnen Modulen vorherrschte. Seite 8 von 20

Der rechteckige Gebäudeteil mit dem Abluftrohr, welches in Abb. 7 hinten rechts zu sehen ist, befindet sich nordöstlich der Testaufbauten. Der Abstand dieses Gebäudeteils zu den Versuchsaufbauten erscheint auf dem Bild geringer als er tatsächlich war. 2.5. Simulation der Verbraucher Als Verbraucher für die anstehenden Dauermessungen verwendeten wir für die Dünnschicht-Module die gleichen Lastwiderstände wie bei der Kalibrierung. Die Dünnschichtmodule wurden an einer Nennlast von 100Ω betrieben (nach STC). Wir wollten jedoch auch das Verhalten von Modulen im Teillast-Bereich bei halbem Nennstrom untersuchen. Daher wurden die polykristallinen Module mit doppeltem Nennwiderstand von 100Ω belastet. Wir legten uns dabei auf folgende Vorgehensweise fest: 1. Ein Jahr lang werden die Dünnschicht-Module mit einer Nennlast von 100Ω betrieben. 2. Für die gleiche Zeit werden die polykristallinen Module im Teillastbereich von jeweils 100Ω (anstatt 50Ω-Nennlast) betrieben. 3. Nach einem Jahr wird gewechselt, dann werden die polykristallinen Module mit Nennlast von 50Ω und die Dünnschicht-Module im Teillastbereich von 200Ω (doppelte Nennlast analog zu polykristallinen) betrieben. 4. Das bedeutet, dass die Messungen unter umgekehrten Vorzeichen, nach Abschluss dieses Berichts fortgesetzt werden. 2.6 Messdatenerfassung und Auswertung Da die Digitalmultimeter aus Abb. 4 für andere Versuche und Tests innerhalb des TEC- Institutes verwendet wurden, erfolgte die Spannungserfassung jetzt über Messkarten. Siehe Abbildung 8. Abb. 8: Messkarten zur Spannungserfassung Seite 9 von 20

Die Messwerte, die von den Messkarten geliefert wurden, übernahm ein VisualBasic- Programm, welches die Daten in eine ASCII-Datei ablegte. Anschließend wurde diese ASCII-Datei mit MS Excel ausgewertet. 2.7. Parallel durchgeführte Globalstrahlungsmessungen Damit die unter Punkt 2.6. erhaltenen Messwerte richtig interpretiert werden konnten, lieferte parallel zu den Spannungsmessungen ein Globalstrahlungsmesser (Pyranometer) ständig die aktuelle Globalstrahlung. Siehe Abb.9 und Abb. 10. Abb. 9: Globalstrahlungsmesser (Pyranometer) Seite 10 von 20

Abb. 10: Globalstrahlungsverlauf vom 14.04.08 bis 21.04.08 Seite 11 von 20

3. Messergebnisse 3.1. Tages- und Wochenkurven In der Regel wurden die Messdaten wöchentlich ausgewertet, woraus sich folgende Kurvenverläufe ergaben: 3.1.1. Spannungskurven Abb. 11 zeigt den Verlauf der Spannungen zweier polykristallinen MSX-01F-Module für Süd 45 und Ost 45 vom 14.04. bis 21.04.08. Abb. 11: Spannungsverlauf MSX-01F, Süd 45 und Ost 45 (Einheit: V) Seite 12 von 20

3.1.2. Leistungskurven Die zugehörigen Leistungskurven (MSX-01F, Süd 45 und Ost 45 ) sind aus Abb. 12 zu ersehen. Abb. 12: Leistungskurven MSX-01F, Süd 45 und Ost 45 (Einheit mw/cm²) Seite 13 von 20

3.1.3. Ermittlung des Energieertrages Aus den Leistungskurven von Punkt 3.1.2 konnten die elektrischen Energieerträge ermittelt werden. Siehe Abbildung 13. b. 13: Elektrischer Energieertrag MSX-01F, Süd 45 und Ost 45 (Einheit mwh/cm²) Ab Seite 14 von 20

3.1.4. Drei-Monats-Statistiken Die Abbildungen 14-17 zeigen die jeweiligen prozentualen Energieerträge der einzelnen Module. Als Bezug dient immer das Modul mit der 45 Süd-Ausrichtung. Abb. 14: Prozentuale Anteile des Energieertrages von November 2007-Januar 2008, Bezug: Süd 45 Seite 15 von 20

Abb. 15: Prozentuale Anteile des Energieertrages von Februar 2008- April 2008, Bezug 45 Süd Abb. 16: Prozentuale Anteile des Energieertrages von Mai 2008 bis Juli 2008, Bezug 45 Süd Seite 16 von 20

Abb. 17: Prozentuale Anteile des Energieertrages vom August 2008 bis Oktober 2008, Bezug 45 Süd Seite 17 von 20

3.1.5. Jahresstatistik Bei der Ermittlung der prozentualen Anteile des Jahresenergieertrages ist bezüglich der vorangegangenen Drei-Monats-Statistiken folgendes zu beachten: Es können nicht einfach die Prozente dieser Drei-Monats-Statistik addiert werden, sondern es müssen die absoluten Jahresenergieerträge miteinander verglichen werden. Grund: Im Sommer sind die absoluten Energieerträge viel höher als im Winter und wirken sich entsprechend auf die Jahresstatistik aus, siehe Abb. 18. Abb. 18: Prozentuale Anteile der Jahres-Energieerträge von Oktober 2007 bis Oktober 2008, Bezug: Süd 45 Aus Abbildung 18 ist zu entnehmen, dass sich die polykristallinen und Dünnschicht- Module zwar tendenziell ähnlich verhalten, sich jedoch deutlich in der Höhe der Prozent- Balken unterscheiden, was aber daran liegen könnte, dass die polykristallinen Module mit Teillast und die Dünnschichtmodule mit Nennlast betrieben wurden. Um das zu klären, werden die Messungen für ein weiteres Jahr fortgesetzt, wobei künftig die polykristallinen Module mit Nennlast und die Dünnschichtmodule mit Teillast betrieben werden. Seite 18 von 20

4. Bewertung 4.1. Vergleich mit verschiedenen Einstrahlungsschablonen Die prozentualen richtungsabhängigen Jahresenergieerträge der polykristallinen Module aus Abbildung 18 stimmen recht gut mit den Werten überein, welche aus der Einstrahlungsschablone in Abb. 2 ermittelt werden können. Auffallend ist der hohe prozentuale Energieertrag des flach aufliegenden Moduls, von mehr als 90%, bezogen auf 45 Süd. Bei den Dünnschichtmodulen weichen die gemessenen Werte in den meisten Fällen meist weit von den Schablonenwerten ab. 4.2. Auswirkungen auf die Montage von PV-Modulen auf Süd-/Süd-West/Süd-Ost Dächern mit geringen Neigungen Für Dächer mit geringen Dachneigungen (Süd-/Süd-West/Süd-Ost-Ausrichtung) bedeutet dies, dass sich eine zusätzliche Aufständerung von Modulen, um optimale Neigungswinkel zu erhalten, nicht unbedingt rechnet. Wichtig ist jedoch, dass die Dachneigung mindestens ca. 6 betragen sollte, damit der Regen (und damit auch evtl. Verschmutzungen) gut ablaufen können. Vorteile haben auch Ost- bzw. West-Dächer mit geringen Neigungen gegenüber stärkeren Neigungen. Je flacher diese Ost- bzw. West-Dächer sind, desto höher ist der Energieertrag (bei direkter Auflegung der Module). Auf jeden Fall sollte sich jeder, der ein Flachdach besitzt und an der Anschaffung einer Photovoltaik-Anlage interessiert ist, sowohl eine Ertragsprognose und eine Wirtschaftlichkeitsberechnung für direkt aufgelegte Module, als auch für aufgeständerte Module erstellen lassen. Für die Photovoltaik-Kalkulationsprogramme, die derzeit existieren (und die jedes seriöse PV-Unternehmen haben sollte), ist dies eine Sache von weniger als einer Stunde. Seite 19 von 20

5. Nachfolge-Experimente Wie bereits erwähnt, laufen derzeit Folge-Messungen mit umgekehrtem Teillast- /Nennlastverhalten. Mit Veröffentlichung der Ergebnisse ist Anfang 2010 zu rechnen. Außerdem werden derzeit zwei identische Systeme mit großen monokristallinen 180Wp- Modulen (ANTARIS ASM 180) erstellt. Beide Modulsysteme werden über Wechselrichter im Einspeisebetrieb arbeiten. Das eine System wird mit 6 Neigungswinkel, das andere mit 30 betrieben. Die Ausrichtung der beiden liegt bei Süd 0. Auch diese Ergebnisse werden Anfang 2010 veröffentlicht. 6. Equipment Gerät Produktbezeichnung Hersteller Digitalmultimeter VC 820 Conrad Dünnschichtmodul ASI30o07/122/115 Schott Solar Polykristallines Modul MSX-01F BP Solar Messkarte VM 110 Vellemann Globalstrahlungsmesser CMP C Kipp & Zonen Maßrechner D 233 Dell Datenerfassungssoftware VisualBasic 6.0 Microsoft Auswertungssoftware MS Excel 2003 Microsoft Seite 20 von 20