D. Kohake, T. Nierhoff

Langzeit-Betriebsverhalten und Abschattungsproblematik eines 100 kw p PV-Kraftwerks in Berlin 1. Einleitung D. Kohake, T. Nierhoff Fachhochschule Gelsenkirchen, Fachbereich Elektrotechnik Neidenburger Straße 10, 45877 Gelsenkirchen Tel.: 0209/ 9596-287; Fax: 0209/ 9592099 Auf den Flachdächern von drei Gebäudeteilen eines neu errichteten Dienstleistungszentrums der Bankgesellschaft Berlin wurde 1997 auf einer Fläche von ca. 1.500 m 2 eine Photovoltaikanlage errichtet. Die Gesamtleistung der Anlage von 100 kw p setzt sich aus zwei etwa gleich großen Teilanlagen mit monokristallinen Modulen zusammen, wobei die Module der einen Teilanlage von BP, die der anderen von Siemens stammen. Über zwei zentrale netzgeführte Wechselrichter wird der gewonnene Solarstrom in das Niederspannungsnetz des Dienstleistungszentrums eingespeist. Das Projekt wurde von der Europäischen Union gefördert (Fördernummer: SE 154/95, PV-Service Center of the Berlin Bank) und daher durch ein Anlagen-Monitoring begleitet, das im Auftrag der Europäischen Union von dem Forschungsbereich Solartechnik der Fachhochschule Gelsenkirchen durchgeführt wurde. Mit einem Betriebsdaten-Messsystem, das neben den erforderlichen Sensoren und Wandlern einen Datenlogger und eine Einheit zur Datenfernübertragung enthält, sind alle für eine Beurteilung der Photovoltaikanlage relevanten Daten regelmäßig erfasst und in 5-Minuten-Mittelwerten gespeichert worden. Die vorliegenden umfangreichen Betriebsdaten ermöglichen eine Datenanalyse und eine Beurteilung der Photovoltaikanlage. 2. Array Yield Faktor Y A Photovoltaische Systeme können über charakteristische Größen analysiert und charakterisiert werden. Dabei wird die Leistungsfähigkeit des Photovoltaik-Generatorfeldes üblicherweise über den Array Yield Faktor Y A beurteilt, der monatliche Mittelwerte der täglich gewonnenen Energie des Generatorfeldes (E A ) normiert auf die nominelle Leistung des Generators (P 0 ) unter Standart Test Bedingungen (STC) angibt (Y A = E A /P 0 ). In den Tabellen 1 und 2 ist Y A für die beiden Teilanlagen mit BP 585 Modulen und Siemens M 110 Modulen dargestellt. Monat 1998 1999 Januar 11,2 8,8 Februar 28,1 27,0 März 64,1 57,6 April 81,6 47,3 Mai 120,2 0,0 Juni 117,9 94,8 Juli 109,6 128,3 August 104,0 100,6 September 67,2 9,8 Oktober 35,0 0,2 November - 5,0 Dezember - 9,0 Mittelwert 73,9 40,7 Tabelle 1: Array Yield Faktor Y A [h] für BP 585-Module Monat 1998 1999 Januar 13,1 10,2 Februar 30,7 28,9 März 67,5 59,6 April 86,6 102,9 Mai 127,3 143,5 Juni 126,4 126,4 Juli 117,2 43,9 August 107,8 2,0 September 70,4 32,3 Oktober 37,8 49,5 November - 24,3 Dezember - 11,2 Mittelwert 78,6 52,9 Tabelle 2: Array Yield Faktor Y A [h] für Siemens M 110-Module

2 Aus der Definition des Faktors Y A ergibt sich seine Einheit zu kwh/kw P oder Stunden (h). Y A ist also ein Maß für die Volllaststunden des Generatorfeldes im jeweiligen Monat. Die fehlenden Daten für November und Dezember 1998 beruhen auf einem Ausfall des Messsystems. Im Vergleich der Systeme mit BP-Modulen und Siemens-Modulen zeigte sich 1998 im Jahresmittel (ohne Berücksichtigung der Monate November und Dezember) bei den Siemens-Modulen ein um ca. 6 % höherer Yield Faktor. Ähnliche Ergebnisse erhält man für das Jahr 1999, die Volllaststunden der Siemens-Module erreichen bessere Werte als die der BP-Module in den Monaten, in denen keine Anlagenstörungen auftraten. Allerdings ist hier ein direkter Vergleich durch mehrere Ausfälle der Wechselrichter schwierig. Die Differenzen in den Array Yield Faktoren der Anlagenfelder mit BP-Modulen und Siemens-Modulen lassen aber keinen Rückschluss auf die Qualität oder den spezifischen Energieertrag der einzelnen Modultypen zu, da die gesamte Photovoltaikanlage auf dem Dach des Bankgebäudes durch typische Abschattungseffekte beaufschlagt ist. Die Abschattung erfolgt durch ein östlich gegenüber liegendes Hochhaus und den Einfluss höherer Dächer auf tiefer liegende Dachflächen. Eine detaillierte Betrachtung des Gleichstromes einzelner Anlagenfelder im Tagesverlauf zeigt, dass in den Monaten Januar bis März alle Felder von Abschattungen betroffen sind. In den weiteren Monaten des Jahres sind insbesondere die Felder I (BP; 18,36 kw P ) und V (Siemens; 14,52 kw P ) betroffen. Von Januar bis Oktober 1998 betrugen die Einspeiseverluste durch Abschattung bei dem BP-System etwa 3% - 5% und bei dem Siemens-System etwa 4% - 6%. Die dargestellte Analyse eines Photovoltaiksystems über den Array Yield Faktor berücksichtigt nicht explizit die Anlagenverluste, die im System hinter den Generatorfeldern auftreten. Es werden daher zur Systemanalyse weitere Kenngrößen betrachtet, die alle Systemverluste enthalten. 3. System-Kenngrößen Y f, L C, L S Zu den besonders interessanten charakteristischen Größen bei einem netzgekoppelten System gehören Final Yield Y f, Capture Losses L C und System Losses L S. Y f stellt den monatlichen spezifischen Energieertrag dar, das heißt Y f gibt die monatlich pro kw P Anlagenleistung in das Versorgungsnetz eingespeiste Energie an. L C beschreibt die mit dem Betrieb des Generators verbundenen Verluste (Abschattungs-, Temperatur-, Missmatchingverluste und Beeinträchtigung durch Verschmutzung) und L S die Verluste, die im System hinter den Generatoren auftreten (Wechselrichter, Leitungsverluste). Die Summe von Y f, L C und L S, die der gesamten Höhe eines Balkens entspricht, steht für den Reference Yield Y r und damit für die unter idealen Bedingungen erzielbare spezifische Energie. Gesamt - System in 1998 16 1 1 10 Yield 8 6 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat des Jahres Yf (h) Ls (h) Lc (h) Abbildung 1: Final Yield Y f, Capture Losses L C und System Losses L S im Verlauf des Jahres 1998

3 Abbildung 1 macht die Variationen dieser charakteristischen Größen der gesamten PV-Anlage während eines Jahres deutlich. Abschattungen oder Systemfehler wie Wechselrichterausfälle machen sich durch steigende Verluste bemerkbar. In den Monaten mit geringer Sonneneinstrahlung verschlechtern auch sinkende Wechselrichterwirkungsgrade das Verhältnis von Y f zu L S und L C. Die Jahressummen der Kenngrößen Y f und Y r, die für 1998 der Abbildung 1 als Summe der Höhe der Monatsbalken entnommen werden können, geben die real eingespeiste spezifische Energie und die unter idealen Bedingungen pro Jahr erzielbare spezifische Energie wieder. Für Y f lässt sich aus Abbildung 1 ein Wert von ca. 680 kwh/kw P ermitteln, der gemessene Wert beträgt 682 kwh/kw P (s. Kapitel 5). Im Jahresmittel sind die Generatorverluste L C etwa doppelt so groß wie die Verluste L S, die hinter dem Generator auftreten. Gesamt - System in 1999 18 16 1 1 10 8 6 Januar Februar März April Mai Juni Juli Yield August September Oktober November Dezember Monat des Jahres Yf (h) Ls (h) Lc (h) Abbildung 2: Final Yield Y f, Capture Losses L C und System Losses L S im Verlauf des Jahres 1999 Die Analyse des Jahres 1999 ergibt bei einigen Monaten durch längere Ausfälle eines Wechselrichters ein besonders ungünstiges Verhältnis von real gewonnener Energie zu der unter idealen Bedingungen möglichen Energie. Aus detaillierten monatlichen Analysen z.b. der in das Netz eingespeisten Energie, aufgeteilt auf die Teilanlagen mit BP- und Siemens-Modulen, wird zusätzlich das Betriebsverhalten des PV- Kraftwerks verdeutlicht. Eine derartige Analyse kann über die häufig verwendete Kenngröße Performance Ratio erfolgen. 4. Performance Ratio PR Performance Ratio PR (PR = Y f /Y r ) ist das Verhältnis der real gewonnenen und z.b. durch Einspeisung in das Versorgungsnetz genutzten Energie zu der theoretisch unter idealen Bedingungen verfügbaren Energie des PV-Systems. Da PR dem Quotienten von Y f zu Y r entspricht, wird auch direkt das Verhältnis der entsprechenden Balkenhöhen in Abbildung 1 deutlich. Aus den Betriebsdaten ermittelte Kennwerte PR sind den Tabellen 3 und 4 zu entnehmen.

4 Monat 1998 1999 Januar 37,6 48,4 Februar 67,0 64,2 März 77,7 76,1 April 76,3 (36,0) Mai 74,5 - Juni 73,3 56,4 Juli 71,9 71,1 August 72,8 65,1 September 73,1 - Oktober 69,0 - November - (11,4) Dezember - 39,3 Mittelwert 69,3 60,1 Monat 1998 1999 Januar 41,0 52,3 Februar 70,1 65,3 März 78,4 76,4 April 78,2 76,9 Mai 76,4 75,4 Juni 76,1 73,5 Juli 74,6 (23,7) August 74,0 - September 73,7 (22,6) Oktober 70,1 68,1 November - 55,4 Dezember - 41,2 Mittelwert 71,3 64,9 Tabelle 3: Performance Ratio PR [%] für das BP 585-System Tabelle 4: Performance Ratio PR [%] für das Siemens M 110-System In den Monaten Januar, November und Dezember ergeben sich in beiden Jahren vergleichsweise niedrige Werte des Performance Ratio zwischen 37,6% und 55,4%. Hier werden erhöhte Systemverluste sichtbar, die unter anderem durch den schlechteren Wirkungsgrad der Wechselrichter bei geringer Bestrahlungsstärke und die bereits erläuterten Abschattungseffekte erklärbar sind. Die in Klammern gesetzten Werte werden nicht berücksichtigt, da in diesen Monaten der Wechselrichter zeitweise ausgefallen ist. Mit steigender Bestrahlungsstärke werden von Februar bis Oktober Werte zwischen 64,2% und 78,4% ermittelt. Diese Monate verdeutlichen die gerade bei Systemen mit Zentralwechselrichtern zum Teil schwer zu minimierenden Feldverluste (Missmatchingverluste, Abschattungsverluste, Leitungsverluste). Im Vergleich zu anderen Anlagen werden unter Berücksichtigung des Anlagenstandortes und der Abschattungseffekte, hervorgerufen durch die Installation auf unterschiedlichen Flachdächern, von Februar bis Oktober recht gute Werte für PR erreicht. An Photovoltaikanlagen mit optimierter Abstimmung aller Komponenten, einem Installationsort ohne Abschattung und relativ hoher Bestrahlungsstärke werden in Deutschland allerdings Performance Ratio Werte zwischen 70% und 85% im Jahresverlauf (siehe Jahresbericht SONNEonline, Wissenschaftliche Auswertung für 1998) oder sogar bei einer Anlage 73,6% im Dezember und 91,7% als maximaler Wert eines Monats ermittelt. Diese optimalen Werte, die zeigen, dass zeitweise Verluste eines Systems unter 10% erzielbar sind, können bei der Anlage der Bankgesellschaft Berlin durch den vorgegeben Standort und die baubedingten Gegebenheiten und Probleme nicht erreicht werden. Unter den gegebenen Standortbedingungen zeigen die ermittelten Performance Ratio Werte, dass die Photovoltaikanlage bezüglich der Auslegung keine Mängel aufweist. Fehlende PR-Werte einzelner Monate sind auf Ausfälle des Messsystems und der Wechselrichter zurückzuführen. Bei der Berechnung der Mittelwerte von PR wurden die Monate mit einem Totalausfall des Wechselrichters und die Monate mit den in den Tabellen in Klammern gesetzten sehr niedrigen Werten nicht berücksichtigt. Der Jahresverlauf des Performance Ratio für das gesamte PV-System und die Teilanlagen wird in den Abbildungen 3 und 4 ersichtlich. Als Referenzgrößen sind neben PR die Sonneneinstrahlung und die mittleren Modultemperaturen in die Diagramme aufgenommen worden. Durch die relativ geringen Differenzen zwischen dem PR der gesamten Anlage und der Teilanlagen werden die Unterschiede in Abbildung 3 nicht deutlich, sondern erst bei dem direkten Vergleich über die Tabellen 3 und 4.

5 System - Charakteristik (PR) in 1998 E Sonne (kwh/m 2 ) 16 1 1 10 8 6 9 8 7 6 5 3 1 Januar Februar Maerz April Mai Juni Juli August September PR(%);T( C) Oktober ESonneHoriz/kWh/m2 ESonneModul/kWh/m2 Mittel Temp_Modul(BP585)/ C Mittel Temp_Modul(M110)/ C PR ges. PR (BP585) PR (M110) Abbildung 3: Energiedichte in horizontaler Ebene E SonneHoriz und in Modulebene E SonneModule, mittlere Temperatur der Module von BP und Siemens und Performance Ratio PR der Gesamtanlage und der Teilanlagen für 1998. System - Charakteristik (PR) in 1999 E Sonne (kwh/m 2 ) 18 16 1 1 10 8 6 9 8 7 6 5 3 1 Januar Februar Maerz April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember PR(%);T( C) ESonneHoriz/kWh/m2 ESonneModul/kWh/m2 Mittel Temp_Modul(BP585)/ C Mittel Temp_Modul(M110)/ C PR ges. PR (BP585) PR (M110) Abbildung 4: Energiedichte in horizontaler Ebene E SonneHoriz und in Modulebene E SonneModule, mittlere Temperatur der Module von BP und Siemens und Performance Ratio PR der Gesamtanlage und der Teilanlagen für 1999

6 5. Energiebilanzierung Die Güte eines photovoltaischen Systems wird neben den eigentlichen Wirkungsgraden der Komponenten durch spezifische Energieverluste bestimmt. Verluste treten im Generator auf als sogenannte Feldverluste (Ev_Gen: Missmatchingverluste, Abschattungsverluste, Leitungsverluste), durch temperaturbedingte Leistungsreduzierungen des Generators (Ev_Gen (Temp)) und als Verluste im Wechselrichter (Ev_WR). Diese Energieverluste sind in den Abbildungen 5 und 6 gemeinsam mit der eingespeisten Energie (EAC) und normiert auf jeweils 100 % für das Siemens-System und ein 300 W P System mit einem Modul und einem Wechselrichter entsprechender Leistung dargestellt. Prozentualer Anteil 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Energiebilanzierung für verschiedene Bereiche der Bestrahlungsstärke Siemens-System 20-100 100-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-800 800-900 > 900 Bereich der Bestrahlungsstärke in W/m 2 Ev_Gen Ev_Gen (Temp) Ev_WR EAC Abbildung 5: Energiebilanz bei unterschiedlichen Bestrahlungsstärken für das Siemens-System Energiebilanzierung für verschiedene Bereiche der Bestrahlungsstärke eines PV-Systemes bestehend aus 1 Modul und 1 Wechselrichter Prozentualer Anteil i 10 9 8 7 6 5 3 1 < 100 100-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-800 800-900 > 900 Bereich der Bestrahlungsstärke in W/m 2 Ev_Gen Ev_Gen (Temp) Ev WR EAC Abbildung 6: Energiebilanz bei unterschiedlichen Bestrahlungsstärken für ein optimiertes System Aus den Abbildungen ist deutlich ersichtlich, dass ein optimiertes System mit geringen Verlusten durch die Verkabelung und ohne Abschattung in der Energiebilanz deutliche Vorteile zeigt. Auch der Einfluss steigender Temperaturen mit zunehmender Bestrahlungsstärke wird durch wachsende Generatorverluste deutlich, sowie die Minimierung von Feldverlusten (hier in erster Linie Missmatchingverluste) in PV- Systemen mit kleineren Generatoreinheiten vor dem Wechselrichter. Im Bereich geringer Bestrahlungsstärken treten bei dem Siemens-System Verluste auf, die etwa 47% der ideal erreichbaren Energie entsprechen, der geringste Verlustanteil wird mit ca. 22% erreicht.

7 Bei der Berechnung des Performance Ratio geht neben der Relativierung durch die eingestrahlte Sonnenenergie die von einer Photovoltaikanlage bei reiner Netzkopplung in das Netz eingespeiste Energie als bestimmender Faktor ein. In der Praxis wird als leicht verständliche Vergleichsgröße verschiedener Anlagen häufig die während eines Jahres in das Versorgungsnetz eingespeiste Energie relativiert auf eine Anlagengröße von 1 kw P verwendet. Man erhält mit diesem spezifischen Ertrag der Anlage ( Jahressumme der Monatswerte Y f ; s. Kapitel 3) ein zu PR ähnliches Beurteilungskriterium. Die gemessenen Jahressummen der in das Versorgungsnetz eingespeisten Energie bezogen auf 1 kw P betragen bei der Berliner Anlage 1998 682 kwh/kw P und 1999 485 kwh/kw P. Man erwartet spezifische Erträge zwischen 700 und 800 kwh/kw P. Unter den oben beschriebenen optimalen Bedingungen werden sogar 890 kwh/kw P erreicht. Der berechnete spezifische Ertrag der Berliner Anlage ist 1998 niedriger als erwartet, da die Monate November und Dezember durch den Ausfall des Messsystems nicht berücksichtigt werden können. 1999 bewirken die Ausfälle der Wechselrichter den niedrigeren Anlagenertrag. Rechnet man die Daten des Jahres 1998 mit den Daten der Monate November und Dezember des Jahres 1999 hoch, so erhält man einen spezifischen Ertrag von 707 kwh/kw P. Dieser spezifische Ertrag der Gesamtanlage ist unter Berücksichtigung der auftretenden Energieverluste als guter Wert im Mittelfeld vergleichbarer Anlagen einzuschätzen. 9 8 Performance Ratio für Betriebszeiten annähernd gleicher Betriebsbedingungen und Einstrahlungen höher 500 W/m 2 191 h 73 h 128 h 7 PR in % 6 5 3 75.62 78.06 75.91 77.39 75.17 75.22 1 1998 1999 2000 PR BP585 PR M110 Abbildung 7 : Performance Ratio für Betriebsbedingungen ohne Abschattung und Einstrahlungen oberhalb von 500 W/m 2 Die Photovoltaikanlage der Bankgesellschaft bietet sich durch ihre Aufteilung in zwei etwa gleich große Teilanlagen mit BP 585 Modulen und Siemens M 110 Modulen für einen Vergleich der beiden Modultypen an. Der Vergleich muss so durchgeführt werden, dass Betriebsbedingungen, die beide Teilanlagen unterschiedlich betreffen, keine Rolle spielen. In Abbildung 7 sind daher Performance-Ratio Werte für Betriebsbedingungen ohne Abschattung und Einstrahlungen oberhalb von 500 W/m 2 für beide Teilanlagen dargestellt. In den Jahren 1998 und 1999 zeigen sich leichte Vorteile, das heißt bessere Energieerträge, für die Siemens Module. Die Unterschiede sind aber gering und in den vorliegenden Daten von 2000 nicht sichtbar. Eine eindeutige Aussage zugunsten eines Modultyps ist daher nicht möglich. 6. Anlagen-Funktionskontrolle über System-Kenngrößen Mit der erhöhten Einspeisevergütung des Erneuerbare Energien Gesetzes wird die fehlerfreie Funktion einer Photovoltaikanlage besonders interessant. Eine möglichst permanente Überwachung geeigneter Anlagendaten lässt einen Fehler schnell erkennbar werden. Leicht zu überwachen ist die Anlagenleistung in Abhängigkeit von der Bestrahlungsstärke. Abbildung 8 zeigt eine breite Streuung der normierten Leistungsmittelwerte der Siemens-Teilanlage als Funktion der Bestrahlungsstärke im Januar 2000. Ursache der breiten Streuung ist neben der geringen Einstrahlung im Januar ein Ausfall der Teilanlage über zwei Tage im Januar. Der Ausfall wird deutlich sichtbar durch die Diagrammpunkte mit fehlender Anlagenleistung bei einer Bestrahlungsstärke zwischen 350 und 500 W/m 2.

8 Ein störungsfreier Betrieb wird in Abbildung 9 durch relativ eng beieinander liegende mit steigender Bestrahlungsstärke nahezu linear anwachsende Messwerte deutlich. Eine Analyse des Leistungsanstiegs und der Streubreite der Messdaten über einen längeren Zeitraum ermöglicht anlagenspezifisch abhängig von der Bestrahlungsstärke die Vorgabe von Leistungssollwerten. Werden die Sollwerte nicht erreicht, kann automatisch die Meldung einer Funktionsstörung generiert werden. Normierte Leistungsmittelwerte P A /P 0 in Abhängigkeit von der Bestrahlungsstärke G I. Siemens-System im Januar 2000 P A /P 0 0.45 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0 100 200 300 400 500 600 G I [W/m 2 ] Abbildung 8: Normierte Leistungsmittelwerte P A /P 0 in Abhängigkeit von der Bestrahlungsstärke G für das Siemens-System im Januar 2000 Normierte Leistungsmittelwerte P A /P 0 in Abhängigkeit von der Bestrahlungsstärke G I. Siemens-System im Mai 2000 P A /P 0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 200 400 600 800 1000 1200 G I [W/m 2 ] Abbildung 9: Normierte Leistungsmittelwerte P A /P 0 in Abhängigkeit von der Bestrahlungsstärke G für das Siemens-System im Mai 2000 Die Analyse der zweijährigen Monitoringphase der Photovoltaikanlage der Bankgesellschaft Berlin macht über typische Anlagenkennwerte deutlich, dass alle Anlagenkomponenten normales Betriebsverhalten aufweisen. Der im Jahresverlauf auftretende Wertebereich der Kennwerte Y A und PR entspricht dem vergleichbarer Photovoltaikanlagen. Durch den Einfluss typischer innerstädtischer Abschattungen wird der Energieertrag gemindert. Die ständige Anlagenüberwachung über das Betriebsdaten-Messsystem hat den zeitweisen Ausfall der Wechselrichter schnell signalisiert und so den Vorteil einer Anlagenüberwachung deutlich gemacht. Ohne ein derartiges System wären noch längere Ausfallzeiten der Wechselrichter und größere Minderungen des Energieertrags aufgetreten.