Ist ein festes noch ein zeitgemäßes Auslegungskriterium? Thomas Straub, Matthias Hartmann, Joachim Laschinski SMA Solar Technology AG Sonnenallee1, D 34266 Niestetal Fax: +49 561 9522-3129 E-Mail: Thomas.Straub@SMA.de Internet: www.sma.de Bei der Planung von PV-Anlagen wird die benötigte Wechselrichter-Leistung immer noch häufig nach Faustregeln festgelegt. Diese Regeln sind zwar einfach in der Anwendung, sie gelten normalerweise aber nur bei idealer Ausrichtung des PV-Generators sowie für bestimmte Regionen und wirtschaftliche Randbedingungen. Die zunehmend wichtigen Potentiale zur Reduzierung der Systemkosten lassen sich so nicht ausschöpfen. In dieser Arbeit wird ein neues Verfahren zur Bestimmung der optimalen Wechselrichterdimensionierung beschrieben, das sowohl ökonomische Aspekte als auch Standort, Ausrichtung und Konfiguration der PV-Generatoren berücksichtigt. Es basiert auf dem Energienutzungsfaktor als zeitgemäßem Auslegungskriterium. Einleitung In Mitteleuropa werden die Wechselrichter der meisten PV-Anlagen unterdimensioniert, was einem Leistungsverhältnis kleiner als 100 % entspricht [1, 2, 3, 6]. Bezogen auf das hier verwendete (NLV) beträgt der empfohlene Dimensionierungsbereich 90 % (wirtschaftliche Auslegung) bis 110 % (energetische Auslegung), wobei das NLV als Verhältnis der maximalen DC-Leistung des Wechselrichters zur Peak-Leistung des angeschlossenen PV-Generators definiert ist. Diese Empfehlung wurde für einfach aufgebaute PV-Anlagen mit optimaler Ausrichtung entwickelt und bezieht sich hinsichtlich des wirtschaftlichen Optimums auf die Systemkosten und Einspeisetarife in Deutschland aus dem Jahr 2000. Leider wird dieser feste Auslegungsbereich von vielen Planern in der Praxis als allgemeingültig angesehen. Insbesondere auf Grund der steigenden Anforderungen an die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen darf bei einer kostenoptimierten Auslegung des Wechselrichters jedoch nicht nur die Peak-Leistung des PV-Generators betrachtet werden: Es gibt eine Reihe weiterer wichtiger Einflussgrößen wie die Ausrichtung und Konfiguration des PV-Generators bzw. der Teilgeneratoren, die klimatischen Bedingungen des Standorts oder die Bereitstellung von Blindleistung. Diese Faktoren haben nicht nur Einfluss auf den Energieertrag, sondern auch auf die Wechselrichterdimensionierung [4, 5, 6].
Das wirtschaftliche Optimum hängt zudem von den aktuellen Einspeisetarifen sowie der Zusammensetzung der Systemkosten ab, insbesondere vom Kostenverhältnis zwischen Wechselrichter, PV-Modulen und Installation [7]. Aus diesen Gründen ist ein festes nicht geeignet, für jede PV-Anlage die wirtschaftlichste Auslegung zu finden. Hierzu werden neue Verfahren benötigt, welche sowohl ökonomische Aspekte als auch Standort, Ausrichtung und Konfiguration der PV-Generatoren berücksichtigen, aber trotzdem einfach in der Anwendung bleiben. Heute wird in der Regel Software zur Auslegung von PV-Anlagen und zur Simulation der möglichen Energieerträge eingesetzt. Wie diese Arbeit zeigt, liefert gerade die Zeitschrittsimulation der PV-Generatorleistung die notwendigen Informationen für die Berechnung des wirtschaftlich optimalen ses. Wirtschaftlichkeit Voraussetzung für die Beurteilung der Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage ist das Vorhandensein eines geeigneten Modells, das sowohl den Ertrag als auch die Investitionskosten berücksichtigt. In diesem Beitrag wird die sogenannte Produktivität betrachtet, die angewendet auf eine PV-Anlage als Quotient aus monetärem Ertrag und Systemkosten definiert wurde. Die Systemkosten setzen sich aus den Wechselrichterkosten (die hauptsächlich von der AC-Leistung der verbauten Wechselrichter abhängen) und den Kosten für Beschaffung, Installation und Wartung der PV-Module (im Wesentlichen proportional zur installierten Peak-Leistung) zusammen. Im Folgenden wurde von einer konstanten Einspeisevergütung pro kwh ausgegangen, so dass sich ein finanzieller Ertrag ergibt, der sich proportional zum Energieertrag der Anlage verhält. Abbildung 1 zeigt Simulationsergebnisse, die mit der PV-Anlagen- Auslegungssoftware Sunny Design 2.30 der SMA Solar Technology AG für eine PV-Anlage in Kassel mit idealer Ausrichtung des PV-Generators gewonnen wurden. Die Zusammensetzung der Systemkosten wurde so gewählt, dass das oben erwähnte ökonomische Optimum (d. h. die maximale Produktivität) in etwa bei einem NLV von 90 % erreicht wird. Dieses Szenario kommt in der gesamten Arbeit zum Einsatz. Die Form der Produktivitätskurve wird stark durch den Energieertrag beeinflusst: Bei niedrigen sen führen Energieverluste aufgrund der Leistungsbegrenzung durch den Wechselrichter zu einer sinkenden Produktivität. Bei hohem (größerer Wechselrichter) kommt es durch zwei Effekte zu einer geringeren Produktivität: 1. Der häufigere Betrieb des Wechselrichters in Teillast 2. Der steigende Anteil der Wechselrichterkosten am Gesamtsystem
kwh/ kwp Ertrag / Systemkosten [a.u.] 955 Spez. Energieertrag 101% Produktivität 945 100% 935 Leistungsbegrenzung des Wechselrichters Teillast- Wirkungsgrad 99% 925 70% 80% 90% 100% 110% 120% 98% 70% 80% 90% 100% 110% 120% Abbildung 1: Darstellung des spezifischen Energieertrags und der Produktivität als Funktion des ses. Für den maximalen spezifischen Energieertrag ergibt sich ein anderes optimales als für die maximale Produktivität. Energienutzung Bei PV-Generatoren, die von der idealen Ausrichtung abweichen, fallen Energieproduktion und Maximalleistung im Vergleich zur idealen Ausrichtung niedriger aus. Dies erlaubt eine deutlichere Unterdimensionierung des Wechselrichters ohne zusätzlichen Energieverlust durch Leistungsbegrenzung. Was aber ist ein geeignetes Maß zur Quantifizierung dieses Verhaltens? Es wird ein Parameter benötigt, der von der spezifischen Leistungscharakteristik des PV- Generators und dem typischen Verhalten von Wechselrichtern bei Leistungsüberlast abhängt. Ein solcher Parameter ist der Energienutzungsfaktor (ENF). Er beschreibt den Anteil des jährlichen PV-Energieertrags, den der Wechselrichter bei einem bestimmten verarbeiten kann. Die Energienutzung berücksichtigt somit insbesondere die DC-Energieverluste infolge der Leistungsbegrenzung durch den Wechselrichter. Bei Überlast des Wechselrichters kann nur ein Teil der PV-Energie verarbeitet werden. Die Energienutzung kann aus der diskreten Energieverteilung des PV-Generators als Funktion der PV-Leistung berechnet werden (siehe Gleichungen unten), wobei k die Leistungsklasse der Energieverteilung ist. Die Eingangsgröße für diese Energieverteilung ist die Zeitschrittsimulation der PV-Leistung des Generators über ein Jahr, die ihrerseits insbesondere die Ausrichtung und die klimatischen Bedingungen berücksichtigt. Im Gegensatz zum energetischen Nutzungsgrad nach Jantsch et al. [10] ist der ENF damit im Wesentlichen nur von den Eigenschaften des PV-Feldes abhängig. k m 1 k m ENF ( k) E( j) E( j) mit Egesamt Egesamt j1 jk1 j E( j) j1 Teillast Leistungsbegrenzung
Energienutzung PV Energie E Eine beispielhafte PV-Energieverteilung ist in Abbildung 2 zu sehen. Die Energienutzung steigt mit höheren sen monoton an und erreicht bei der höchsten Leistungsabgabe des PV-Generators 100 %. 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 P/ P peak Abbildung 2: Beispiel für eine PV-Energieverteilung als Funktion der normierten PV-Leistung (Balken) in Kombination mit der resultierenden Energienutzung (Linie). Ergebnisse Im Folgenden wird die optimale Wechselrichterdimensionierung für verschiedene Ausrichtungen und Anlagenstandorte in Bezug auf das oben beschriebene Produktivitätsmaximum beschrieben. Dazu wurden wiederum Zeitschrittsimulationen mit Sunny Design durchgeführt. Die Ergebnisse wurden anschließend in Beziehung zum entsprechenden ENF gesetzt. Abbildung 3 zeigt auf der linken Seite die Ergebnisse für drei verschiedene PV- Generator-Ausrichtungen in Kassel. Produktivität und spezifischer Energieertrag wurden beide zur besseren Vergleichbarkeit auf einen Maximalwert von 1 normiert. Auf der Grundlage des oben beschriebenen Kostenszenarios liegt das ökonomische Optimum bei idealer Ausrichtung (Süden, 30 Neigung) bei einem NLV von 89 %. Bei einem westausgerichteten PV-Generator (40 Neigung) verschiebt sich das Produktivitätsmaximum auf ein niedrigeres NLV von 80 %. Bei der Simulation mit zwei Teilgeneratoren (einmal Ost- und einmal Westausrichtung), die mit einem gemeinsamen Wechselrichter betrieben werden, sinkt das optimale NLV sogar auf 61 %. Dies liegt daran, dass die Leistungsmaxima der beiden Teilgeneratoren zeitlich nicht zusammenfallen. Daraus resultiert im Vergleich zu einem westausgerichteten Generator mit derselben Peak-Leistung eine breitere Leistungsverteilung während eines Tagesganges bei einer insgesamt geringeren PV-Maximalleistung [8].
Normierte Produktivität Energienutzung 100% Unterschiedliche PV-Generator- Ausrichtungen, Kassel 99,8% Unterschiedliche Standorte, optimale Ausrichtung 99% 98% 100% 99% Süd, 30 West, 40 Ost/ West, 40 98% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 60% 70% 80% 90% 100% 110% Abbildung 3: Links: Simulationsergebnisse für die Produktivität und die Energienutzung bei unterschiedlicher PV-Generator-Ausrichtung in Kassel. Die maximale Produktivität entspricht in allen drei Fällen in etwa dem gleichen Energienutzungsfaktor (99,8 % bei der oben beschriebenen Zusammensetzung der Systemkosten). Rechts: Die Beziehung zwischen Produktivitätsmaximum und Energienutzungsfaktor gilt auch bei Standorten mit sehr unterschiedlichen Einstrahlungsverhältnissen. Für die PV-Generatoren wurde die jeweils optimale Ausrichtung gewählt. Obgleich das optimale bei den drei Szenarien sehr unterschiedlich ausfällt, gilt für alle ein fast identischer Energienutzungsfaktor von ca. 99,8 % im Produktivitätsmaximum. Zu ähnlichen Ergebnissen kommt man auch bei Standorten mit unterschiedlichen Einstrahlungsverhältnissen, wie aus dem rechten Diagramm in Abbildung 3 hervorgeht. Hier wurden PV-Anlagen mit idealer Ausrichtung in Helsinki (Finnland) und La Paz (Bolivien) simuliert und mit den oben dargestellten Ergebnissen für Kassel verglichen. Wie zu erwarten war, weicht das optimale NLV deutlich vom NLV für Kassel ab und liegt für Helsinki bei 83 % (geringe Einstrahlung) und für La Paz bei 101 % (hohe Einstrahlung). Aber auch hier fällt das optimale NLV jeweils mit einem ENF von ca. 99,8 % zusammen. Kassel Helsinki La Paz Diskussion Es ist offensichtlich, dass der Zusammenhang zwischen dem Produktivitätsmaximum und dem entsprechenden ENF unabhängig vom Standort und der Ausrichtung des PV-Generators ist. Dies lässt den Schluss zu, dass der ENF im Vergleich zur
Verwendung fester Leistungsverhältnisse ein deutlich besseres Maß für die Dimensionierung des Wechselrichters ist, da dieser die spezifischen Merkmale des PV-Feldes berücksichtigt. Die wirtschaftlich optimale Dimensionierung des Wechselrichters ist durch einen spezifischen ENF charakterisiert, der in der oben beschriebenen Methode dem Produktivitätsmaximum entspricht. Dieses Optimum ist seinerseits von verschiedenen Einflussfaktoren abhängig, insbesondere von der aktuellen Einspeisevergütung und von der Zusammensetzung der Systemkosten. Konkrete regionale Empfehlungen des wirtschaftlichsten ENF sind sinnvoll, da sich diese je nach Standort der PV-Anlage beträchtlich unterscheiden können. Weitere Einflussparameter sind der Wirkungsgrad des Wechselrichters und die Methode der Blindleistungseinspeisung, wie in [6] erörtert wird. Zudem muss bei der Simulation die zeitliche Mittelung der Einstrahlungsdaten genau betrachtet werden, da sie nicht unerheblichen Einfluss auf die Energieverteilung [9] und damit auf die resultierende Energienutzungsfunktion hat Zusammenfassung Der Einsatz moderner Auslegungssoftware ermöglicht die anlagenspezifische Ermittlung des ökonomischsten ses. Dieses kann anhand eines gegebenen Energienutzungsfaktors bestimmt werden, der im Wesentlichen von der Zusammensetzung der Systemkosten abhängt. Im Unterschied zur üblichen Praxis (Standardwert für das ) lässt sich dieses neue Auslegungsverfahren auf jede PV-Anlage anwenden, unabhängig vom Standort und der Ausrichtung der PV-Module sowie der Konfiguration der Teilgeneratoren. Neue Potentiale zur Reduzierung der Systemkosten können auf diese Weise dargestellt und nutzbar gemacht werden. Die sich dabei ergebende wirtschaftlichste Wechselrichter-Leistung liegt in der Regel unter derjenigen, die mit herkömmlichen Auslegungsverfahren ermittelt wird. Daher trägt der hier vorgestellte Ansatz dazu bei, die Anschaffungskosten von PV-Anlagen zu senken und sollte für jeden Anlagenplaner von großem Interesse sein. Ein festes kann somit als nicht mehr zeitgemäßes Auslegungskriterium angesehen werden. Literatur [1] A. Woyte et al.: Unterdimensionierung des Wechselrichters bei der Netzkopplung Wo liegt das Optimum?, 18. PV-Symposium Bad Staffelstein, 2003 [2] B. Hemmann,, M. Zehner, G. Wirth: Die geglückte Beziehung ; Sonne Wind & Wärme, 8-2009
[3] G. Wirth et al.: Field Study on Changing Grid Requirements due to High PV Penetration, 26th EU PVSEC; 5.-8. September 2011, Hamburg, Germany [4] A. Wagner, J. Laschinski: Matchverluste bei Ost-West-Generatoren mit nur einem Wechselrichter, 20. PV-Symposium Bad Staffelstein, 2005 [5] D. Staudacher: Inverter with multiple MPP Trackers: Requirements and state of the art solutions, 2nd Inverter and PV System Technology Forum; 23.-24. January 2012, Berlin, Germany [6] T. Stetz et al.: Cost-Optimal Inverter Sizing for Ancillary Services Field Experience in Germany and Future Considerations ; 26th EU PVSEC; 5.-8. September 2011, Hamburg, Germany [7] J. Mondol: Sizing of grid-connected photovoltaic systems, The International Society for Optical Engineering. SPIE Newsroom., 3 pp, (2007) DOI: 10.1117/2.1200704.0612 [Internet-Publikation] Con formato: Inglés (Estados Unidos) [8] Th. Straub, J. Laschinski, M. Hartmann, C. Merz, A. Umland, M. Walter: Auslegung von PV-Anlagen im Polystring-Betrieb - Eigenverbrauchsoptimierung vs. Mismatch-Verlust, 27. PV-Symposium Bad Staffelstein, 2012 [9] B. Burger, R. Rühter: Inverter sizing of grid-connected photovoltaic systems in the light of local solar resource distribution characteristics and temperature, Elsevier Solar Energy, issue 80 (2006), page 32-45. 2006 [10] M. Jantsch, H. Schmidt, J. Schmid: Einfluß von Qualität und Auslegung der Systemkomponenten auf die Energiebilanz von Photovoltaik-Anlagen, 8. Nationales Symposium Photovoltaische Energie, Bad Staffelstein, 1993