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Dissertationen

Doktorarbeit von B. Zinßer 2011 Stuttgart

Jahresenergieerträge unterschiedlicher Photovoltaik-Technologien bei verschiedenen klimatischen Bedingungen


Abstract:
Es ist sowohl für Ingenieure als auch für Investoren sehr wichtig zu wissen, welche Energiemenge E [kWh] eine Photovoltaik(PV)-Anlage im realen Betrieb ins Stromnetz einspeist. Hintergrund ist meist die Frage nach den Kosten für den Solarstrom in €ct/kWh. Zu Vergleichszwecken, sowohl des Energieertrags E, der Leistung P, als auch der Anschaffungskosten spielt dabei insbesondere die Normierung auf die Bezugsgröße der Nominalleistung PSTC [kWp] bei Standardtestbedingungen (STC) eine große Rolle. Das Datenblatt gibt den Wirkungsgrad h von PV-Modulen meist nur für Standardtestbedingungen im Labor an. In der Praxis verursachen erhöhte Modultemperaturen T, schwächere Einstrahlung G und ein anderes Spektrum des Lichts Abweichungen vom Wirkungsgrad h unter Standardtestbedingungen; letztere kommen im realen Betrieb in Deutschland praktisch nie vor. In sonnigeren, südlichen Ländern variieren die Betriebsbedingungen noch stärker als in Deutschland, wodurch die Auswirkungen solcher Variationen auf den Jahresenergieertrag EJahr dort größer sind. Zur Klärung der Frage, welche PV-Technologie unter welchen klimatischen Bedingungen den höchsten Jahresenergieertrag EJahr erzeugt, wurden im Rahmen dieser Dissertation dreizehn verschiedene PV-Systeme unterschiedlicher Technologie in Stuttgart, Nikosia und Kairo aufgebaut und mit einer umfangreichen Messtechnik für Wetter- und Systemdaten ausgestattet. Dieser neue Testaufbau ist der umfangreichste PV-Technologievergleich, welcher bisher mit unterschiedlichen PV-Technologien an drei klimatisch verschiedenen Standorten durchgeführt wird. Dabei kommen sowohl mono- und multikristallines Silizium (Si) als auch verschiedene Dünnschicht-Technologien (amorphes-Si, Cu(InGa)Se2 (CIGS) und CdTe) zum Einsatz. Alle Anlagen haben eine Nominalleistung von ca. einem Kilowatt Spitzenleistung (PSTC = 1 kWp) und sind identisch aufgebaut. Diese Arbeit untersucht mehrere Möglichkeiten, den Jahresenergieertrag einer PV-Anlage im Voraus zu bestimmen und vergleicht die modellierten Erträge mit den tatsächlich gemessenen. Zunächst wird das Temperatur- und Schwach­licht­verhalten aus den gemessenen Felddaten extrahiert. Die Felddatenauswertung bestätigt die in der Literatur oft genannten, deutlich besseren Temperaturkoeffizienten g der Dünnschicht-Technologien. Es zeigt sich, dass die Temperaturkoeffizienten g auch sehr stark vom Einfallswinkel AOI und vom Spektrum des Lichts abhängen. Hierdurch kann fälschlicherweise eine starke Einstrahlungsabhängigkeit der Temperaturkoeffizienten g vermutet werden, welche bei konstantem Spektrum und Einfallswinkel AOI nicht auftritt. Trotz Berücksichtigung von Einfallswinkel AOI und Luftmasse AM ergibt die Auswertung für identische Modultypen in Nikosia deutlich ungünstigere Temperaturkoeffizienten g in Stuttgart. Die Modellierung zeigt, dass sich der Temperaturkoeffizient g in Nikosia aufgrund höherer Temperaturen T ca. drei mal stärker auf den Jahresenergieertrag EJahr auswirkt als in Stuttgart. Für die meisten Technologien ist der Effekt auf den Ertrag durch unterschiedliche Temperaturkoeffizienten g jedoch relativ klein. Lediglich für die HIT-Technologie und die Dünnschicht-Technologien zeigen sich tendenziell Vorteile beim Jahresenergieertrag EJahr. Die HIT-Technologie zeigt auch ein besseres Schwachlichtverhalten gegenüber den übrigen kristallinen Si-Technologien, die alle ein ähnliches Schwachlichtverhalten zeigen. Die CIGS-Technologie weist im Feld ein zum Labor entgegengesetztes Schwachlichtverhalten auf. Im Feld ändert sich mit der Einstrahlungsintensität G auch das Spektrum, dessen Einfluss größer ist als das rein intensitätsabhängige Schwach­lichtverhalten im Labor. Im Feld zeigen die amorphen Si- und CdTe-Technologien ein deutlich günstigeres Schwach­lichtverhalten als die kristallinen Si-Module. Es zeigt sich, dass die Abschätzung der Jahresenergieerträge EJahr mit der Performance Ratio PR bereits sehr gute Prognosen liefert, für kristalline Si-Technologien mit ±4% Fehler und für Dünnschichtmodule mit einem Fehler zwischen -5 und +8%. Zur genauen Prognose sollte die Performance Ratio PR jedoch an einem vergleichbaren Standort ermittelt sein. In Nikosia ist die Performance Ratio PR, und damit die Jahresenergieerträge EJahr, aufgrund höherer Temperaturen T ca. zwei Prozentpunkte niedriger als in Stuttgart. Die Modellierung der Jahresenergieerträge EJahr mithilfe einer Zeitschrittsimulation in 15-Minutenschritten ohne Berücksichtigung der Temperatureffekte weist in Stuttgart einen durchschnittlichen Fehler von +15% auf. In Nikosia ist der Fehler aufgrund ca. 12 K höherer Temperaturen T um drei Prozentpunkte größer. Die Berücksichtigung der Modul-, oder noch besser der Solarzellentemperatur TZelle, verringert den Fehler der Prognose auf +12 bzw. +10%. Für die Modellierung der Jahresenergieerträge EJahr zeigt sich, dass der europäische bzw. kalifornische Jahreswirkungsgrad hWR den Wechselrichter ausreichend genau beschreibt. Die Wechselrichter-Wirkungsgrade müssen jedoch passend für den Spannungsbereich des PV-Systems aus den Datenblättern entnommen werden, da hier durchaus drei Prozentpunkte Unterschied bestehen. Die Berücksichtigung der Oberflächenreflexion der Module bei der Modellierung verringert den Fehler der Jahresenergieertragsprognose um ca. drei Prozentpunkte auf 8% in Stuttgart und 7% in Nikosia. Misst ein Einstrahlungssensor aus kristallinem Si mit modulähnlichem Aufbau und Reflexionsverhalten die globale Einstrahlung G, anstelle eines Pyranometers, so verbessert sich der Prognosefehler in Stuttgart auf 6% und in Nikosia auf 7%. Die Modellierung des Jahresenergieertrages EJahr mit dem Ein-Dioden-Modell, mit Hilfe von Parametern, die aus gemessenen Strom-/Spannungskennlinien bestimmt wurden, brachte im Vergleich zur linearen Abhängigkeit der PV-Modulleistung von Einstrahlung und Temperatur P(G, T) keine Vorteile. Für amorphe Si- und CdTe-Module ist das Ein-Dioden-Modell nicht geeignet. Den größten Einfluss auf die Bestimmung des Jahresenergieertrages EJahr hat, neben der örtlichen Einstrahlung G und Verschmutzung, die Toleranz der Nominalleistung PSTC der PV-Module. Die Datenblätter geben die Leistung PN mit Toleranzen zwischen -0/+2,5% bis ±10% an. Nimmt man eine übliche Toleranz von ±5% mit einem zusätzlichen Fehler von ±2% bei der Energiemessung an, so können sich zwei PV-Systeme um bis zu 14% im Jahresenergieertrag EJahr unterscheiden, ohne dass dies auf die PV-Technologie zurückgeführt werden kann. Leistungsmessungen der Hersteller und Prüflabors weisen Toleranzen von -1,5/+2,6% für kristalline Si-Module und von ±6% für Dünnschichtmodule auf. Trotz der kleineren Fehlerbalken für die Module sind die Unterschiede im Jahresenergieertrag EJahr immer noch deutlich geringer als die Fehlerbalken. Eigene Leistungsbestimmungen aus den Felddaten mit einem Fehler von ±3,6% zeigen insbesondere bei den Dünnschichttechnologien starke Abweichungen von den Herstellerangaben der Nominalleistung PN. Vor allem bei den amorphen Si-Technologien führt die bis zu 20% geringere Nominalleistung PFeld zu deutlich höheren spezifischen Energieerträgen. Die multikristallinen Si-Technologien zeigen untereinander kaum Unterschiede im Energieertrag. Die PV-Anlagen erzeugen in Stuttgart im langjährigen Mittel einen Jahresenergieertrag EJahr von ca. 1000 kWh/kWp. In Nikosia ist der Ertrag mit ca. 1650 kWh/kWp um 65% größer. In Kairo beträgt der Jahresenergieertrag EJahr aufgrund starker Verschmutzung durch Sandstaub lediglich ca. 1300 kWh/kWp. Nach zwei Monaten vermindert der Staub die Leistung um 25%, so dass in Kairo eine regelmäßige Reinigung der Module unerlässlich ist. Als wesentliches Ergebnis dieser Arbeit lässt sich feststellen, dass die vom Hersteller angegebene Nominalleistung PSTC mit ihren Toleranzen, neben der Verschmutzung, den größten Einfluss auf den normierten Jahresenergieertrag EJahr einer Photovoltaikanlage hat. Die Effekte durch ein besseres Temperatur- und/oder besonders durch das Schwach­lichtverhalten gehen bisher meist in den Toleranzen der Nominalleistung PSTC unter. Dennoch zeigt der Technologievergleich, dass die meisten Dünnschicht-Module und die HIT-Technologie ein besseres Temperatur- und Schwachlichtverhalten aufweisen und an wärmeren Standorten zu höheren Erträgen tendieren. Sobald exaktere Nominalleistungsbestimmungen möglich sind, werden die in dieser Arbeit entwickelten Methoden die Unterschiede im Temperatur- und Schwachlichtverhalten deutlich besser analysieren können.