Benutzer­handbuch

PV-Module

Es können PV-Felder mit jeweils einem Wechselrichter und mehreren in Serie und parallel verschalteten Modulen erstellt werden. Jedes PV-Feld hat eine einheitliche Ausrichtung und Neigung, sowie ein einheitliches Montagesystem.

Es können mehrere PV-Felder in einer Variante definiert werden, um verschiedene Ausrichtungen und Wechselrichter kombinieren zu können. Alternativ dazu, kann nach Auswahl eines Moduls über die Schaltfläche Wizard ein Assistent zugeschaltet werden, der eine Vorauswahl an passenden Wechselrichtern bietet.

Parameter PV-Module

Als wichtigster Parameter für die Definition eines PV-Felds wird aus der Solarmodul-Datenbank ein Solarmodul ausgesucht, oder selbst definiert, sowie die Anzahl Module festgelegt. Optional kann auch die DC-Nennleistung oder die Solarmodulfläche angegeben werden, Polysun berechnet daraus automatisch die Anzahl Module.

Zusätzlich wird die Ausrichtung des Moduls (Süden ist 0°, Osten ist +90°, Westen ist -90°) und der Anstellwinkel (Boden ist 0°, Fassade ist 90°) definiert.

Mit Polysun ist es auch möglich, den Ertrag von nachgeführten Anlagen (einachsig und zweiachsig) zu berechnen. Es wird davon ausgegangen, dass die Anlage nach dem Sonnenstand nachgeführt wird (nicht nach dem hellsten Punkt), und dass der Tracker den gesamten Sonnenverlauf nachführt und nicht nur einen eingeschränkten Winkel. Eine bildliche Darstellung zu diesem Prinzip findet sich im Kapitel Tracking.

Parameter Bezugsgrösse für die Fläche

Die Leistung des Photovoltaik Generatorfeldes kann durch die Anzahl Module, gesamte Nennleistung oder Bruttogesamtfläche.

Die Anzahl Module entspricht der Menge an PV-Modulen des gewählten Modultyps. Mit gesamter Nennleistung wird die Leistung in kW der PV-Module ohne Kabel- und Wechselrichterverluste beschrieben. Die Bruttogesamtfläche beschreibt die Fläche des Generatorfeldes in m².

Temperatureffekt und Hinterlüftung

Die Leistung der Solarmodule hängt sowohl von der Einstrahlung wie auch von der Modultemperatur ab. Die Leistung nimmt annähernd linear mit der Einstrahlung zu. Der Temperatureinfluss ist geringer und hängt von der Zelltechnologie ab. Eine Temperatur­erhöhung um 10 °C führt bei kristallinen Zellen zu einem Rückgang der Leistung von ca. 4 bis 5 %. Amorphe Zellen sind praktisch nicht temperaturabhängig.

Wegen der Temperaturabhängigkeit der Module führt eine gute Hinterlüftung zu einem höheren Ertrag. Als Parameter können verschiedene Hinterlüftungsarten definiert werden:

• Schlecht: z.B. dachintegrierte Anlage mit sehr wenig Hinterlüftung. Bei einer Einstrahlung von 1000 W/m² liegt die Modultemperatur 40 °C über der Lufttemperatur.
• Mittel: z.B. Aufdach-Anlage mit ca. 10 bis 20 cm Hinterlüftung. Bei einer Einstrahlung von 1000 W/m² liegt die Modultemperatur 30 °C über der Lufttemperatur.
• Gut: frei aufgeständerte Anlage mit mehr als 20cm Bodenfreiheit. Bei einer Einstrahlung von 1000 W/m² liegt die Modultemperatur 20 °C über der Lufttemperatur.

Degradation und Verschmutzung

Dem PV-Feld kann eine Degradation und Verschmutzung zugeordnet werden. Untersuchungen haben gezeigt, dass die Verschmutzung von Solarmodulen in den ersten Wochen nach der Installation oder Reinigung schnell zunimmt und dann auf einem Niveau von 2 bis 6 % relativ stabil bleibt (Quelle: H. Becker, W. Vassen, W. Hermann: „Reduced Output of Solar Generators due to Pollution“. Proc. 14th EU PV Conf., Barcelona, 1997). Die Verschmutzungsrate entspricht der prozentualen Reduktion des DC-Ertrags der Anlage. Die Degradation der Solarmodule sowie der gesamten Anlage wird als linearer Prozess angenommen. Im Durchschnitt beträgt der Ertragsrückgang durch Degradation 0.2 %/Jahr (Quelle: Leitfaden Photovoltaische Anlagen; Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, Landesverband Berlin Brandenburg e.V.; DGS Berlin 2005.).

Resultate

Der Ertrag der Solaranlage wird mit dem H.G. Beyer Modell berechnet.

(Quelle: Beyer, H.G., Betcke, J., Drews, A., Heinemann, D., Lorenz, E., Heilscher, G., Bofinger, S., 19th European Photovolatic Solar Energy Conference & Exhibition, Paris 7.6.-11.6.2004. Identification of a General Model for the MPP Performance of PV-Modules for the Application in a Procedure for the Performance Check of Grid Connected Systems). Dieses Modell basiert auf folgenden Eingangsdaten:

• 3 Wirkungsgrade des Moduls bei unterschiedlichen Einstrahlungen
• 3 Wirkungsgrade des Wechselrichters bei unterschiedlichen Lasten
• installierte Leistung
• Temperaturkoeffizient der Module

Aus den Stützpunkten wird jeweils eine Wirkungsgradkurve für die Module und den Wechselrichter gefittet. Aus diesen Kurven, der installierten Leistung und dem Temperaturkoeffizienten kann der Ertrag in Abhängigkeit der Einstrahlung und der Modultemperatur berechnet werden.

\(T_{Modul}\) = Modultemperatur [K]

\(T_{Umgebung}\) = Umgebungstemperatur [K]

\(\gamma\) = Parameter Gamma für die Hintergrundslüftungssituation [K]

\(E\) = Einstrahlung \(\lbrack W/m^{2}\rbrack\)

\(T_{Modul} = T_{Umgebung} + \gamma \cdot \frac{E}{1000\ W/m^{2}}\)

Vom resultierenden Ertrag werden folgende Faktoren abgezogen:

• Verschmutzung (Default-Wert 2 %, kann im PV-Feld definiert werden): Die Verschmutzung in Prozent, beschreibt der jährliche Leistung Verlust des PV-Generatorfeldes durch Verschmutzung auf der Panel Oberfläche.
• Degradation (Default-Wert 0.5 %, kann im PV-Feld definiert werden): Die Degradation beschreibt den natürlichen Leistung Verlust der Zellen durch verschieden Alterungsprozesse.
• Kabelverluste: Der Kabelverlust kann man durch einen prozentualen Verlust der gesamten Systemleistung berechnen oder mit der Option „Kabelschnitt“. Im Wizard ist möglich verschieden Kabelabschnitte und Typen zu definieren. Dies ermöglicht es Polysun die Kabelverluste näher an der Realität abzubilden und zu simulieren.

Tracking

Durch Nachführung der Kollektoren kann der solare Wärmeertrag optimiert werden. Je nach Anwendung und Ort lohnt sich das Nachführen von Kollektoren mehr oder weniger. Je näher am Äquator und je grösser die Anlage desto mehr lohnt sich das Nachführen von Kollektoren. Da diese Gebiete höhere jährliche Strahlungserträge haben und die Initialkosten der Nachführung dann kleiner ist.

Im Dialogfester zur Festlegung von Kollektoreigenschaften können drei verschiedene Arten von Nachführungen angewählt werden.

• Einachsige Nachführung nach Ausrichtung

Der Kollektor richtet sich bezüglich der vertikalen Achse der Sonne nach.

• Einachsige Nachführung nach Anstellwinkel

Der Kollektor richtet sich bezüglich der horizontalen Achse der Sonne nach.

• Zweiachsige Nachführung

Der Kollektor richtet sich bezüglich der horizontalen und vertikalen Achse der Sonne nach.

Bei Simulationen mit nachgeführtem Kollektor werden Rechenaufwendige IAM-Faktoren berechnet. Dies geht auf die Lasten der Simulationszeit, welche sich stark verlängern kann.