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. Das Datenblatt gibt den Wirkungsgrad 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 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 E_Jahr dort größer sind. Zur Klärung der Frage, welche PV-Technologie unter welchen klimatischen Bedingungen den höchsten Jahresenergieertrag E_Jahr 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. Dabei kommen sowohl mono- und multikristallines Silizium (Si) als auch verschiedene Dünnschicht-Technologien (amorphes-Si, Cu(InGa)Se2 (CIGS) und CdTe) zum Einsatz. Diese Arbeit untersucht mehrere Möglichkeiten, den Jahresenergieertrag einer PV-Anlage im Voraus zu bestimmen und vergleicht die modellierten Erträge mit den tatsächlich gemessenen. Die Felddatenauswertung bestätigt die in der Literatur oft genannten, besseren Temperaturkoeffizienten der Dünnschicht-Technologien. Die HIT-Technologie zeigt 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 zeigen die amorphen Si- und CdTe-Technologien ein deutlich günstigeres Schwach-lichtverhalten als die kristallinen Si-Module. Den größten Einfluss auf die Bestimmung des Jahresenergieertrages E_Jahr hat, neben der örtlichen Einstrahlung G und Verschmutzung, die Toleranz der Nominalleistung P_STC der PV-Module. Nimmt man eine übliche Toleranz von ±2 bis 6% mit einem zusätzlichen Fehler von ±2% bei der Energiemessung an, so können sich zwei PV-Systeme um bis zu 8 bis 16% im Jahresenergieertrag E_Jahr unterscheiden, ohne dass dies auf die PV-Technologie zurückgeführt werden kann. Die PV-Anlagen erzeugen in Stuttgart im langjährigen Mittel einen Jahresenergieertrag E_Jahr von ca. 1000 kWh/kWp. In Nikosia ist der Ertrag mit ca. 1650 kWh/kWp um 65% größer. In Kairo beträgt der Jahresenergieertrag E_Jahr 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 P_STC mit ihren Toleranzen, neben der Verschmutzung, den größten Einfluss auf den normierten Jahresenergieertrag E_Jahr einer Photovoltaikanlage hat. Die Effekte durch ein besseres Temperatur- und/oder besonders durch das Schwachlichtverhalten gehen bisher meist in den Toleranzen der Nominalleistung P_STC 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.

It is very important for engineers as well as for investors to know which amount of energy E [kWh] a photovoltaic (PV) system produces under real operating conditions. In most cases the costs [€ct/kWh] for the solar electricity are the main question. Most data sheets contain the efficiency of the PV modules only for standard test conditions (STC) in the laboratory. In reality higher module temperatures, lower irradiation G and a modified spectrum of the irradiation G change the standard test conditions efficiency. However, standard test conditions never appear at real live in Germany. In southern countries, which have more sun, the operation conditions differ much more from standard test conditions. Therefore, the effects on the annual energy yield are even bigger. To answer the question which PV technology gives the highest energy yield at specific climate conditions, this thesis set up thirteen PV systems using different technologies in Stuttgart, Nicosia, and Cairo. An extensive data acquisition is added to monitor weather and system data. Mono- and multicrystalline silicon (Si) as well as several thin film technologies like amorphous silicon, Cu(InGa)Se2 (CIGS), and CdTe are investigated. First the thesis extracts the temperature and low light behavior from the measured field data. At the end it models the PV systems to forecast the annual energy yield EJahr and compares with the measured values. The analysis of the field data reconfirms the better temperature behavior of the thin film technologies reported in literature. The HIT technology exhibits a better low light behavior, than the cristalline Si technologies, which all show a similar low light behavior. In the field the CIGS technology shows a contrary low light behavior compared to the laboratory. Field data show, that amorphous Si and CdTe technologies have a much better low light behavior than the crystalline Si technologies. The tolerances of the nominal power PSTC have the biggest influence on the annual energy beside the local irradiation and dirt. Typical values for the tolerance are between ±2 and 6% for power and ±2% for the energy measurement. So differences in the annual energy yield EJahr of two PV systems that are smaller than in the range between 8 and 16% can not be traced back to the PV technologies themselves. At long term average the PV systems in Stuttgart produce an annual energy yield E_Jahr of about 1000 kWh/kWp. In Nicosia the yield is +65% higher and results in 1650 kWh/kWp. In Cairo the yield is 1300 kWh/kWp, due to the pollution of the solar modules with sandy dust. After two month the sand reduces the power minus 25%. Therefore, in Cairo a periodical cleaning of the PV modules is essential. In conclusion the most important effect, excluding dirt, on the specific annual energy yield E_Jahr is the tolerance of the nominal power PSTC. The effects of temperature and especially of low light behavior disappear in the tolerances of the nominal power P_STC. However, the PV technology comparison shows, that the HIT and the thin film technologies have a better temperature and low light behavior. They tend to produce more energy yield at hot locations. As soon as the nominal power P_STC could be determined more accurate, the methods introduced in this thesis can be used to analyze the temperature and low light behavior in much greater detail.