Evaluatie van rapportages gemonitorde PV-systemen

Rapport EAB-01-02

Evaluatie van rapportages gemonitorde PV-systemen

Ing. C.W.A. Baltus

Juni 2001

ElektroAdviesBureau Baltus, Valkkogerweg 29, 1744 GB Valkkoog. Tel. 0224-296531 E-mail: [email protected]

VERANTWOORDING Dit project is uitgevoerd in opdracht van Novem onder contractnummer 146.240-533.1. Onze dank gaat uit naar de heer R.J.C. van Zolingen die bereid was zijn opbouwende commentaar te leveren op het concept van dit rapport.

2

EAB-01-02

SAMENVATTING Sinds 1990 is in Nederland veel kennis en ervaring opgedaan met netgekoppelde PVsystemen. De opbrengsten, het systeemgedrag en de praktijkervaring zijn vaak gemeten, geanalyseerd en gerapporteerd (veelal in opdracht van of gesubsidieerd door Novem). De rapportages zijn wisselend van samenstelling en daarom zijn de resultaten niet zondermeer onderling te vergelijken. Omdat rond 1992 de opbrengst van PV-systemen sterk achterbleef bij de toenmalige verwachtingen is een werkgroep PV-monitoring opgericht die ten doel had methodiekontwikkeling en kennisuitwisseling tussen verschillende partijen. In 1997 verscheen het rapport “Aanbevolen werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde PV-systemen in Nederland”, waarin als doelen zijn omschreven: verificatie van systeemopbrengst, verwerven van componentkennis en verkrijgen van inzicht in systeemgedrag. Afgelopen decennium is een zeer groot aantal rapporten verschenen over gemonitorde projecten, waarvan een groot deel voor dit rapport nog eens bestudeerd en geanalyseerd zijn. De belangrijkste systeemgegevens en monitoringresultaten zijn in een database opgenomen. Dit rapport geeft een overzicht van de kwaliteit van rapportage en gehanteerde methodiek. Voor de validatie van de systeemopbrengsten zijn opbrengstvoorspellingen (op basis van simulaties) vergeleken met de gerealiseerde opbrengsten. In zeer veel gevallen zijn de opbrengsten beduidend lager dan de verwachting; grotendeels door het optreden van onverwachte aspecten (bijzondere beschaduwing bijvoorbeeld), deels door problemen met componenten en deels door overschatting van de verwachte instraling. De rapportages belichten soms enkele aspecten van het gedrag van het PV-systeem, doch weinig rapportages proberen een volledig beeld te schetsen van het totale systeemgedrag. De kennisuitwisseling tussen partijen blijkt niet optimaal omdat onderzoeksresultaten vertrouwelijk zijn, rapporten niet optimaal verspreid worden en er doublures in het onderzoek zitten. Helaas verliezen kostbare meetprojecten aan waarde omdat de richtlijnen voor het monitoren van PV-sytemen niet worden nageleefd, deels veroorzaakt door kostenoverwegingen, deels door ondeskundigheid; veel monitoringprojecten hebben daarom niet de informatie opgeleverd zoals die in de projectdoelstelling was omschreven. De kritische lezer bespeurt een trend waarin gekalibreerde meetapparatuur plaatsmaakt voor soms ongekalibreerde en onbetrouwbare meetsignalen uit de inverters. Ook op andere fronten worden concessies gedaan aan de kwaliteit van signalen: de instraling wordt niet meer lokaal gemeten, temperatuursensoren worden niet geplaatst. Om de monitoringprojecten kosteneffectiever te laten zijn, zouden ze beter voorbereid en gecoördineerd moeten worden De afgelopen jaren is de basis gelegd voor een goede beoordeling van de performance van PV-systemen. De meeste systeemverliezen kunnen goed berekend worden, doch de huidige kennis wordt onvoldoende benut. Om dit te bereiken wordt aanbevolen om met beschikbare meetgegevens een database met verliesfactoren op te bouwen, waardoor van nieuwe PV-systemen een beter gefundeerde opbrengstanalyse gemaakt kan worden. Het verdient aanbeveling om een standaard monitoring rapportage formulier te introduceren.

EAB-01-02

3

4

EAB-01-02

SYMBOLENLIJST Symbool BF Efi η-module η-sys H Hi k-factor MF Pa PR Pstc stc Voc Yf Yklim

Omschrijving Beschikbaarheidsgraad Energie (opbrengst) uit inverter Modulerendement Systeemrendement Instralingsenergiedichtheid in hor.vlak (pyranometer) Instralingsenergiedichtheid in arrayvlak (referentiecel) Factor die mede de temperatuurrespons van een module beschrijft op de instraling Monitoringfractie Arrayvermogen Performance ratio Array (of module)vermogen bij stc Standaard Test Condities Openklemspanning Final yield Final yield bij klimatologisch normaaljaar

EAB-01-02

Eenheid kWh % % kWh/m² kWh/m² m²K/W W % Wp V kWh/kWp kWh/kWp

5

INHOUDSOPGAVE VERANTWOORDING ................................................................................................................. 2 SAMENVATTING ........................................................................................................................ 3 SYMBOLENLIJST ....................................................................................................................... 5 INHOUDSOPGAVE...................................................................................................................... 7 1.

INLEIDING........................................................................................................................... 9 ACHTERGROND ............................................................................................................................ 9 1.1. DOELSTELLING ...................................................................................................................... 9 1.2. WERKWIJZE........................................................................................................................... 9 1.3. OPBOUW VAN DIT RAPPORT ................................................................................................... 9

2.

MONITORING VAN PV-SYSTEMEN ............................................................................ 11 2.1. RICHTLIJNEN ....................................................................................................................... 11 2.2. VORMEN VAN MONITORING ................................................................................................. 11 2.2.1. Opbrengstmeting........................................................................................................ 11 2.2.2. Globale monitoring .................................................................................................... 13 2.2.3. Analytische monitoring .............................................................................................. 13 2.2.4. Beheersmonitoring ..................................................................................................... 13 2.3. VERIFICATIE VAN SYSTEEMOPBRENGST .............................................................................. 13

3.

KWALITEIT VAN RAPPORTAGE EN GEHANTEERDE METHODIEK................ 15 3.1. ALGEMEEN .......................................................................................................................... 15 3.1.1. Naleven van richtlijnen .............................................................................................. 15 3.1.2. Kennisuitwisseling ..................................................................................................... 16 3.1.3. Selectie van projecten ................................................................................................ 16 3.2. EVALUATIE VAN GEGEVENS ................................................................................................ 16 3.3. BENADERING VAN EFFECTEN............................................................................................... 16 3.4. VERSLAGGEVING ................................................................................................................ 17 3.4.1. Evaluatie van systeemgedrag ..................................................................................... 17 3.4.2. Oplevering van rapportages ...................................................................................... 17 3.4.3. Projectevaluatieformulieren ...................................................................................... 18 3.5. TREND IN MONITORING ....................................................................................................... 18 3.6. AANVERWANTE ACTIVITEITEN ............................................................................................ 18

4.

EVALUATIE VAN SYSTEEMOPBRENGST................................................................. 21 4.1. TOEGEPASTE COMPONENTEN............................................................................................... 21 4.1.1. PV-modules ................................................................................................................ 21 4.1.2. Inverter....................................................................................................................... 22 4.1.3. Data-acquisitieapparatuur......................................................................................... 22 4.1.4. Randapparatuur ......................................................................................................... 23 4.2. EVALUATIE VAN SYSTEEMOPBRENGST ................................................................................ 23 4.2.1. Opbrengstverwachting ............................................................................................... 23 4.2.2. Opbrengstcontrole ..................................................................................................... 24 4.3. PRESENTATIE VAN KENTALLEN ........................................................................................... 25 4.3.1. Performance ratio ...................................................................................................... 25 4.3.2. Genormeerde opbrengst............................................................................................. 25 4.3.3. Beschaduwing ............................................................................................................ 25 4.3.4. Bepaling nominaal arrayvermogen met veldtest........................................................ 26 4.3.5. Temperatuurverliezen ................................................................................................ 26 4.3.6. Maximum Power Point Tracking ............................................................................... 26 4.3.7. DC-rimpel .................................................................................................................. 27 4.3.8. Conversierendement van inverter .............................................................................. 27 4.3.9. Directe fractie ............................................................................................................ 27 4.3.10.Dekkingsgraad ........................................................................................................... 27 4.3.11.Tiltfactor .................................................................................................................... 27

EAB-01-02

7

4.4. GERAPPORTEERDE AANBEVELINGEN ................................................................................... 27 4.5. DISCUSSIEONDERWERPEN ................................................................................................... 27 5.

CONCLUSIE....................................................................................................................... 29

6.

AANBEVELINGEN ........................................................................................................... 31

7.

REFERENTIES .................................................................................................................. 33 BIJLAGE 1: BESCHOUWDE ANALYTISCH GEMONITORDE SYSTEMEN ........................................... 37 BIJLAGE 2: BESCHOUWDE GLOBAAL GEMONITORDE SYSTEMEN ................................................ 38 BIJLAGE 3: BESCHOUWDE EVALUATIERAPPORTEN..................................................................... 39 BIJLAGE 4: MONITORING RAPPORTAGE FORMULIER .................................................................. 40 BIJLAGE 5: TOEGEPASTE MODULES ............................................................................................ 41 BIJLAGE 6: TOEGEPASTE INVERTERS.......................................................................................... 42 BIJLAGE 7: IN RAPPORTAGES VERMELDE AANBEVELINGEN........................................................ 43

8

EAB-01-02

1. INLEIDING Achtergrond Sinds 1990 is in Nederland veel kennis en ervaring opgedaan met netgekoppelde PVsystemen. De opbrengsten, het systeemgedrag en de praktijkervaring zijn vaak gemeten, geanalyseerd en gerapporteerd (veelal in opdracht van of gesubsidieerd door Novem). De rapportages zijn wisselend van samenstelling en daarom zijn de resultaten niet zondermeer onderling te vergelijken. Een evaluatie van de systeemgedragingen ontbreekt vaak.

1.1. Doelstelling De doelstelling van het project “Evaluatie van rapportages gemonitorde PV-systemen” is om op basis van beschikbare rapportages over analytische monitoring, globale monitoring en opbrengstgegevens van in Nederland geplaatste netgekoppelde PVsystemen komen tot: Vergelijking van systeemeigenschappen en systeemopbrengsten Analyse van de rapportages Poging tot verklaren van de systeemopbrengsten Presentatie van “lessons learned and used” Blootleggen van eventuele manco’s in de huidige monitoringpraktijk Voorstel tot een verbetering van de monitoringpraktijk.

1.2.

Werkwijze

Er is een groot aantal rapporten bestudeerd en geanalyseerd. De selectie van de rapportages is gedaan op basis van de tussentijdse resultaten van het project "Inventarisatie PV monitoring” [79]; hierbij zijn in principe alleen die projecten geselecteerd die vóór 1 januari 2001 zijn gerapporteerd. In totaal zijn 86 rapporten beschouwd; deze rapporten handelen over 70 verschillende PV-systemen, verdeeld over 148 periodes. De bevindingen zijn op een standaard monitoring rapportage formulier ingevuld (bijlage 4) en verwerkt in een database.

1.3.

Opbouw van dit rapport

Hoofdstuk 2 van dit rapport beschrijft enkele richtlijnen voor de monitoring van PVsystemen, verschillende vormen van monitoring en diverse simulatietechnieken. In hoofdstuk 3 wordt nader ingegaan op de kwaliteit van de rapportages en de gehanteerde methodieken. De evaluatie van systeemopbrengsten wordt behandeld in hoofdstuk 4; hier worden op de gepresenteerde performance ratio (PR’s), genormeerde opbrengsten en andere kentallen toegelicht. Hoofdstuk 5 beschrijft aspecten die in de toekomst nadere aandacht behoeven. Het rapport wordt afgesloten met conclusies en aanbevelingen (hoofdstukken 6 en 7).

EAB-01-02

9

2. MONITORING VAN PV-SYSTEMEN Eind 1991 is in Heerhugowaard het eerste grootschalige PV-systeem van Nederland opgeleverd; het bestaat uit 10 woningen met een totaal vermogen van circa 24 kWp [10, 11, 13, 25, 54, 68]. De opbrengsten bleven sterk achter bij de toenmalige verwachtingen (circa 1000 kWh/kWp volgens [68]). Dit feit vormde de aanleiding voor de oprichting van de werkgroep PV-monitoring, waarin kennisuitwisseling tussen verschillende partijen en methodiekontwikkeling centraal moest staan. Deze werkgroep heeft in 1994 een eerste aanbevolen werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde PV-systemen opgesteld [3]. In de herziene versie van 1997 [4] staat dat de uitvoering van een monitoringprogramma in het algemeen als doel heeft: verificatie van de voorspelde of beoogde energieopbrengst; vaststellen van de rendementen van de componenten van het systeem; verkrijgen van inzicht in het gedrag van het systeem. Het beoordelen of een PV-systeem optimaal functioneert is geen eenvoudige zaak. Systeemopbrengsten worden in grote lijnen door componenteigenschappen, d.w.z. door het type zonnepaneel en inverter, maar ook door de ligging bepaald (hoogtegraad, breedtegraad, beschaduwing, oriëntatie en tilt). Daarom is het over het algemeen weinig zinvol om alleen de systeemopbrengsten op jaarbasis te vergelijken.

2.1. Richtlijnen Om een correcte evaluatie van meetgegevens van PV-systemen mogelijk te maken zijn de volgende richtlijnen ontwikkeld: JRC-richtlijn: Guidelines for the assessment of photovoltaic plants: Document A: Photovoltaic system monitoring [1]; JRC-richtlijn: Guidelines for the assessment of photovoltaic plants: Document B: Analysis and presentation of monitoring data [2]; Aanbevolen werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde PV-systemen in Nederland [3, 4]. In de richtlijnen worden berekeningswijzen getoond om de opbrengst van PV-systemen te bepalen voor situaties die niet gelijk zijn aan de standaard test condities (STC = 1000 W/m², 25°C en lichtspectrum AM 1,5).

2.2. Vormen van monitoring Het doel van monitoring van PV-systemen kan uiteenlopen van het registreren van de hoeveelheid opgewekte groene stroom tot het onder veldcondities beproeven en karakteriseren van systeemcomponenten (modules, inverters, beschaduwing, mismatch, temperatuurverliezen etc.). Klopstra geeft als definitie van monitoring: “monitoring is het verzamelen, analyseren van data en het verspreiden van data”; in feite hoort hier ook het rapporteren en verspreiden van kennis bij. Wij onderscheiden daarom vier soorten monitoring: Opbrengstmetingen Globale monitoring Beheersmonitoring Analytische monitoring.

2.2.1. Opbrengstmeting De grofste indicator voor het beoordelen van het functioneren is de specifieke jaaropbrengst. Bij de specifieke jaaropbrengst (‘final Yield’) werd aanvankelijk (tot EAB-01-02

11

1997) de jaaropbrengst gerelateerd aan het nominaal arrayvermogen [kWh/kWp]; de instraling in het arrayvlak blijft geheel buiten beschouwing. Het spreekt vanzelf dat daarom interpretatie van deze grootheid moeilijk is.

12

EAB-01-02

In formule vorm:

Yf =

E fi

[kWh/kWp]

Pstc

Sinds 1997 wordt de specifieke jaaropbrengst gecorrigeerd naar een voor Nederland klimatologisch gemiddeld instralingsjaar met 1000 kWh/m²; de geregistreerde horizontale instralingsenergie (H) wordt ontleend aan een naburig meteostation. In formulevorm:

Yklim =

E fi 1000kWh / m² ∗ Pstc H

[kWh/kWp]

2.2.2. Globale monitoring Een volgende stap in het beoordelen van het gedrag van een PV-systeem is het berekenen van de performance ratio. De opbrengst (Efi) wordt nu gerelateerd aan het nominaal arrayvermogen (Pstc) en de totale instralingsenergie in het arrayvlak (Hi), maar kan ook geschreven worden als het quotiënt en het systeemrendement (ηsys) en het modulerendement (ηmodule), ofwel

PR =

E fi ∗1000W / m² Pstc ∗ H i

=

η sys ηmodule

[-].

De systeemverliezen zijn evenredig met (1- performance ratio). Om de systeemverliezen te kunnen beoordelen is uitvoerige kennis nodig van de aard van de toegepaste componenten en de opstelling. Hierop komen wij later terug.

2.2.3. Analytische monitoring Bij analytische monitoring wordt een groot aantal systeemparameters frequent gemeten (minimaal eenmaal per seconde) en eens per 10-minuten (soms eens per uur) als gemiddelde waarde opgeslagen. Op deze wijze kunnen systeemcomponenten worden gekarakteriseerd (rendementskarakteristiek van PV-module of rendementskarakteristiek van inverter). Door de relatief grote bemonsteringsfrequentie kunnen tevens de MPPtracker en beschaduwingsaspecten worden gekarakteriseerd. Indien de werking van een PV-systeem volledig doorgrond is, kan een complete presentatie worden gemaakt van alle systeemverliezen [7], waardoor de performance ratio onderbouwd is.

2.2.4. Beheersmonitoring Een PV-systeem bestaat uit veel componenten en elektrische verbindingen. Om de juiste werking van het systeem te bewaken, vindt beheersmonitoring plaats waarbij de opbrengst van inverters regelmatig geregistreerd en automatisch geëvalueerd wordt [81, 80]. Tevens worden storingen automatisch gelogd.

2.3. Verificatie van systeemopbrengst De verwachte opbrengst van een PV-systeem wordt niet alleen bepaald door de modules, inverter en instraling, maar ook door bijkomende aspecten als beschaduwing, wijze van bekabeling, mismatch, degradatie etc. Voor de opbrengstverwachting wordt soms gebruik gemaakt van computerprogramma als SOMES [75] en PV-SYST en de interactieve website van ECN. De simulatieprogramma’s berekenen op basis van de uurlijkse instraling in het platte vlak de uurlijkse instraling in het arrayvlak; vervolgens wordt aan de hand van de rendementskarakteristieken van modules en inverter het te leveren vermogen bepaald (en daarmee de jaarlijkse energie).

EAB-01-02

13

Gaat het om de verificatie van de gerealiseerde jaaropbrengst, dan worden verschillende methodieken gehanteerd: de performance ratio wordt berekend; de methode PV-Solex wordt gehanteerd [27, 82]; de methode GLOBMON.PLUS kan gehanteerd worden [83]; de methode PV-Sat kan gehanteerd worden. In de PV-Solex methode worden in het eerste gebruiksjaar de opbrengst gemeten en de instraling in het horizontale vlak bij een naburig meteostation opgevraagd. Over het gehele eerste jaar wordt de performance ratio berekend waarbij eerst de instraling in het arrayvlak wordt berekend aan de hand van de horizontale instraling. Deze performance ratio dient als referentiewaarde voor de toekomst. Vanaf één jaar na ingebruikname van het meetsysteem wordt de performance ratio maandelijks bepaald en tevens beoordeeld of deze binnen een zekere band van de referentiewaarde ligt. In de methode Globmon.Plus wordt binnen een zekere periode (kan variëren van een week tot een jaar) het instralingshistogram met de Sunlogger geregistreerd. Met deze instraling in het arrayvlak wordt aan de hand van de rendementskarakteristiek van modules en inverter de verwachte systeemopbrengst berekend. In hoofdstuk 4 wordt nader op de verificatie van de systeemopbrengst ingegaan.

14

EAB-01-02

3. KWALITEIT VAN RAPPORTAGE EN GEHANTEERDE METHODIEK Voor de evaluatie van de rapportages over de gemonitorde PV-systemen is een groot aantal rapporten doorgewerkt waardoor een goed beeld ontstaat over de geschiedenis van 1992 tot heden. In dit rapport wordt getracht een antwoord te vinden op de vraag of de monitoringprogramma’s voldoen aan de drie eerder genoemde verwachtingen: verificatie van de voorspelde of beoogde energie opbrengst; vaststellen van de rendementen van de componenten van het systeem; verkrijgen van inzicht in het gedrag van het systeem.

3.1. Algemeen Om de opbrengsten van PV-systemen op uniforme wijze te kunnen beoordelen moet een aantal kanttekeningen worden gemaakt over het naleven van de monitoringrichtlijnen en het uitwisselen van kennis.

3.1.1. Naleven van richtlijnen Om meetresultaten onderling vergelijkbaar te maken, zijn richtlijnen opgesteld voor de nauwkeurigheid van de meetapparatuur, het verwerken van data en het presenteren van de uitkomsten. In de praktijk echter blijkt dat de richtlijnen vaak niet worden nageleefd (a=analytische monitoring, g=globaal): a/g In plaats van onafhankelijke en gekalibreerde meetapparatuur worden signalen gebruikt die afkomstig zijn uit het te beproeven apparaat [45] (hierdoor is geen betrouwbaar vergelijk van systeemprestaties mogelijk); a In plaats van de opslag van 10-minuten meetgegevens worden de gegevens slechts eenmaal per uur opgeslagen [43] (evaluatie van kortstondige signalen is niet mogelijk); g Om de cumulatieve instraling in het arrayvlak te registreren is een integrator toegepast met een te grote offset waardoor de gepresenteerde instraling te laag is [55] (de gepresenteerde performance ratio te hoog); a Temperatuursensoren in de modules zijn uit kostenoverwegingen weggelaten [43] (het is niet mogelijk om temperatuurgecorrigeerde karakteristieken van het modulerendement te presenteren); a/g Er wordt geen referentiecel geplaatst [43]. In het onderhavige geval wordt de instraling in het arrayvlak door middel van simulatie bepaald (het is daarom niet mogelijk om de performanceratio nauwkeurig te bepalen waardoor onderling vergelijk van de performance van diverse systemen onmogelijk is). a De rendementskarakteristiek van de inverter wordt soms gepresenteerd als functie van de instraling (externe factoren als bijvoorbeeld de grootte van het PV-array bepalen de vorm van de rendementskarakteristiek waardoor deze niet eenduidig is; hergebruik van componentkarakteristieken is niet mogelijk. Een rendementskarakteristiek moet worden afgebeeld als functie van het vermogen); a In de beginperiode is het gelijkstroomvermogen berekend als product van de gemiddelde stroom (10-min) en de gemiddelde spanning (10-min): (dit is onjuist en leidt tot onjuiste conclusies); a/g In zekere zin ontstaat er verwarring bij de gepresenteerde specifieke opbrengst. In de eerste uitgave van “Aanbevolen werkwijze voor de monitoring van PVsystemen …” [3] wordt de opbrengst louter gerelateerd aan het geïnstalleerde vermogen (kWh/kWp) zonder daarin de jaarlijkse instraling in het horizontale vlak te betrekken, in vaktermen genoemd ‘final yield Yf’. In de gewijzigde richtlijn [4] wordt aanbevolen de ‘final yield’ te corrigeren naar een globale instraling van 1000 EAB-01-02

15

a/g

kWh/m² per jaar, genaamd de specifieke final yield Yklim. De praktijk leert dat nu dat drie soorten getallen in omloop zijn: ongecorrigeerd, gecorrigeerd naar 974 kWh/m² en idem naar 1000 kWh/m²; De beschikbaarheidsfractie van het PV-systeem (BF) is vaak niet vermeld (de gevolgen van het uitvallen van de inverter kunnen niet gekwantificeerd worden).

3.1.2. Kennisuitwisseling Binnen de werkgroep PV-monitoring wordt veel gesproken over PV-zaken, doch een uitvoerige bespreking over de resultaten van de gemonitorde projecten blijft uit concurrentieoverwegingen achterwege. Bovendien worden de projecten niet altijd in een vroegtijdig stadium vermeld. Rapportages worden op (zeer) beperkte schaal verspreid waardoor onderzoeksbevindingen niet altijd toegankelijk zijn. Tegelijkertijd is ook vastgesteld dat er een zekere schroom is om gebruik te maken van beschikbare informatie; het resultaat daarvan is dat sommige onderzoeken dubbel worden uitgevoerd. Problemen met de master/slave regeling zijn in 1999 [33] nog onderzocht terwijl de problematiek met dezelfde inverters al vanaf 1994 bekend was [15, 28]. Eveneens uit men in [33] verbazing over het hoge conversierendement van een thyristoromzetter, terwijl vanaf 1996 een soortgelijke inverter (met wat kleiner vermogen) in gebruik is [77].

3.1.3. Selectie van projecten De selectie van projecten die gemonitord worden lijkt vrij willekeurig te zijn. Om onbekende redenen blijkt van het 1 MWp-project in Nieuwland op dit moment (enkele jaren na oplevering) nog geen rapportage te zijn afgerond.

3.2. Evaluatie van gegevens Van de geregistreerde gegevens worden vaak maandelijks tabellen gemaakt met ingestraalde energieën, DC-opbrengsten, AC-opbrengsten en performance ratio’s. Voorts wordt regelmatig de temperatuurafhankelijkheid van het PV-module (k-factor) als pixeldiagram geplot evenals een pixeldiagram van het DC-rendement. Rapporten worden soms voorzien van een grote hoeveelheid bijlagen. In veel gevallen vragen de diagrammen om een toelichting, immers soms is er een hele grote spreiding in de DC-rendementen, of zijn afwijkende rendementskarakteristieken van de inverters niet verklaard [8, 43]. De vereiste toelichting ontbreekt. Alhoewel reeds in de eerste uitgave van de “Aanbevolen werkwijze voor de monitoring van PV-systemen ..” [3] correctieformules zijn vermeld voor de berekening van temperatuurverliezen in de modules, zijn de temperatuurverliezen slechts in beperkte mate onderzocht (zie paragraaf 4). In de rapportage wordt vaak de zgn. temperatuurfactor (k-factor) gepresenteerd. Aangezien het niet mogelijk is om uit de k-factor de temperatuurverliezen te berekenen, heeft de presentatie van deze k-factor een geringe betekenis. Een ander probleem is dat de windsnelheid een grote invloed heeft op de relatie temperatuurstijging en instraling; daarom maakt het veel verschil of de k-factor in de winter, in de zomer, of over het gehele jaar is bepaald.

3.3. Benadering van effecten Bij het evalueren van de rapportages bleek dat sommige effecten theoretisch benaderd zijn; enkele conclusies moeten nog gevalideerd worden. Om te onderzoeken of plaatsing van temperatuursensoren (bestemd voor de afleiding van de temperatuurverliezen) in iedere PV-opstelling kan worden vermeden, is in [34] de theoretisch afgeleide moduletemperatuur (op basis van meting van de openklemspanning Voc) vergeleken met de gemeten moduletemperatuur. De verschillen zijn te groot voor toepassing in de praktijk. 16

EAB-01-02

-

-

-

-

-

Opbrengstverliezen als gevolg van het onderdimensioneren zijn in [47] gesimuleerd op basis van 1 minuut instralingsgegevens. In [22] is voor één onderdimensioneringsfactor (0,75) op basis van veldonderzoek vastgesteld dat de verliezen 2,1% bedragen; In [47] bij sheddakopstellingen of achter elkaar opgestelde arrays vastgesteld dat het beschaduwingsverlies bij diverse Ground Cover Ratio’s (GCR’s) in Nederland beduidend groter is dan de theoretisch bekende waarden. Oorzaak hiervan is dat in Nederland een grotere hoeveelheid diffuus licht aanwezig is dan in andere landen. Binnen de openingshoek van de modules wordt een deel van het diffuse licht afgeschermd; Met lokale instralingsmeters kan de systeemopbrengst het beste worden geëvalueerd. Omdat plaatsing van referentiemeters voor elk PV-systeem kostbaar is, wordt voortdurend gezocht naar methoden om de lokale instraling in het arrayvlak af te leiden uit de globale instralingsgegevens van een meteostation of afkomstig van een satelliet (PV-Solex, PV-Sat). Als de gesimuleerde instralingsenergie in het arrayvlak vergeleken wordt met de gemeten instraling, constateren wij opmerkelijke verschillen. De gemeten instraling is op jaarbasis vaak tussen de 5 en 12% lager dan de berekende instraling [82], maar op maandbasis zijn de afwijkingen veel groter. Het quotiënt van gemeten instraling en berekende instraling loopt op maandbasis uiteen van 0,78 tot 1,12 [82, 27]; Het verlies in opbrengst als gevolg van afwijkende celtemperaturen (temperatuurverliezen) kan met correctieberekeningen voor elk meetpunt worden bepaald [4]. Deze berekeningen zijn voor slechts 14 PV-systemen uitgevoerd. In [24] zijn de temperatuurverliezen berekend voor het geval de PV-modules aan de achterzijde volledig thermisch geïsoleerd (geen ventilatie); dit zou resulteren in een k-factor = 0,065 m²K/W en 5% hogere temperatuurverliezen dan een enigszins geventileerd dakgeïntegreerd systeem. Veldmetingen [52] van vier jaar daarvoor toonden een k-factor van 0,048 m²K/W. In dat geval waren de fysische afmetingen van de module gering waardoor de warmteoverdracht door convectie van de module naar de omgeving beter geweest kan zijn. Toekomstige metingen moeten uitwijzen of een dergelijk hoge k-factor van 0,065 m²K/W realistisch is. Temperatuurverliezen worden in de praktijk t.o.v. flexibele referentiepunten bepaald (t.o.v. een vrij opgesteld systeem of t.o.v. een dakgeïntegreerd systeem). Volgens afspraak zou dit eenduidig ten opzichte van 25°C moeten zijn.

3.4. Verslaggeving 3.4.1. Evaluatie van systeemgedrag In veel rapportages wordt weliswaar een opsomming van enkele verliesposten gegeven, maar zonder een koppeling te leggen naar de performanceratio (slechts enkele stukjes uit de legpuzzel van het systeemgedrag worden gevonden). De onderzoeker benut vaak niet de mogelijkheden om te na te gaan welke andere verliezen in het systeem optreden om te komen tot een sluitende verklaring van de performance ratio (de legpuzzel wordt vaak niet geheel opgelost). In twee gevallen waarbij de systemen op het zuiden gericht zijn, zijn de effecten van onderdimensionering onderzocht. Tegenwoordig worden PV-systemen veelvuldig ook op andere oriëntaties (en uiteenlopende tilthoeken) geplaatst; de acceptabele onderdimensioneringsfactor zal hierbij andere waarden aannemen.

3.4.2. Oplevering van rapportages Conform “De aanbevolen werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde PVsystemen in Nederland” wordt aanbevolen de monitoring te laten plaats vinden gedurende tenminste één aaneengesloten jaar. Deze termijn is in principe voldoende om alle jaarlijkse kentallen te bepalen; voor karakterisatie van de systeemcomponenten volstaat een kortere tijd. EAB-01-02

17

De praktijk wijst uit dat van sommige monitoringprojecten geen tussenrapportage wordt gemaakt; de eindrapportage verschijnt doorgaans 2,5 jaar na oplevering van het PVsysteem. De tussen- of eindrapportage van onderstaande projecten laat lang op zich laten wachten: Hollander Beheer / Apeldoorn (in gebruik 30 april 1998) A27 / De Bilt (in gebruik 51 mei 1995, nog geen eindrapportage)

3.4.3. Projectevaluatieformulieren De projectevaluatieformulieren geven nuttige informatie over het verloop van het project vanaf het moment van initialisatie tot meestal de realisatie. In een enkel geval wordt praktijkinformatie genoemd die in de rapportage van de monitoring onvermeld blijft, vergelijk [72] met [76,77]. Opbrengstgegevens worden sporadisch vermeld ondanks dat bij demonstratieprojecten vaak contractueel vastligt dat deze periodiek geregistreerd en geëvalueerd moeten worden. In geen enkel geval zijn de periodiek opbrengsten serieus geëxtrapoleerd naar jaaropbrengst en dus ongeschikt om te beoordelen of het PV-systeem echt goed functioneert. Vaak wordt aangegeven dat de meterstand van de kWh-teller (slechts) eenmaal per jaar opgenomen zal worden.

3.5. Trend in monitoring De kritische lezer bespeurt een trend waarin gekalibreerde meetapparatuur plaatsmaakt voor soms ongekalibreerde en onbetrouwbare meetsignalen uit de inverters. Ook op andere fronten worden concessies gedaan aan de kwaliteit van signalen: de instraling wordt niet meer lokaal gemeten, temperatuursensoren worden niet meer geplaatst. Om de monitoringprojecten kosteneffectiever te laten zijn, zouden ze beter voorbereid en gecoördineerd moeten worden. Een ander probleem is dat in veel gevallen de dataverwerking nu geheel geautomatiseerd wordt gedaan in plaats van de aandachtige analyse van het systeemgedrag in de beginperiode. Zonder schroom worden 288 (!) bijlagen geproduceerd, waarvan de meeste door meettechnische problemen een zeer beperkte waarde hebben [35, 86].

3.6. Aanverwante activiteiten Tijdens de realisatie van PV-systemen en de monitoring daarna hebben tal van activiteiten plaatsgevonden die niet vermeld zijn in de rapportages van de gemonitorde projecten. Deze activiteiten hebben zowel plaatsgevonden naar aanleiding van de resultaten van (eerdere) monitoringcampagnes als op grond van veldervaring zowel binnen als buiten Nederland. De bouwwijze van netgekoppelde PV-systemen is verbeterd door het verschijnen van “Handleiding voor de installatie van netgekoppelde PV-systemen, uitgave, uitgave Energiened”; Inverters zijn verbeterd wat betreft impulsbestendigheid (met name voor pulsen uit het net), het rendement en het tracking-algoritme. Tevens is een nationale inverterrichtlijn [88] verschenen die de normen beschrijft waaraan PV-inverters moeten voldoen; De kwaliteit van Strings is verbeterd door de keuze van betere connectoren, betere kwaliteitsborging tijdens de realisatie en het gebruik van min of meer gestandaardiseerde opleveringsprocedures; De betrouwbaarheid van modules is verhoogd doordat een aantal fabrikanten een bypassdiodetest heeft ingevoerd; De stabiliteit en het operationeel gebruik van referentiecellen is verbeterd door het beschikbaar komen van betere ontwerpen. De kalibratie is verbeterd omdat de spreiding tussen de waarde van de standaarden van de verschillende kalibratie18

EAB-01-02

instituten aanzienlijk is verlaagd. Tevens is nu een onafhankelijke ijkfaciliteit bij ECN beschikbaar gekomen. Het is wenselijk dat de druk op de introductie van nieuwe componenten niet opnieuw zal leiden tot talloze kinderziektes. Tevens lijkt het nuttig de resultaten van de monitoring te plaatsen in de geschiedenis van andere projecten zodat de technische ontwikkeling van de modules, inverters en gehanteerde meetprocedures duidelijk tot uiting komen.

EAB-01-02

19

4. EVALUATIE VAN SYSTEEMOPBRENGST Het evalueren en vergelijken van de systeemopbrengsten vraagt om een nauwgezette analyse. Een lage genormeerde jaaropbrengst impliceert niet altijd een slecht werkend systeem, immers het systeem kan noodgedwongen niet optimaal geplaatst zijn. Bovendien lopen de gemiddelde rendementen van de inverter sterk uiteen, of wordt de energieopbrengst sterk gereduceerd doordat een te grote inverter wordt toegepast (overdimensioneren). Verder wordt de evaluatie van de systeemopbrengsten bemoeilijkt doordat - zoals vermeld - de rapporten niet in alle opzichten consistent zijn, enerzijds door gebrek aan regelgeving, anderzijds door de volgende oorzaken: de specifieke opbrengst is soms niet gecorrigeerd naar een klimatologisch jaar (974 of 1000 kWh/m²); Verwarring door een incomplete dataset (bijvoorbeeld door uitval van het dataacquisitiesysteem, een bouwkundig probleem waardoor modules weggenomen moesten worden, tussentijdse herkalibratie van referentiecellen, defecten aan inverters, het vastlopen van een PC, inbraak via de modem van het meetsysteem enz.). Soms worden jaaropbrengsten gepresenteerd alsof het PV-systeem het hele jaar gefunctioneerd zou hebben, maar soms blijft deze correctie achterwege; Vaak wordt de instraling lokaal gemeten (referentiecel of pyranometer), maar ook vaak ontleend aan een naburig metiostation. Dit samenvattend rapport kan niet volledig zijn en zal daarom de originele rapportages niet vervangen. De specifieke jaaropbrengsten in de database zijn zoveel mogelijk genormeerd naar een klimatologisch normaaljaar. Kentallen die niet in de rapporten voorkomen, maar redelijkerwijs uit het gepresenteerde zijn af te leiden, zijn eveneens in de database opgenomen. Zoals genoemd in [79] wordt de doelstelling van de monitoringopdracht niet altijd duidelijk omschreven. Het is daarom niet onlogisch dat de legpuzzel met verliesposten in PV-systemen niet in één keer volledig is opgelost. In een geval waarin duidelijk de doelstelling was om PV-modules en inverters van concurrerende fabrikanten te karakteriseren [43], heeft de monitoring door ondeskundige projectaanpak nauwelijks bruikbare resultaten opgeleverd; de verhouding tussen de kosten en baten van de monitoringcampagne pakt daarom heel slecht uit.

4.1. Toegepaste componenten 4.1.1. PV-modules In de rapporten wordt vermeld dat in totaal 31 verschillende merken en types PVmodules zijn toegepast; van een beperkt aantal types is het corresponderende DCrendement op systeemniveau als functie van de instraling bepaald (zie bijlage 5). De onzekerheid in de absolute waarde van deze DC-rendementen wordt in grote mate bepaald door de onnauwkeurigheid van de gebruikte referentiecellen. Daarnaast is in het laboratorium vastgesteld dat het nominaal vermogen van de modules onder Standaard Test Condities doorgaans 6 tot 9% lager is dan volgens fabrieksspecificatie [9]. In de rapportages werden onderstaande incidentele problemen met het PV-array vermeld: Aardlek in PV-module [NUON AVN, 49]; Waterdichte steker van PV-modules gecorrodeerd [14]; Actieve laag aangetast door binnendringend vocht [14]; Defecte bypassdiode in module [20]; EAB-01-02

21

-

Zeer veel (steeds terugkerende) stringuitval door de jaren heen [14, 25]; Module defect door baldadigheid (blok hout) [43].

4.1.2. Inverter In bijlage 6 is een tabel opgenomen die weergeeft welke typen inverters in de rapportages genoemd worden (enkele types zijn niet in de praktijk toegepast maar uitsluitend in het laboratorium bemeten). Van 14 typen is het conversierendement als functie van het gelijkstroomvermogen in het veld bepaald, van 7 typen is het gedrag van de MPP-tracker onderzocht. Op het bedrijfskantoor van NUON te Alkmaar is in 1995 een beproevingsfaciliteit voor inverters opgebouwd, waarmee de testen onder reële condities kunnen plaatsvinden. Voor zover bekend is er één type inverter beproefd. In de rapportages werden onderstaande problemen met de inverters vermeld: Als inverters gelijkstroomzijdig parallel staan en draaistroomzijdig op verschillende fasen staan, kan DC-energie worden uitgewisseld, waardoor kortstondig negatieve ingangsstromen naar de inverter optreden [15]; Netzekeringen raakten defect door onverwacht hoge inschakelstromen [NUON AVN]; Er zijn grote problemen geweest met de cascaderegelaar ten behoeve van de master/slave-regeling [15]; De besturingssoftware van de inverter was nog niet uitontwikkeld bij de marktintroductie [41]; De temperatuurbeveiliging van de inverter greep reeds in bij omgevingstemperaturen van 35°C in plaats van 40°C [13, 14, 33]; De inverter was onvoldoende beveiligd tegen spanningspieken [64]; De communicatievoorziening van inverters levert vaak onnauwkeurige meetgegevens (tot 40% afwijking) [45, 46]; Nullastverbruik van de inverter is 35 W, hetgeen betekent dat de vierde inverter uit de cascaderegeling in de wintermaanden meer energie verbruikt dan dat deze oplevert [19]; Een condensator en zekering op de inverterprint raakten defect [20]; 10 van de 270 inverters defect door “overbelasting” [45]; In [70] wordt gerapporteerd dat een inverter de toelaatbare harmonische stromen overschrijdt; De stroombegrenzing van de inverter was te hoog afgesteld [22]; Door de opbouw van de regeling is er een grote interactie met het net (lees instabiliteit).

4.1.3. Data-acquisitieapparatuur Voor het registreren van meetgegevens worden zowel PC’s met data-acquisitiekaarten gebruikt als dataloggers. De gemeten gegevens worden via deze media getransporteerd: via een CAI-modem [35], telefoonmodem [32], floppydisk of zipdisk [22] of lokaal telefoonnetwerk met modems (hulpaders gebruikt van DC-grondkabels [33]. Het blijkt dat de meetapparatuur niet altijd betrouwbaar is of om andere redenen onbruikbaar. In de rapportages werden onderstaande problemen met de meetapparatuur vermeld: Er zijn referentiecellen gestolen [77]; Er zijn grote verschillen geconstateerd in de geregistreerde instraling van twee naburige referentiecellen, 4% in [13], 6,5% in [20] tot 12% in [84]; Momentane vervuiling van referentiecel 4% [20], 8% in [61, 85]; De referentiemeters zijn zodanig geplaatst, dat deze kortstondig beschaduwd worden en bovendien niet in lijn staan met het PV-array. Bij de evaluatie van de meetgegevens kan dit tot opmerkelijke grafieken leiden [7, 41]; Het data-acquisitiesysteem vertoonde soms mankementen: zo is er via de modem ingebroken in het meetsysteem [47], was er een overvolle harddisk waardoor de PC vastliep [19], softwarematige problemen met aansturing modem onder DOS [15], 22

EAB-01-02

-

dataverlies door overschatting capaciteit opslagmedium [77], blikseminslag of softwarefout [34]; 5-minuten metingen met kWh-teller met impulsuitgang leidt tot meettechnische problemen [10]; Negatieve ingangsstromen van de inverter werden niet gemeten door unipolair meetsysteem; resultaat was dat de vermogensmeting niet klopte [15]; Referentiecel registreerde 6% meer instraling dan een dakgeïntegreerd dummypaneel [34] waarschijnlijk als gevolg van grotere albedo (weerkaatst licht door de ondergrond); In [43] worden grote problemen gerapporteerd indien rendementskarakteristieken worden bepaald op basis van afgeleide instralingsgegevens (elders gemeten) die niet op hetzelfde tijdstip bepaald zijn als andere uurlijkse lokale meetwaarden (lopen niet synchroon).

4.1.4. Randapparatuur -

-

Een ENS (Elektronische Netz Schütz) verbruikt 3 W (26 kWh/jr) hetgeen bij onjuiste plaatsing van de kWh-teller opbrengstmetingen van inverters kan vertekenen [52]; Er trad condensvorming in de betonnen inverterruimte op [77]. Helaas was niet voorzien dat het soort bouwsel ontworpen is voor de plaatsing van transformatoren die doorgaans een aanzienlijk warmteverlies hebben, waardoor condensvorming achterwege blijft; Door slechte montage van een krachtstroomkabel is een schakelaar uitgebrand [77]; Waarschijnlijk door een montagefout is een aansluitdraad verbrand en raakte een automaat defect [19]; Loszittende railzekering [15];

4.2. Evaluatie van systeemopbrengst 4.2.1. Opbrengstverwachting Voor de berekening van de verwachte jaaropbrengst gaat men uit van diverse modellen als genoemd in paragraaf 2.3. Deze voorspellingen blijken soms te optimistisch:

Tabel 4-1 Optimistische opbrengstverwachtingen Verwacht Praktijk De Bilt, A27 44 MWh 30 MWh Heerhugowaard, 10 woningen 1000 kWh/kWp 670 kWh/kWp

Ref. [77] [17]

Ondanks de ervaringen met de opbrengst van sheddakopstellingen, verwacht men dat de sheddakopstelling van het wijkontmoetingscentrum in Apeldoorn [59] een jaaropbrengst van 750 kWh/kWp zal hebben. Dit voorval bevestigt dat kennisoverdracht van PVsystemen beter kan. Als oorzaken voor de optimistische voorspellingen zijn vermeld: de onzekere berekeningen van de instraling [78], waarbij de invloed van afscherming voor diffuus licht wordt onderschat; inzichten over verschillende systeemverliezen [7, 32, 47, 57, 67, 68] worden onvoldoende benut. Ten aanzien van de opbrengstverwachting (1000 kWh/kWp) voor de 10 woningen in Heerhugowaard wordt niet vermeld dat dit de allereerste schatting in Nederland betrof (1990) op basis van zeer summier aanwezige gegevens en modellen. De opbrengst verwachting van A27 stamt ook uit begin van de negentiger jaren en is opgesteld voor een zuid-georiënteerd geluidsscherm. Het is niet duidelijk waarom deze waarde daarna voor het actuele meer op west georiënteerde scherm is gebruikt. EAB-01-02

23

4.2.2. Opbrengstcontrole Opbrengstmeting De meest gehanteerde methode voor het beoordelen van het PV-systeem is het meten van de jaaropbrengst: de nutsbedrijven passen dit vaak toe voor de zogenaamde groenstroomcontracten. Alleen grote mankementen zouden op deze manier getraceerd kunnen worden. In de evaluatieformulieren voor Novem staan soms opbrengsten vermeld, maar een waarde-oordeel voor het PV-systeem blijft doorgaans achterwege. Het verdient daarom aanbeveling om de opbrengsten van alle gesubsidieerde projecten regelmatig te laten rapporteren en in een database op te nemen. Globale monitoring Minder vaak wordt de performance ratio berekend en gepresenteerd (zowel op maandals jaarbasis), immers het is een maat voor de systeemverliezen. In enkele gevallen worden oorzaken voor het achterblijven van de performance ratio gegeven: beschaduwing door een sterk uitstekende dakrand [8]; mismatch door curve in de opstelling van de modules [7]; bypassdiode van één module defect [21]; geringe openingshoek, waardoor afscherming van diffuse straling [34]; uitval van inverters (zeer veel); verschillende oriëntatie van modules [33]; beschaduwing door versprongen bebouwing [34]. beschaduwing door opstelling in de vorm van sheddak [45, 47]; vermogensreductie door hoge temperaturen van inverter [15]; onderdimensionering van inverter [22]; nominaal vermogen modules lager dan fabrieksopgave [9]; lagere instraling dan verwacht [49]. De opbrengsten van identieke systemen met dezelfde oriëntatie kunnen sterk uiteenlopen. Soms kan de opbrengst variëren van –9 tot +2% ten opzichte van de gemiddelde opbrengst [8]. Voor de vergroting van de algemene kennis is het raadzaam te onderzoeken waarom sommige systemen ‘achterblijven’. Analytische monitoring In veel monitoringprojecten zijn deelaspecten onderzocht. Om een juist beeld te krijgen van de afzonderlijke systeemverliezen zijn enkele projecten uitvoerig geanalyseerd; voor de PR (een maat voor de totale systeemverliezen) is een sluitende verklaring opgesteld: Zandvoort [32], Petten mc-Si opstelling [67], Lekkerkerk [57], Heerhugowaard [67], De Bilt [7, 57] en De Wijk [32]. PV-Solex Zoals omschreven in paragraaf 2.3 wordt bij de PV-Solex-methode na het eerste gebruiksjaar van een PV-systeem de performance ratio bepaald. De waarde dient als referentiewaarde voor de verdere levensduur van het systeem. Er kleven twee belangrijke nadelen aan de opzet: De referentiewaarde wordt door het systeem zelf gegenereerd, met andere woorden: als het systeem in het eerste jaar niet helemaal deugt, is de referentiewaarde onjuist; Het duurt een jaar voordat de referentiewaarde bepaald is; er gaat mogelijk kostbare energie verloren omdat niet tijdig een juiste systeembeoordeling gemaakt kan worden. Bovendien blijkt in de praktijk dat de marges voor identieke systemen op maar liefst 15% gesteld moeten worden [27, 82]. Globmon.Plus De belangrijke nadelen van opbrengstverificatie aan de hand van instralingsberekeningen op basis van uurlijkse KNMI-gegevens zijn: de grote lokale spreiding in zonnestraling ; de grote variatie in de korte termijn weersomstandigheden. 24

EAB-01-02

Dit betekent dat de instraling in het getilte vlak moeilijk berekend kan worden. De Sunlogger [83] kan de zonnestraling op secondebasis vastleggen; de gegevens worden in de vorm van een histogram opgeslagen. Hierdoor kan een tamelijk nauwkeurige berekening van de verwachte opbrengst worden gemaakt. De prijs van de Sunlogger maakt deze niet geschikt voor de opbrengstverificatie van kleine PV-systemen.

4.3. Presentatie van kentallen 4.3.1. Performance ratio De nauwkeurigheid van de performance ratio wordt grotendeels bepaald door de nauwkeurigheid van de instralingsmeting in het arrayvlak. De instralingsmeting is het ODE-project is twijfelachtig vanwege een onnauwkeurige instralingsintegrator; de performance ratio van de ODE-projecten blijven daarom buiten beschouwing. De laagste PR is gemeten in De Wijk (beschaduwing en SMA inverter met een laag rendement). Opbrengstfactoren 8 7 6

Aantal

5 4 3 2 1 0 0,57

0,59

0,61

0,63

0,65

0,67

0,69

0,71

0,73

0,75

0,77

0,79

Performance Ratio [-]

Figuur 4-1 Frequentiediagram voor opbrengstfactoren

4.3.2. Genormeerde opbrengst Genormeerde opbrengst 10 9 8

Aantal

7 6 5 4 3 2 1 0 550

575

600

625

650

675

700

725

750

775

800

825

850

875

Yklim [kWh/kWp]

Figuur 4-2 Frequentiediagram van genormeerde opbrengst

4.3.3. Beschaduwing Vrijwel de meeste PV-systemen worden min of meer beschaduwd. In een beperkt aantal gevallen is het opbrengstverlies gekwantificeerd: oorzaken hiervan zijn bomen ( 0,8% van de jaaropbrengst in [18]), overstekende dakrand (2% op jaarbasis tot 6% op maandbasis [8]), hoge ‘ground cover ratio’ (tot 15% in [47], tot 20% in [45]), EAB-01-02

25

verkeersportaal, hoog flatgebouw en beperkte horizon (8,7% [7]) en geschakelde huizen met dakkapel (8% [34]).

4.3.4. Bepaling nominaal arrayvermogen met veldtest Tijdens de analytische monitoringcampagnes is gebleken dat het DC-rendement (met inachtneming van de MPPT-verliezen, DC-rimpelverliezen, temperatuurverliezen en bekabelingsverliezen) niet gelijk is de fabrieksopgave. Voor zover bekend is in twee gevallen het nominaal arrayvermogen bepaald door middel van registratie van de stroom/spanningskarakteristieken (IV-curves) [21, 54]. De verkregen resultaten worden gecorrigeerd voor de moduletemperatuur. Zoals eerder vermeld blijkt er een grote lokale spreiding te zijn in de temperatuur op verschillende plaatsen in het array. Vanwege de relatief grote temperatuurcoëfficiënt van het vermogen leidt dit tot een betrekkelijk onnauwkeurige bepaling van het nominaal arrayvermogen; dit effect wordt nog versterkt door de grote onzekerheid in de kalibratiefactor van de referentiecel.

4.3.5. Temperatuurverliezen Van onderstaande systemen zijn de k-factoren bepaald tezamen met de temperatuurverliezen;

Tabel 4-2 Gemeten temperatuurverliezen en k-factoren Systeem Amsterdam, Nieuw Sloten A Amsterdam, Nieuw Sloten B Amsterdam, Nieuw Sloten C Amsterdam, Nieuw Sloten D Apeldoorn, Woudhuis De Bilt, A27 De Wijk, Zorgcentrum Heerhugowaard, AC18 Lekkerkerk Leiden Ouderkerk aan de Amstel Petten, mc-Si Woubrugge, Kroon Zandvoort, Kamp Zandvoort (voll.geïsoleerd, berekend)

Temp.verlies [%] 5,4 4,8 3,1 3,9 3,4 2,5 3,8 4,8 6,1 3,2 4,0 0,5 3,0 3,6 9,8

k-factor [10-3*m²K/W]

Ref.

48 (?) 36 40

20 40 37 65

[33] [33] [33] [33] [22] [7] [19] [17] [51] [34] [85] [67] [49] [51] [24]

Uit bovenstaande lijst (en de achterliggende systeeminformatie) is de volgende samenvatting op te stellen:

Tabel 4-3 Jaarlijks temperatuurverlies bij div. opstellingen in Nederland Opstelling Vrijstaand Dakopbouw Dakgeïntegreerd

k-factor Temperatuurverlies [10-3m²K/W] [%] 20 0,5 35 3 35 tot 50 5

4.3.6. Maximum Power Point Tracking Het gedrag van de MPP-tracker is op enkele manieren onderzocht. 26

EAB-01-02

-

Op zowel onbewolkte als bewolkte dagen de arrayspanning uitgezet als functie van de tijd en gecontroleerd of deze het beoogde verloop had in relatie tot de instraling. een tweede mogelijkheid is om de temperatuurgecorrigeerde DC-spanning in de rendementskarakteristiek van de modules af te beelden [17, 23]. Met deze methode is aan het licht gekomen dat de DC-spanning in het lage instralingsgebied te laag was. Wijziging van het algoritme leidde tot een 1% hogere jaaropbrengst; De derde mogelijkheid is het presenteren van de arrayspanning als functie van de moduletemperatuur [47]. Het is niet duidelijk of op deze wijze problemen met de MPP-tracker zijn gelokaliseerd. In slechts een geval is dus het verlies als gevolg van de MPP-tracking in de praktijk gekwantificeerd. In 1994 [68] is het voorstel geopperd om onder laboratoriumcondities onderzoek te doen naar de grootte van de MPP-verliezen. Het onderzoek uit 1998 [87] heeft geen bruikbare kennis opgeleverd omdat de rapportage vertrouwelijk is.

4.3.7. DC-rimpel Eén fase inverters leveren aan het net een fluctuerend vermogen (100 Hz rimpel). Omdat de inverter doorgaans een beperkte opslagcapaciteit heeft (in de vorm van een condensator) leidt dit per definitie tot een rimpelspanning op het PV-array. Het energieverlies als gevolg van deze rimpel is in [47] op 1% berekend.

4.3.8. Conversierendement van inverter De toegepaste inverters zijn opgebouwd volgens uiteenlopende concepten en hebben daarom uiteenlopende rendementskarakteristieken. Bijlage 6 (toegepaste inverters) geeft een overzicht van de verrichte rendementsmetingen.

4.3.9. Directe fractie In een beperkt aantal gevallen is de energie gemeten die de gebruiker direct van het PVsysteem afneemt, de zogenaamde directe fractie. De directe fractie is sterk afhankelijk van de grootte van het PV-systeem, het energiegebruik van de bewoner en zijn gedrag; de waarden variëren van 0,25 tot 0,65.

4.3.10.Dekkingsgraad Evenzo is gemeten in hoeverre de energieopbrengst van het PV-systeem voorziet in de energiebehoefte van de gebruiker; de waarden variëren van 0,25 tot 1,14.

4.3.11.Tiltfactor De relatie tussen de instraling in het arrayvlak en de horizontale instraling is in een groot aantal gevallen onderzocht [27, 68, 78]. Zoals eerder genoemd zijn de berekeningsmodellen onvoldoende nauwkeurig om de instraling in het arrayvlak te berekenen.

4.4. Gerapporteerde aanbevelingen In de rapportages zijn soms aanbevelingen opgenomen, deze zijn overgenomen in bijlage 7. Het meest in het oog springende zijn tips om problemen met cascaderegelaars en MPP-regelaar op te lossen (anno 2001 is de technische noodzaak om inverters in cascade te plaatsen niet meer aanwezig). Regelmatig wordt erop gewezen dat voorzichtigheid noodzakelijk is bij de omrekening van horizontale instraling naar die in het arrayvlak.

4.5. Discussieonderwerpen Onderstaand overzicht vermeldt passages uit rapporten waarover gediscussieerd kan worden:

EAB-01-02

27

-

-

28

Meer dan 10% van de totale instralingsenergie heeft een instralingsvermogensdichtheid groter dan 1000 W/m² [10]; Een goed werkend PV-systeem heeft een performance ratio die groter is dan 0,75, een slecht werkend systeem heeft een performance ratio die kleiner is dan 0,65 [43]. Deze uitspraak kan wat meer genuanceerd worden immers de instralingsverdeling en het verloop van de rendementscurve van de inverter zijn van grote invloed; Het rendementsverschil tussen twee identieke arrays van 7% is aanvankelijk niet verklaard (pas na drie jaar bleek een bypassdiode defect) [21]; Een discontinu verloop van de rendementskarakteristiek van een inverter werd niet verklaard [8]. Een mogelijke verklaring is dat het meetbereik van de meetwaardeomvormers overschreden wordt: de gepresenteerde getallen kloppen niet altijd; Het is niet waarschijnlijk dat de lage instralingsverliezen van een zuid georiënteerd systeem 8% zijn [8]. Een meer aannemelijke waarde is 4 a 5 %; In de evaluatierapporten van NUON wordt aangegeven dat minstens eenmaal per jaar de standen van de kWh-tellers worden opgenomen, in [43] wordt aangegeven dat de inhoud van de datalogger eens per halfjaar wordt geleegd. Kostbare informatie kan hierbij verloren gaan, immers eventuele tussentijdse problemen met systemen blijven onopgemerkt.

EAB-01-02

5. CONCLUSIE Voor een groot aantal PV-projecten in Nederland is het gedrag van circa 20 systemen nauwgezet door middel van analytische monitoring onderzocht en gerapporteerd. De rapportages van recent in gebruik genomen systemen zijn nog niet voltooid en daarom niet in dit rapport verwerkt. De eindrapportages verschijnen doorgaans – zonder enige vorm van tussenrapportage – pas na 2,5 jaar. Het is duidelijk dat niet alle systemen betrouwbaar zijn: inverters haperen regelmatig, in veel mindere mate vertonen modules kuren of de bekabeling van de arrays is onbetrouwbaar. Analytische monitoring De analytische monitoring leverde van een beperkt aantal systemen een goed inzicht in de werking van het totale PV-systeem, waarbij vrijwel alle systeemverliezen in kaart zijn gebracht. In een veel groter aantal gevallen zijn studies verricht om deelaspecten zoals onderdimensioneringsverliezen, beschaduwingsverliezen en MPPT-verliezen te onderzoeken. De kwaliteit van de meetsignalen en kalibratie van de meetapparatuur speelden een belangrijke rol. Omdat niet in alle gevallen de “Aanbevolen werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde PV-systemen in Nederland” werd nageleefd is belangrijke informatie verloren gegaan. Globale monitoring Voor de globaal gemonitorde projecten geldt dat de gemeten opbrengsten niet verklaard kunnen worden aan de hand van de geregistreerde cumulatieve instraling in het arrayvlak. Vaak zit er een groot verschil tussen de geprognosticeerde jaaropbrengst en de gerealiseerde jaaropbrengst (bestaande inzichten in de oorzaken daarvan zijn nog niet op schrift gezet). Wel leveren genoemde systemen met hun bijbehorende rapportages een schat aan praktijkinformatie op aangaande de betrouwbaarheid van omvormers en modules Opbrengstmeting / evaluatieformulieren Anders dan bij de globale monitoring, die een grote waarde heeft voor het lokaliseren van storingen, levert de opbrengstmeting weinig nieuwe feiten op. De projectevaluatieformulieren vermelden dat de opbrengst slechts eenmaal per jaar gemeten zal worden. Kennisverspreiding Voor insiders kost het veel moeite om informatie te vergaren over de (zwaar gesubsidieerde) monitoringprojecten, laat staan hoeveel moeite derden daarvoor moeten doen. De informatie die wel beschikbaar komt, is doorgaans al enkele jaren oud.

EAB-01-02

29

6. AANBEVELINGEN Opbrengstberekeningen De simulatieprogramma’s voor het afleiden van de instralingsniveaus in het arrayvlak moeten nog verbeterd en gevalideerd worden; Monitoring Het is raadzaam om bij de analytisch gemonitorde projecten de richtlijnen voor de monitoring van PV-systemen beter na te leven; Analytisch gemonitorde systemen leveren zoveel meetgegevens op dat het raadzaam is om een volledige analyse van de systeemverliezen te maken; De verhouding tussen celoppervlak en moduleoppervlak ligt voor a-Si modules beduidend anders dan bij c-Si modules. In verband met de opkomst van a-Si modules is het wellicht aan te bevelen over te schakelen van het begrip ‘celoppervlak’ en ‘celrendement’ naar ‘moduleoppervlak’ en ‘modulerendement’; Een eerste indruk van het functioneren van een PV-systeem kan verkregen worden met een korte meetcampagne waarin de inverter en de modules worden gekarakteriseerd. Er kan dan een uniforme prognose van de jaaropbrengst van een PV-systeem gemaakt worden als de gemeten karakteristieken worden gecombineerd met een tabel met gemeten instralingen in het arrayvlak (referentiejaar). In Nederland kunnen wij afspraken maken welke tabel wij als testreferentiejaar kiezen; Om meer begrip te krijgen van de seizoenafhankelijkheid van de performance ratio is het wenselijk om een database te creëren met verliesfactoren op maandbasis. Achterblijvende systeemopbrengsten kunnen dan beter worden verklaard; Verslaggeving Het verdient aanbeveling om in alle monitoringrapportages een standaard monitoring rapportage formulier op te nemen waarin op overzichtelijke wijze alle relevante systeemgegevens en zoveel mogelijk systeemkentallen worden vermeld. Op deze manier kan snel inzicht worden verkregen in de ‘system performance’; De terugkoppeling van opgedane ervaring binnen de projecten kan sneller als de periode van monitoring wordt teruggebracht naar één jaar waarbij al na enkele maanden (maximaal een half jaar) een tussenrapportage wordt uitgebracht; Nutsbedrijven zouden gestimuleerd moeten worden om regelmatig de opbrengsten van PV-systemen op een toegankelijke manier te rapporteren. Algemeen Het is raadzaam dat inverterfabrikanten ontwerprichtlijnen definiëren voor onderdimensioneringsfactoren van de inverters. Systeemhuizen zijn verantwoordelijk voor de layout van strings; De bestaande kennis van de gedragingen van PV-systemen moet beter toegankelijk worden. Hieronder valt ook de verspreiding van de gemeten rendementscurves van inverters en modules in de vorm van getallen. Kennisgebrek De volgende aspecten zijn in de bestaande rapportages nog niet voldoende onderzocht en gerapporteerd: de vervuiling van modules, er is weinig ervaring met de effecten van partiële beschaduwing en modellering van blokkade van het licht door de horizon; MPPT-verliezen als gevolg van de tracking-onnauwkeurigheid en de eindige ingangscapaciteit van de inverter (rimpel op de DC-spanning);

EAB-01-02

31

-

32

onder- en overdimensioneringsverliezen onder verschillende opstellingscondities en diverse klimatologische omstandigheden.

EAB-01-02

7. REFERENTIES [1] G. Blaesser: "Guidelines for the assesment of photovoltaic plants: Document A: photovoltaic system monitoring", JRC Issue 4.2, januari 1993 [2] G. Blaesser: "Guidelines for the assesment of photovoltaic plants: Document B: Analysis and presentation of monitoring data", JRC Issue 4.1, januari 1993 [3] N.J.C.M. van der Borg, C.W.A. Baltus, E.A. Alsema, A. Reinders, J. Boumans, B.C. Middelman, R.J.C. van Zolingen: "Aanbevolen werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde pv-systemen in Nederland, uitgave 01", ECN-R--94-028, december 1994 [4] C.W.A. Baltus, E.A. Alsema, A. Reinders, J. Boumans, R.J.C. van Zolingen, B.C. Middelman: "Aanbevolen werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde pv-systemen in Nederland, uitgave 02", Novem RC4154, februari 1997 [5] T. Reijenga: "Zonnewende Leiden, Renovatie van 10 woningen met PV modules", Bear architecten Gouda, november 1992 [6] P.H.M.J. Lambriex: "Evaluatie toepassing PV-cellen bij de 54 ecowoningen aan de Terweijerweg te Heerlen", Corio Vastu BV, augustus 1999 [7] C.W.A. Baltus: "The suitability of several methods to quantify energy losses in PV systems (reviewed edition)", EAB-01-01, februari 2001 [8] N.J.C.M. van der Borg, M.J. Jansen: "Technische monitoring van PVsystemen te Apeldoorn Periode september 1997-september 1999", ECN-C-00-005, januari 2000 [9] J.A. Eikelboom, M.J. Jansen: "Characterisation of PV modules of new generations", ECN-C--00-067, juli 2000 [10] A.T. Veltman: "Meetresultaten van 4 PV-woningen te Heerhugowaard, Deel I: Evaluatie 1992", ECN-C—93-022, mei 1993 [11] A.T. Veltman: "Meetresultaten van 4 PV-woningen te Heerhugowaard, Deel 2: Grafieken 1992", ECN-C—93-023, mei 1993 [12] N.J.C.M. van der Borg, A.T. Veltman, E.J. Wildenbeest: "An experimental comparison of the characteristics of seven commercial PV-inverters", ECN-C-93-082, maart 1994 [13] N.J.C.M. van der Borg: "Analyse meetresultaten PV-woningen te Heerhugowaard periode 1993", ECN-C--94-028, mei 1994 [14] C.W.A. Baltus: "Evaluatie Meetresultaten 1kWp a-Si PV-centrale te Petten", ECN-C--94-095, januari 1995 [15] C.W.A. Baltus: "Analyse meetresultaten PV-installatie in de Wijk 1994", ECNC--95-003, april 1995 [16] C.W.A. Baltus: "Analyse meetresultaten PV-installatie te Zandvoort 2e semester 1994", ECN-C--95-004, maart 1995 [17] C.W.A. Baltus: "Analyse meetresultaten PV-woningen te Heerhugowaard periode 1994", ECN-C—95-116, december 1995 [18] C.W.A. Baltus: "Analyse meetresultaten PV-installatie te Zandvoort januaridecember 1995 (tussenrapportage)", ECN-C--96-006, februari 1996 [19] C.W.A. Baltus: "Analyse meetresultaten PV-installatie in de Wijk over 1995Tevens eindrapportage over 1994-1995", ECN-C--96-021, april 1995 [20] E.J. Wiggelinkhuizen, C.W.A. Baltus: "Analyse Meetresultaten PV-installatie te Zandvoort juli 1994december 1996 (eindrapportage)", ECN-C--97-069, oktober 1997 [21] C.W.A. Baltus, E.J. Wiggelinkhuizen, J.A. Eikelboom: "Bepaling arrayvermogen van de PV-installatie te Zandvoort", ECN-C--97-094, maart 1998 [22] C.W.A. Baltus, E.J. Wiggelinkhuizen: "Het gedrag van het PV-systeem op Houttuinen Zuid 41 te Apeldoorn", ECN-C--98-001, februari 1998 [23] E.J. Wiggelinkhuizen, C.W.A. Baltus: "Monitoring van zes AC-modules op het ECN-testveld te Petten, Evaluatieperiode november 1997-februari 1998" september 1998", ECN-C--98-070, september 1998 EAB-01-02

33

[24] J.A. Eikelboom: "Effecten van temperatuur op de jaaropbrengst van nietgeventileerde PV-modules. Een verkenning", ECN-C-99-033, april 1999 [25] N.J.C.M. van der Borg: "Analyse meetresultaten PV-woningen te Heerhugowaard, periode 1992-1998", ECN-C--99-044, juni 1999 [26] J.A. Eikelboom, A.M. de Broe: "Levensduurtesten AC-modules", ECN-C--99050, juni 1999 [27] N.J.C.M. van der Borg, J.A. Eikelboom: "De PV-Solex methode toegepast op 14 nominaal identieke systemen", ECN-C--99-058, augustus 1999 [28] C.W.A. Baltus: "Analyse Meetresultaten PV-installatie te de Wijk 1e en 2e kwartaal 1994", ECN-CX-94-146, oktober 1994 [29] E.J. Wiggelinkhuizen: "Monitoring van zes AC-modules met NKF/OK4E inverters op het ECN testveld te Petten januari 1998-juni 1998", ECN-DE Memo 98-055, juli 1998 [30] C.W.A. Baltus, J. Schlangen: "Het PV-systeem van de energie-indifferente woning in Zandvoort", ECN-RX--95-011, maart 1995 [31] C.W.A. Baltus: "Praktijkgegevens van twee 1kWp netgekoppelde PV centrales bij ECN", ECN-RX--95-012, maart 1995 [32] C.W.A. Baltus, J.A. Eikelboom, R.J.C. van Zolingen: "Analytical monitoring of losses in PV systems", ECN-RX—97-043, juli 1997 [33] A.J. Kil, M. van Schalkwijk, H. Marsman, T.C.J. van der Weiden: "Monitoring PV systeem Nieuw Sloten", Ecofys E2004, mei 1999 [34] W.O.J. Böttger, J.H.N. Boumans, T.C.J. van der Weiden: "Analyse van drie 2.3 kWp PV-systemen in gerenoveerde woningen aan de Zonnewende te Leiden", Ecofys E2008, december 1996 [35] H. Marsman, A. Kil, T. Schoen, L. Bader: "Monitoring van netgekoppelde PVsystemen SCW in de Wijk Nieuwland Amersfoort", Ecofys E2031a, december 1998 [36] B. de Wit, T. van der Wekken, A.J. Kil, T.C.J. van der Weiden: "Monitoring van netgekoppelde PV-systemen in Barendrecht en Dordrecht", Ecofys E2037 , januari 2000 [37] E.C. Molenbroek, F. Leenders, A.J. Kil: "Monitoring van een amorf silicium PV-systeem te Heino", Ecofys E2044, juni 1999 [38] W.O.J. Böttger, K.H. Hoekstra, A.J.N. Schoen: "Ontwikkeling betonnen platdakelementen, Pilot project "Woondrecht"", Ecofys E2056, december 1996 [39] E.M. Bader, W.O.J. Böttger: "Bouwfysische aspecten, PV-syteem de kleine aarde", Ecofys E2059, augustus 1998 [40] E.C. Molenbroek, K.J. Hoekstra, T.C.J. van der Weiden, F. Paletta, F. Toninelli, P. Paes, A. Yoyce, C. Rodriques, I. Gros: "Final technical report: AC-module Pv systems in Italy, Portugal and the Netherlands ", Ecofys E2075, november 1999 [41] E.C. Molenbroek, A.J. Kil, T.C.J. van der Weiden: "Eindrapportage monitoring van het 3,5 kWp a-Si PV-systeem te Nuenen", Ecofys E2087.3, februari 2000 [42] F. Leenders, A.J.N. Schoen: "Realisatie van 15 PV woningen in HaagsittardPark, Sittard", Ecofys E21010.3, maart 2000 [43] A.J. Kil, P.W.F. Deege, S.B. Bouwmeester: "Monitoring van PV-woningen De Groene Leguaan", Ecofys E21119, maart 2001 [44] E.C. Molenbroek, T.C.J. van der Weiden, K.J. Hoekstra: "Temperatuurgedrag van inverters van AC-modules", Ecofys E2117.1, januari 1999 [45] A.J. Kil, E.C. Molenbroek: "Monitoring PV-systeem kantoor Arthur Andersen Amstelveen - resultaten 1998", Ecofys E2118, maart 2000 [46] N.J.C.M. van der Borg, E.J. Wiggelinkhuizen: "Amorphous silicon modules on facades with non-optimal orientations", ECN-RX-00-009, mei 2000 [47] M. Schalkwijk, A.J. Kil, T.C.J. van der Weiden: "Aanvullende analyse van meetresultaten van de 10 kWp systemen bij EDP, ONS en ECN", Ecofys E234, juli 1996 [48] J.H. Boumans, T.C.J. van der Weiden: "Monitoring dakgeïntegreerd PVsysteem in Woubrugge Tussenrapportage", Ecofys E249, maart 1995 [49] J.H. Boumans, T.C.J. van der Weiden: "Monitoring dakgeïntegreerd PVsysteem Woubrugge – Eindrapportage", Ecofys E249, mei 1995

34

EAB-01-02

[50] J.H. Boumans, T.C.J. van der Weiden: "Monitoring van een 3 kW PVdaksysteem in Lekkerkerk, Tussenrapportage", Ecofys E270, maart 1995 [51] J.H. Boumans, T.C.J. van der Weiden, : "Monitoring van een 3 kW PVdaksysteem in Lekkerkerk- Eindrapportage", Ecofys E270, november 1995 [52] L.E. de Graaf, T.C.J. van der Weiden: "Monitoring PV-systeem van 20 ACmodules", Ecofys E2045, oktober 1995 [53] L.E. de Graaf, T.C.J. van der Weiden: "Realisatie test-PV-systeem bestaand uit 20 AC-modulen", Ecofys E289, oktober 1995 [54] A.J. Kil, K.J. Hoekstra: "Testen netgekoppelde PV-systemen Heerhugowaard", Ecofys E293, maart 1995 [55] L.E. de Graaf, W.O.J. Böttger, J.H. Boumans, A.J.N. Schoen, T.C.J. van der Weiden: "Resultaten monitoring 16 netgekoppelde PV-systemen bij particulieren (eindrapportage)", Ecofys E298, december 1996 [56] E.M. Koot: "Evaluatierapportage "Het SUNPOWER project fase 1"", Ekomation, september 2000 [57] A.H.M.E. Reinders: "Performance analysis of photovoltaic solar energy systems, proefschrift, Universiteit Utrecht", ISBN 90-73958-47-4, februari 1999 [58] E. Visser: "Evaluatierapportage PV Geluidsscherm A9 opgebouwd met ACmodules", NUON, januari 2000 [59] A. Boessenkool: "Wijkontmoetingscentrum Woudhuis (eindrapportage)", NUON, juli 2000 [60] Onbekend: "24 kWp Natuurstroomcentrale Atletiek Vereniging Nijmegen", NUON, januari 1997 [61] N.J.C.M. van der Borg, E. Rössler, E.B.M. Visser: "A traffic noise barrier equipped with 2160 AC-modules", ECN-RX-00-008, mei 2000 [62] A. Boessenkool: "Eindrapportage Integratie PV in gebouwen", NUON Evaluatierapport, augustus 2000 [63] A. Boessenkool: "Wageningen, stadswerf", NUON Evaluatierapport, augustus 2000 [64] A. Meijnders: "PV zonwering op kantoor Hollander Beheer", NUON Evaluatierapport, januari 2000 [65] Onbekend: "Natuurstroomcentrale Regio Rent, eindrapportage", NUON Evaluatierapport , mei 1997 [66] Onbekend: "3 PV-Ecostroomcentrales EMH", PV-info, november 1999 [67] R.J.C. van Zolingen, C.W.A. Baltus: "Opbrengsten en verliezen in netgekoppelde PV-systemen", R&S Paper NZEC95, april 1995 [68] R. van Zolingen: "Analyse van de opbrengst van PV-woningen in Heerhugowaard (eindrapport)", R&S rapport 9404, augustus 1996 [69] P. van Nobelen: "De Groene Leguaan III, Monitoren AC-modules ", Rapport buro Wilders, maart 2000 [70] H. van de Ridder: "PV-gevels in de sociale woningbouw "de Gelderse Blom"", Remu, augustus 1997 [71] H. van de Ridder: "Monitoring zonne-energie installaties bij 50 PV-woningen in de wijk Nieuwland te Amersfoort", Remu, februari 1996 [72] Intersec: "PV-schermen rijksweg A27 Biltse Rading, Documentatie input formulier", RWS 1051_10.w51, februari 1997 [73] Onbekend: "Pijnacker toepassing PV 18 woningen", Sunergy, december 1998 [74] A.A.L. Traversari: "Eindrapportage monitoring Gelderse Blom, oktober 1997september 1999", TNO-MEP-R2000/093, maart 2000 [75] V.A.P. van Dijk, E.A. Alsema: "SOMES version 3.0 Technical Reference Manual", UU NW&S 92009, januari 1992 [76] E.A. Alsema, A.H.M.E. Reinders, E.A. Sjerps-Koomen: "Opbrengstgegevens van het PV geluidsscherm langs de A27 monitoring periode juli '95-maart '96", UU NW&S 96020, april 1996 [77] E.A. Alsema, A.H.M.E. Reinders, E.A. Sjerps-Koomen: "Opbrengstgegevens van het PV geluidsscherm langs de A27 na één jaar systeembedrijf", UU NW&S 96096, december 1996

EAB-01-02

35

[78] J.W.H. Betcke, V.A.P. van Dijk, L.A.M. Ramaekers, R.J.C. van Zolingen: "Evaluatie van instralingsmetingen op horizontale en getilte vlakken, eindrapport", UU NW&S 98110, december 1998 [79] V.A.P. van Dijk, J.W.H. Betcke, D. Hirsch: "Inventarisatie PV-monitoring", UU NW&S Concept, april 2001 [80] C.W.A. Baltus, F.J. Kuijper, H.E. Oostrum, B.C. Middelman, E. Rössler, T. Nordmann: "A photovoltaic data acquisition program for supervision monitoring of a large number of AC-modules", ECN-RX-98-053, juli 1998 [81] J.H. Boumans, T.C.J. van der Weiden: "Beheer van netgekoppelde PVsystemen - een eerste verkenning -", Ecofys E2016, oktober 1996 [82] E.C. Molenbroek, A.J. Kil, T.C.J. van der Weiden: "Technische verificatie PVSolex", Ecofys E21108, juli 1999 [83] C.W.A. Baltus: "Opbrengstverificatie van een netgekoppeld PV-systeem door globale monitoring met de Sunlogger", NDEC1999, p.256..257, november 1999 [84] N.J.C.M van der Borg, M.J. Janssen: "Technische monitoring van 80 PVsystemen te Apeldoorn", ECN-C—01-010, februari 2001 [85] N.J.C.M van der Borg, M.J. Janssen: "Phovoltaic noise barrier at the A9highway in the Netherlands, Results of the monitoring programme", ECN-C-01-021, februari 2001 [86] H. Marsman, A. Kil, T. Schoen, L. Bader: "Monitoring van netgekoppelde PVsystemen SCW in de Wijk Nieuwland Amersfoort, Bijlage", Ecofys E2031b, december 1998 [87] A.M. de Broe, P. Otto: "Dynamic behaviour of MPP Tracking devices in PV Inverters (Confidential)", ECN-CX-98-051, april 1998 [88] A. Kanakis, N. van der Borg: “Design qualification and type approval of inverters for grid-connected operation of photovoltaic generators, Dutch guidlines”, ECN-C—99-085, november 1999

36

EAB-01-02

Bijlage 1: Beschouwde analytisch gemonitorde systemen Plaats Amersfoort Amstelveen Amsterdam Apeldoorn Barendrecht De Bilt De Wijk Dordrecht Heerhugowaard Heerhugowaard Heerhugowaard Heerhugowaard Leiden Lekkerkerk Nuenen Ouderkerk aan de Amstel Petten Petten Petten Petten Petten Schiedam Utrecht Woubrugge Zandvoort

EAB-01-02

Omschrijving systeem SCW Nieuwland Arthur Anderson Nieuw Sloten 250 kWp Houttuinen Zuid Nieuweland Geluidsscherm A27 Zorgcentrum Woondrecht Andescondor 18 Andescondor 20 Steenuil 2 Steenuil 4 Zonnewende Bezemer a-Si van der Vleuten Geluidsscherm A9 ONS/ECN/EDP Testopstelling a-Si opstelling mc-Si opstelling AC-modules ONS/ECN/EDP Testopstelling Ecofys woning Kroon woning Kamp

37

Bijlage 2: Beschouwde globaal gemonitorde systemen Plaats Amersfoort Amstelveen Apeldoorn Baarn Boksem Boxtel Den Haag Deventer Drachtstercompagnie Grathem Heiloo Heino Lunteren Meppel Ouderkerk aan de Amstel Paterswolde Schermerhorn Stavoren Stavoren Stavoren Stavoren Stavoren Stavoren Stavoren Stavoren Stavoren Stavoren Stavoren Uithoorn Utrecht Vianen Vlissingen

38

Omschrijving systeem School "de Border" Arthur Anderson Woudhuis ODE ODE ODE ODE ODE ODE ODE ODE ODE ODE ODE Geluidsscherm A9 ODE ODE De groene Leguaan, woning 1 De groene Leguaan, woning 2 De groene Leguaan, woning 3 De groene Leguaan, woning 4 De groene Leguaan, woning 5 De groene Leguaan, woning 6 De groene Leguaan, woning 7 De groene Leguaan, woning 8a De groene Leguaan, woning 8b De groene Leguaan, woning 9a De groene Leguaan, woning 9b ODE Ecofys systemen ODE ODE

EAB-01-02

Bijlage 3: Beschouwde evaluatierapporten Plaats Apeldoorn Apeldoorn Culemborg Drachten Gouda Heerlen Nijmegen Nijmegen Ouderkerk a/d de Amstel Pijnacker Sittard Veenendaal Wageningen

EAB-01-02

Omschrijving systeem Hollander Beheer PV zonwering (Hollander Beheer) Stadskantoor Adverium EMH Terweijerweg Atletiekvereniging Regio Rent Geluidsscherm A9 18 woningen Haagsittard-park 6 woningen Stadswerf

39

Bijlage 4: Monitoring rapportage formulier Roepnaam monitoring Rapportnummer Lokatie Naam systeem Analytisch gemonitord Globaal gemonitord Eigenaar PV systeem Opleveringsdatum Fabrikaat modules Type modules Celoppervlak Fabrikaat inverter Type inverter Aantal inverters Nominale DC-spanning Tilt Oriëntatie Begin monitoringperiode Einde monitoringperiode Monitoringfractie (MF) Beschikbaarheidsgraad PV-systeem Dekkingsgraad Directe fractie Opbrengst Presentatie getallen per maand Instralingshistogram Hg Hi Pstc Beschaduwingsverliezen Lage instralingsverliezen Temperatuurverliezen Kabelverliezen Inverterverliezen Onderdimensioneringsverliezen Afwijkend modulevermogen MPP-verlies Performance ratio (PR) Verklaring PR Genormeerde opbrengst k-factor Rendement modules (gemiddeld, 25°C) Rendement modules (max, 25°C) Rendement inverter (gemiddeld) Rendement inverter (max) (Partiële) beschaduwing Problemen inverter Problemen modules Problemen MPP-tracking Gerapporteerde bevindingen Gerapporteerde aanbevelingen

40

tekst tekst tekst tekst ja/nee ja/nee tekst Datum tekst tekst m² tekst tekst getal Volt ° ° Datum Datum % % % kWh ja/nee ja/nee kWh/m² kWh/m² kWp % % % % % % % % ja/nee kWh/kWp K/(1000 W/m²) % % % % tekst tekst tekst tekst tekst tekst

EAB-01-02

Bijlage 5: Toegepaste modules Fabrikaat BP Helios Kyocera Kyocera NAPS France Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar Energy Shell Solar energy Shell Solar Energy Siemens Siemens Unisolar Unisolar Unisolar Unisolar

EAB-01-02

Type module BP275F 110 Wp KC120-1 LA721G108 A13R IRM45 IRM48 IRS45 IRS50 IRS95LA IRS100 RBB PV700 RDG50 RMM30 RMM48 RSL50 RSM40 RSM45 RSM50 RSM90 RSM95 RSM100 Schuco doorzicht panelen (15% transparant) Speciale doorzicht modules met HR-glas M110F SR100 SSR128 SSR64 US32 US64

41

Bijlage 6: Toegepaste inverters Fabrikaat

Type

Abachus ASP ASP Dorfmüller Edisun Fronius Mastervolt Mastervolt Mastervolt NKF Siemens Siemens SMA SMA SMA SMA SMA SMA SMA SMA SMA UFE UFE UFE Victron Würth

Sunverter 500 W Top Class grid II/4 2,5 Top Class Grid II/6 2,5

42

Sunrise Midi Sunmaster 130S Sunmaster 1800 Sunmaster 2500 OK4E-100 Solar PVV 1500 9AB4135-3CC33 PV-WR-1000 PV-WR-1500 PV-WR-1800 PV-WR-5000 PV-WR-T-40 PV-WR-T-150 Sunny Boy SWR700 Sunny Boy SWR850 Sunny Boy SWR1500 NEG 4 NEG1500 NEG1600 Ecoverter 1000 WE500 HWR

Rend. MPPT onderzocht Rend. Veldmeting Labmeting x x

x x x

x

x

x

x x x x x

x x x x x x x

x x x x

x

x x

x

x x x

EAB-01-02

Bijlage 7: In rapportages vermelde aanbevelingen 1 2 3 4 5 6

7 8 9 10 11 12 13 14 15

16 17 18

Monitoringprint van MV130 niet toepassen voor analytische monitoring / Infrarood opnamen om de twee / vijf jaar maken De PV-Solex criteria moeten verruimd worden om onterechte foutmeldingen te voorkomen. Telemetrische kWh-tellers installeren om systeem te bewaken, ivm hoge storingsgraad Voor beheer geen instralingsmeter noodzakelijk Oorzaak van slecht functioneren moet nader worden onderzocht. Het is aanbevelenswaardig om PV-systemen die analytisch gemonitord zijn, met PV-LAM te analyseren om een database te verkrijgen met maandelijkse verliesposten te verkrijgen / Voorts kennisgebrek geconstateerd in mismatchverliezen, vervuiling, degradatie, MPPT-verliezen Eigen verbruik van verwarmingselement terugdringen door zorgvuldiger plaatsing en afstelling Cascaderegeling en MPP-regelaar verbeteren Onderzoek naar verbeteringen van MPP-tracker gewenst Instralingsmeetsysteem controleren Het is raadzaam de SMA inverter te vervangen door een inverter van de huidige generatie Huidige rekenmethodes voor berekening van instraling in arrayvlak zijn onvoldoende nauwkeurig Uitbreiding ECN testfaciliteit voor inverters en faciliteit om MPPT onder dynamische condities te testen Mogelijk zijn flashtesten beter dan monitoring om degradatie vast te stellen Grote voorzichtigheid geboden bij omrekening van horizontale instralingsgegevens naar instraling in arrayvlak / nader onderzoek gewenst in hoeverre systeem met één inverter kan worden bedreven / De vorm van monitoring kan veel eenvoudiger (globaal) Jaarlijks modules na het winterseizoen schoonmaken / globale monitoring voortzetten om fouten te detecteren Een eenvoudige methode voor de voorspelling van de opbrengst van PV-systemen moet worden bevorderd Voor start van het project moeten duidelijk contractueel vastgelegde afspraken met nutsbedrijf worden gemaakt (terugleververgoeding bleek niet conform belofte)/ Documentatie, tekeningen, techn. Omschrijvingen en garantiebepalingen moeten integraal onderdeel zijn van verkoopdocumentatie.

19 Men zou alle combinaties van modules en inverters moeten plaatsen en bemeten om te achterhalen welke combinatie de beste is. Het is raadzaam een automatisch meetsysteem te installeren om te voorkomen dat PV-systemen langdurig defect zijn. 20 Nader onderzoek naar instralingsgegevens gewenst

EAB-01-02

43