Faculteit Bio-ingenieurswetenschappen Academiejaar 2010 – 2011
Invloed van stof en schaduw op productiviteit van fotovoltaïsche installaties
Liesbet Symoens Promotor: Prof. dr. ir. Jan Pieters
Masterproef voorgedragen tot het behalen van de graad van Master in de bio-ingenieurswetenschappen: Milieutechnologie
Vertrouwelijkheidsclausule “ De auteur en de promotor geven de toelating deze scriptie voor consultatie beschikbaar te stellen en delen van de scriptie te kopiëren voor persoonlijk gebruik. Elk ander gebruik valt onder de beperkingen van het auteursrecht, in het bijzonder met betrekking tot de verplichting de bron uitdrukkelijk te vermelden bij het aanhalen van resultaten uit deze scriptie.”
© Juni 2011 Liesbet Symoens
i
Woord Vooraf Deze thesis dient ter afsluiting van mijn vijf jaar durende opleiding als bio-ingenieur. Een thesis maak je echter nooit alleen, vandaar dat ik hier een aantal mensen wil bedanken die een belangrijke bijdrage hebben geleverd om dit werk tot een goed einde te brengen. Eerst en vooral wil ik mijn promotor, prof. dr. ir. Jan Pieters, bedanken voor de goede begeleiding, de nodige feedback en de duwtjes in de juiste richting. Bedankt voor de tijd die u wou vrijmaken voor het doornemen en verbeteren van mijn thesis. Tevens wil ik ook Eddy Philips en Dieter Iemants van de vakgroep bedanken voor de nodige technische ondersteuning bij de experimentele opstelling. Verder wil ik de bedrijven Trevi en Galloo bedanken om hun PV-installaties en gegevens ter beschikking te stellen voor mijn onderzoek. Hierbij zou ik graag Pierre Vandeputte (Galloo), Marijn Louwagie en Stefaan Deboosere (beiden Trevi) bedanken. Voor het verzamelen van de juiste informatie en gegevens gaat ook een speciaal dankwoord naar prof. dr. ir. Paul Van der Meeren en Quenten Denon (vakgroep Toegepaste analytische en fysische chemie), Hugo Moor (Scheuten Solar) en Peter Rogier (Osmobright). ‘Last but not least’, wil ik de mensen bedanken die me gedurende deze vijf jaar gesteund hebben en in me zijn blijven geloven: mijn ouders, mijn familie, mijn vriend Fré, mijn ploeggenoten van de volleybal, mijn studiegenoten en dan vooral Lynn, Isabel en Nathalie. Het waren vijf zware studiejaren maar dankzij jullie is het me gelukt. Dank je wel allemaal!
ii
Samenvatting De interesse in hernieuwbare energie groeit de laatste jaren meer en meer. Zonne-energie is een hot topic waar tot op heden nog heel wat onderzoek naar wordt verricht. De opbrengst van fotovoltaïsche installaties is onderhevig aan verschillende factoren en een goede analyse van de impact van deze factoren is dan ook cruciaal. Schaduw en stof zijn twee belangrijke factoren die deze opbrengst sterk kunnen beïnvloeden. In het kader van deze scriptie werden verschillende experimenten uitgevoerd om de bijdrage van deze twee factoren in kaart te brengen. Het experimentele onderzoek vond plaats onder zowel gecontroleerde omstandigheden als onder praktijkomstandigheden. De gecontroleerde omstandigheden vonden plaats na optimalisatie van de laboratoriumopstelling/buitenopstelling op moduleniveau, terwijl onder praktijkomstandigheden gekeken werd naar het effect van beide factoren op volledige PV-systemen. Uit de resultaten bleek dat (partiële) beschaduwing een sterk nadelig effect had op de performantie/opbrengst van fotovoltaïsche modules en systemen. In het experimentele onderzoek onder gecontroleerde omstandigheden werd ten eerste vastgesteld dat de mate van beschaduwing en meer bepaald beschaduwing op zonnecellen van meerdere bypass diodes, zeer nadelig was voor de opbrengst. Ten tweede gaf het type beschaduwing, tijdelijke beschaduwing door bv. een blad dat op een zonnepaneel valt of beschaduwing t.g.v. de locatie door bv. schaduwmakende objecten op afstand, weinig verschil op het schaduweffect. Diffuse straling die beter op de zonnecel valt bij groter wordende afstand, bleek dus weinig invloed te hebben. Het allerbelangrijkste bleek hier de afwezigheid van directe zonnestraling op de zonnecel. Dit werd vastgesteld bij een monokristallijne module. Een polykristallijne module daarentegen hecht mogelijks meer belang aan diffuse straling. Tot slot werd het schaduweffect beïnvloed door de temperatuur van de zonnecellen en de zonneinstraling. In het experimentele onderzoek onder praktijkomstandigheden werden twee PVinstallaties (Trevi-I en Trevi-II) onderzocht. Ook hier bleek schaduw een sterk nadelige invloed te hebben op de opbrengst. De te trekken conclusie uit het experimentele onderzoek naar de invloed van beschaduwing op de performantie van fotovoltaïsche systemen is hoe dan ook het vermijden van beschaduwing om een zo goed mogelijke werking te garanderen, zelfs wanneer bypass diodes ingebouwd zijn. Uit de resultaten bleek eveneens dat de invloed van stof op de performantie/opbrengst van fotovoltaïsche modules en systemen sterk afhankelijk was van het type stof. In het experimentele onderzoek onder gecontroleerde omstandigheden werd gebruik gemaakt van bloem en zand, twee types stof die respectievelijk fijn en grover stof voorstelden. Fijn stof bleek een grotere impact op de performantie te hebben dan grover stof voor eenzelfde massa stof per oppervlakte-eenheid. Dit was iii
te verklaren door de hogere graad van bedekking van fijn stof t.o.v. grof stof. Het onderzoek op een operationeel PV-systeem (Galloo) gaf vanuit wetenschappelijk oogpunt een significant verschil tussen niet reinigen en reinigen. Procentueel gezien werd een verbetering van de opbrengst waargenomen van ongeveer 1,6%. Economisch gezien zal reiniging bij kleinschalige installaties (< ±10kWp) niet haalbaar zijn. Mogelijks is reinigen wel economisch zinvol bij een bepaalde grootte van de installatie.
iv
Inhoudsopgave Vertrouwelijkheidsclausule .................................................................................................................. i Woord Vooraf ...................................................................................................................................... ii Samenvatting...................................................................................................................................... iii Inhoudsopgave .................................................................................................................................... v Symbolen & Afkortingen .................................................................................................................. viii Inleiding ....................................................................................................................................... 1 1 Literatuuronderzoek ................................................................................................................. 3 1.1 De zon als duurzame energiebron................................................................................................ 3 1.2 Beleidsondersteuning ................................................................................................................... 4 1.3 Opbouw fotovoltaïsche systemen ................................................................................................ 4 1.3.1 Zonnecellen ........................................................................................................................... 4 1.3.1.1 Fysische werking............................................................................................................................ 5 1.3.1.2 Soorten .......................................................................................................................................... 7 1.3.1.3 Elektrisch gedrag ........................................................................................................................... 8
1.3.2 Fotovoltaïsche modules....................................................................................................... 12 1.3.2.1 Opbouw ....................................................................................................................................... 12 1.3.2.2 Elektrisch gedrag ......................................................................................................................... 13
1.3.3 Omvormers .......................................................................................................................... 14 1.3.4 Soorten PV-systemen .......................................................................................................... 14 1.4 Opbrengst van fotovoltaïsche systemen .................................................................................... 15 1.4.1 Algemeen ............................................................................................................................. 15 1.4.2 Invloed van oriëntatie en hellingshoek ............................................................................... 16 1.4.3 Invloed van schaduw ........................................................................................................... 17 1.4.3.1 Schaduwtypes ............................................................................................................................. 17 1.4.3.2 Zonnecel in reverse bias .............................................................................................................. 17 1.4.3.3 Wijziging elektrisch gedrag ......................................................................................................... 18 1.4.3.4 (Innovatieve) oplossingen ........................................................................................................... 19
1.4.4 Invloed van stof ................................................................................................................... 21 1.4.4.1 Definitie stof ................................................................................................................................ 21 1.4.4.2 Fase-I-onderzoeksperiode ........................................................................................................... 21 1.4.4.3 Fase-II-onderzoeksperiode .......................................................................................................... 22 1.4.4.4 Beïnvloedingsfactoren stofaccumulatie ...................................................................................... 24 1.4.4.5 Oplossing : zelfreinigende zonnepanelen .................................................................................... 25
v
1.5 Conclusie en doelstelling ............................................................................................................ 26 2 Materiaal en methoden .......................................................................................................... 27 2.0 Proefopzet .................................................................................................................................. 27 2.1 Materiaal .................................................................................................................................... 28 2.1.1 Gecontroleerde omstandigheden ....................................................................................... 28 2.1.1.1 Fotovoltaïsche module ................................................................................................................ 28 2.1.1.2 Meters en sensoren ..................................................................................................................... 29
2.1.2 Praktijkomstandigheden...................................................................................................... 31 2.1.2.1 Installatie Galloo ......................................................................................................................... 31 2.1.2.2 Installatie Trevi-I.......................................................................................................................... 33 2.1.2.3 Installatie Trevi-II......................................................................................................................... 35
2.2 Experimentele procedures ......................................................................................................... 36 2.2.1 Optimalisatie laboratoriumopstelling/buitenopstelling...................................................... 36 2.2.2 Schaduweffect ..................................................................................................................... 36 2.2.2.1 Gecontroleerde omstandigheden ................................................................................................ 36 2.2.2.2 Praktijkomstandigheden ............................................................................................................. 39
2.2.3 Stofeffect ............................................................................................................................. 41 2.2.3.1 Gecontroleerde omstandigheden ................................................................................................ 41 2.2.3.2 Praktijkomstandigheden ............................................................................................................. 42
3 Resultaten en discussie ........................................................................................................... 43 3.1 Optimalisatie laboratoriumopstelling/buitenopstelling ............................................................. 43 3.2 Schaduweffect ............................................................................................................................ 43 3.2.1 Gecontroleerde omstandigheden ....................................................................................... 43 3.2.1.1 Experiment 1 ............................................................................................................................... 43 3.2.1.2 Experiment 2 ................................................................................................................................ 48 3.2.1.3 Experiment 3 ............................................................................................................................... 51 3.2.1.4 Experiment 4 ............................................................................................................................... 51
3.2.2 Praktijkomstandigheden...................................................................................................... 53 3.2.2.1 Trevi-I .......................................................................................................................................... 53 3.2.2.2 Trevi-II ......................................................................................................................................... 56
3.3 Stofeffect ..................................................................................................................................... 60 3.3.1 Gecontroleerde omstandigheden ....................................................................................... 60 3.3.1.1 Experiment 5 ............................................................................................................................... 60 3.3.1.2 Experiment 6 ................................................................................................................................ 61
3.3.2 Praktijkomstandigheden...................................................................................................... 62 4 Conclusie ................................................................................................................................ 66 5 Verder onderzoek ................................................................................................................... 70 Referentielijst ............................................................................................................................ 71 Appendix A ................................................................................................................................ 78 vi
Appendix B................................................................................................................................. 81 Appendix C................................................................................................................................. 82 Appendix D ................................................................................................................................ 92 Appendix E ................................................................................................................................ .98
vii
Symbolen & Afkortingen c0 f E G h I ID IF I0 IP ISC IR IPh m η RP RS V Vb VOC VD VF VR VT w
Coëfficiënt van foto-elektrische stroom Frequentie Energie Zonne-instraling Constante van Planck Driftstroom Diodestroom ‘forward biased’ stroom Omgekeerde verzadigingsstroom Stroom door parallelweerstand Kortsluitstroom ‘reversed biased’ stroom Foto-elektrische stroom Diodefactor Efficiëntie of rendement (%) Parallelweerstand Serieweerstand Outputspanning Doorslagspanning Open klemspanning Diodespanning ‘forward biased’ spanning ‘reversed biased’ spanning Temperatuurspanning Stofdichtheid
AC CIGS CIS CdTe DC DSC EDS FF FIT
Alternating current, wisselstroom Copper-Indium-Gallium-diSelenide, koper-indium-gallium-diselenide Copper-Indium-diSelenide, koper-indium-diselenide Cadmium-Telluride Direct current, gelijkstroom Dye-Sensitized solar Cell, kleurstofgevoelige zonnecel Electrodynamic Dust Shield, elektrodynamische stofscherm Fill Factor, vulfactor Feed-In Tarrif viii
EVA GSC GVO HIT MPP(T) NASA PR PV Si STC VREG W(p) kWh
Ethyl-Vinyl-Acetaat Groenestroomcertificaten Garantie Van Oorsprong Heterojunction with Intrinsic Thin layer Maximum power point (tracking) National Aeronautics and Space Administration Performance Ratio, opbrengstfactor PhotoVoltaic, fotovoltaïsch Silicium Standaard testcondities Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Electriciteits- en Gasmarkt Watt(piek) kiloWatthour, kiloWattuur
ix
Inleiding Duurzame energie wint de laatste jaren meer en meer aan belangstelling en economisch belang. De grootste drijfveren achter duurzame energie zijn de uitputtelijkheid van de fossiele brandstoffen en de slechte invloed op het leefmilieu door het gebruik van deze brandstoffen. Bovendien drukt de productie van duurzame energie veel minder op het milieu doordat er minder CO2 vrijkomt. De gekendste duurzame energiebronnen zijn water, zon en wind (Milieucentraal, 2010). Op de klimaatconferentie in Kyoto (1997) engageerde Europa zich ertoe de uitstoot van broeikasgassen, waaronder CO2, te reduceren in de periode 2008-2012 met 8% in vergelijking met 1990. Aangezien de energiesector hier grotendeels verantwoordelijk voor is, dringen veranderingen in deze sector zich vooral op. Via rationeel energiegebruik, efficiënte energieopwekking en investeren in hernieuwbare energiebronnen tracht Europa deze doelstellingen te behalen (Eyckmans, 2007). De recentste klimaatconferentie in Mexico (2010) bracht echter nog geen overeenstemming over de verlenging van het Kyoto-protocol dat in 2012 afloopt (Milieuloket, 2010). Deze scriptie focust zich op de zon als hernieuwbare energiebron. Zonnepanelen zijn een hot topic waar tot op heden nog heel wat onderzoek naar verricht wordt. Deze technologie is nog jong en dynamisch en staat eigenlijk nog maar in haar kinderschoenen. De opbrengst van fotovoltaïsche zonnepanelen is onderhevig aan een aantal factoren en een goede analyse van de impact van deze factoren is dan ook noodzakelijk (Pollet & Volcke, 2010). Het doel van deze scriptie is om de invloed van stof en schaduw na te gaan op de opbrengst van fotovoltaïsche installaties. De invloed van deze twee factoren werd zowel onder gecontroleerde omstandigheden als onder praktijkomstandigheden onderzocht en geanalyseerd. In Hoofdstuk 1 worden via literatuuronderzoek de werking en de opbouw van fotovoltaïsche systemen besproken vooraleer de verschillende factoren aan te halen die invloed hebben op de opbrengst van fotovoltaïsche systemen. In dit hoofdstuk wordt de basis gelegd voor het begrijpen van de daaropvolgende hoofdstukken. De materiaal en methoden die gebruikt werden voor de experimenten, worden in detail besproken in Hoofdstuk 2. Dit hoofdstuk bevat onder meer de proefopzet van het experimentele onderzoek. Het experimentele onderzoek kan na de optimalisatie van de laboratoriumopstelling/buitenopstelling, opgedeeld worden in twee delen: het schaduweffect en het stofeffect.
1
De resultaten worden besproken en geanalyseerd in Hoofdstuk 3. Dit hoofdstuk omvat eveneens de discussie met de link naar het literatuuronderzoek. De conclusies van deze scriptie worden in Hoofdstuk 4 samengevat. In het afsluitende hoofdstuk worden nog aanbevelingen gegeven voor verder onderzoek omtrent dit onderwerp in de toekomst.
2
Hoofdstuk 1
Literatuuronderzoek 1.1 De zon als duurzame energiebron Zonne-energie bevat een enorm potentieel. De aarde ontvangt immers op één dag meer dan voldoende zonne-energie om aan de jaarlijkse wereldwijde energiebehoeften (14 TW) te voldoen (figuur 1.1). Het gevaar voor uitputting is bij de zon niet aan de orde. Bovendien kan zonne-energie overal ter wereld aangewend worden met slechts een verschil in zonne-instraling, en dus elektriciteitsproductie, van een factor twee à drie tussen bevolkte regio’s met de minste en meeste zonne-instraling (Minnaert, 2008).
Zonne-energie
89000 14
Wereldwijde energieconsumptie 0
50000 100000
TW 12
Fig. 1.1: Grafische voorstelling van het jaarlijks zonnepotentieel (TW = 10 Watt) (naar Minnaert, 2008)
Slechts een deel van de zonne-energie is transformeerbaar naar elektriciteit. Dit wordt verduidelijkt in onderstaande figuur. Het spectrum van de zonnestraling kan onderverdeeld worden in ultraviolet (UV) straling, zichtbaar, infrarood- (IR) en langgolvige warmtestraling. Het zichtbaar licht bestaat uit verschillende lichtkleuren (= kleurenspectrum van het licht). Het is vooral dit deel van het spectrum dat transformeerbaar is naar elektriciteit en dus bruikbaar is voor fotovoltaïsche toepassingen.
Fig. 1.2: Elektromagnetisch spectrum van de zon en transformeerbaar deel (uit Richir, 2007)
3
1.2 Beleidsondersteuning De hoge investeringskost van zonnepanelen vormt vaak een struikelblok voor vele voorstaanders. Om zonne-energie op de kaart te zetten, zijn daarom verschillende systemen nodig. De belangrijkste systemen die aangewend worden in Europa zijn (Commission of the European communities, 2005; Laleman, 2009): 1. Hoeveelheidgebaseerd GSC-systeem (groenestroomcertificaten) In het GSC-systeem worden quota vastgelegd voor minimale groene stroomproductie. Dit is een hoeveelheidgebaseerd systeem omdat bij dit systeem de hoeveelheid groene stroom wordt opgelegd. Een GSC is volgens VREG (2010a) een certificaat dat aantoont dat een producent in een daarin aangegeven jaar 1000 kWh elektriciteit heeft opgewekt uit een hernieuwbare energiebron. Het principe van het GSC-systeem in Vlaanderen wordt beschreven in Appendix A. 2. Prijsgebaseerd FIT-systeem (feed-in tarieven) Feed-in tarieven zijn een systeem waarbij elektriciteitsleveranciers, zoals eigenaars van zonnepanelen, een vaste prijs krijgen per aan het net geleverde hoeveelheid energie (Jacobs et al.,2009). Hier wordt dus niet de hoeveelheid groene stroom vastgelegd, maar de prijs van de groene stroom. Het FIT-systeem is dus prijsgebaseerd. De prijs wordt doorgaans voor meerdere jaren vastgelegd en is afhankelijk van de soort groene energie. Zo ontvingen producenten van zonne-energie in Duitsland in 2008 een feed-in tarief van 33-43 eurocent/kWh. Dit tarief werd in 2010 verlaagd met 8 tot 10% en zal na 2011 met jaarlijks 9% verlagen (Raedthuys, 2008). De beleidsondersteuning werd kort weergegeven. Hier wordt niet dieper op ingegaan omdat dit niet onderwerp uitmaakt van deze scriptie. Het toont wel aan dat verder onderzoek van de technologie nodig is.
1.3 Opbouw fotovoltaïsche systemen Het basiselement van een fotovoltaïsch systeem is de fotovoltaïsche cel of zonnecel. De zonnecellen worden geassembleerd en geïncorporeerd in een fotovoltaïsche module of zonnepaneel. Deze worden vervolgens in serie (of parallel) geschakeld en aan batterijen of omvormers gekoppeld. Het geheel noemt men een fotovoltaïsch systeem (PV-systeem) inclusief de draagstructuur of bevestigingstechniek, elektrische componenten, laadregelaars of omvormers, batterijen of andere opslag, bekabeling, koppelingskast en beveiliging (ODE Vlaanderen, 2007). De zonnecellen, modules en omvormers worden hieronder besproken.
1.3.1 Zonnecellen Om meer inzicht te verwerven in hoe een zonnepaneel elektriciteit produceert uit het zonlicht, wordt de fysische werking van een zonnecel besproken. Vervolgens wordt een overzicht gegeven van de verschillende courante soorten zonnecellen die voorhanden zijn. In het kader van deze scriptie wordt het elektrisch gedrag van een zonnecel besproken. 4
1.3.1.1 Fysische werking Zonnecellen worden geproduceerd uit dunne plaatjes halfgeleiders. Het meest bekende en ook oudste type zonnecel is de kristallijne siliciumzonnecel. De werking van een zonnecel wordt a.d.h.v. dit type beschreven. De werking van een zonnecel is gebaseerd op het inwendig foto-elektrisch effect. Er wordt onderscheid gemaakt tussen intrinsieke halfgeleiding van een zuivere halfgeleider (Si) en extrinsieke halfgeleiding door dopering. Intrinsieke halfgeleiding van halfgeleider Bij de productie van kristallijne siliciumzonnecellen is zeer zuiver silicium vereist met een hoge kristalkwaliteit. De siliciumatomen vormen een stabiele kristalstructuur. Zo heeft elk siliciumatoom vier valentie-elektronen in de buitenste schil en wordt een stabiele elektronenconfiguratie bekomen door elektronenpaarbinding met vier naburige atomen. De elektronenpaarbinding kan door temperatuurstijging of absorptie van invallend licht (1eV energie ~ 1 quantum) verbroken worden. Het elektron kan dan vrij bewegen doorheen het materiaal en laat een eveneens beweeglijk positief geladen gat achter in de kristalstructuur (= thermische generatie) (figuur 1.3). De vrije elektronen kunnen echter makkelijk terug op hun oude plaats terugkeren in onbewerkt silicium (= recombinatie). Er ontstaat een dynamisch evenwicht tussen recombinatie en thermische generatie in ruw silicium.
Fig. 1.3: Kristalstructuur silicium (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
Extrinsieke halfgeleiding Opdat het siliciummateriaal gebruikt kan worden om elektriciteit te produceren, dienen verontreinigingen in de siliciumlagen ingebouwd te worden. Dit wordt ook wel het doperen van een halfgeleider genoemd. Er bestaan twee manieren om een halfgeleider te doperen : n-type dopering en p-type dopering (figuur 1.4).
Fig. 1.4: Structuur p- en n-type halfgeleider (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
Bij n-type dopering wordt een element toegevoegd met vijf elektronen op de buitenste schil, zoals fosfor. Er blijft echter per fosforatoom één elektron over dat relatief vrij kan bewegen in de 5
structuur. Omdat negatieve ladingen (elektronen) een elektrische stroom kunnen geleiden, wordt dit n-type dopering genoemd. P-type dopering wordt bereikt door een element toe te voegen met drie elektronen op de buitenste schil, zoals boor. Per ingebouwd booratoom ontstaat een gat waar elektronen van silicium in kunnen springen. Aangezien deze gaten een netto positieve lading hebben, wordt dit een p-type dopering genoemd. Zowel p-type als n-type halfgeleiders zijn elektrisch neutraal. De twee types halfgeleiders worden in een zonnecel met elkaar in contact gebracht en vlakbij het raakvlak (de pn-junctie) ontstaat er een verplaatsing van elektronen vanuit de n-kant (elektronenrijk) naar de p-kant (elektronenarm) van de junctie. De elektronen vormen op deze manier combinaties met de gaten van het p-type tot er een bepaald evenwicht bereikt is. Doordat de elektronen naar het p-type silicium gaan, ontstaat een overschot aan positieve ladingen in het n-type silicium. De elektronen vullen tegelijkertijd de gaten in het p-type waardoor er hier een overschot aan negatieve ladingen ontstaat. Deze evenwichtsverstoring zorgt voor een elektrisch veld (‘depletion zone’ of uitputtingszone) dat een verdere verplaatsing van ladingsdragers door de junctie verhindert (Aldous & Toothman, 2000; Images SI, 2010). Het ontstaan van de uitputtingszone wordt in onderstaande figuur verduidelijkt.
Fig. 1.5: Ontstaan uitputtingszone (naar Images SI, 2010b)
Wanneer zonlicht op de zonnecel valt, zorgt de absorptie van fotonen ervoor dat elektronen worden vrijgemaakt (figuur 1.6). De fotonen moeten echter een bepaald energieniveau (= band gap energie) halen om geabsorbeerd te worden. Wanneer de energie van een foton hoger is dan de band gap energie van een materiaal, wordt de energie aan een elektron overgedragen en kan het elektron zich losmaken. Er ontstaat een vrij elektron en een gat die door het aanwezige elektrisch veld naar respectievelijk de voorzijde (n-type) en de achterzijde (p-type) worden gestuurd. Hierdoor treedt er een spanningsverschil op tussen de voorzijde en achterzijde. Door beide zijden met elkaar te verbinden, kan er een elektronenstroom lopen en wordt elektriciteit gegenereerd (Aldous & Toothman, 2010; Schreurs, 2009; Sinke, 2007).
Fig. 1.6: Werking zonnecel (uit Images SI, 2010a)
6
1.3.1.2 Soorten Er bestaat een heel gamma aan soorten zonnecellen. In figuur 1.7 wordt een overzicht gegeven van de courante soorten. De PV-industrie is echter een snel evoluerende industrie waardoor dit schema slechts indicatief is en nog steeds aangevuld kan worden.
1
2
3
Fig. 1.7: Soorten zonnecellen. Combinaties van koper, indium, gallium, selenium; Cadmium-Telluride; ‘Dye4 sensitized solar cell’; ‘Heterojunction with Intrinsic Thin layer’; *Experimentele fase; **Concentrator systemen, ruimtevaart (naar RENIb, 2010-2011)
In deze scriptie wordt de aandacht gevestigd op kristallijne siliciumcellen omdat deze tot op heden het meest wordt toegepast. De overige soorten worden slechts bij naam aangegeven maar hier wordt niet dieper op ingegaan. Voor verdere informatie omtrent deze soorten zonnecellen wordt verwezen naar RENIb (2010-2011). Silicium is na zuurstof het meest aanwezige chemische element in de aardkorst en is voornamelijk aanwezig in kwartszand (SiO2). Via een reductieproces op hoge temperatuur wordt silicium gewonnen uit het kwartszand. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen monokristallijne enerzijds en poly- of multikristallijn silicium anderzijds. Het verschil tussen beide wordt in tabel 1.1 aangegeven. Doordat in polykristallijn silicium de kristallen willekeurig georiënteerd zijn, worden deze gescheiden door korrelgrenzen. Dit leidt tot efficiëntieverliezen. Bij monokristallijn silicium zijn geen korrelgrenzen aanwezig waardoor de efficiëntieverliezen worden gereduceerd (Quaschning, 2004). Tabel 1.1: Vergelijking mono- en polykristallijne siliciumzonnecellen (Pollet & Volcke, 2010) Type
Aantal kristallen/silicium plaatje
Vorm
Kleur
Monokristallijn silicium
Eén kristal
Rond of vierkant met afgeronde hoeken
Egaal donkergrijs of donkerblauw
Polykristallijn silicium
Meerdere kristallen (verschillende oriëntatie)
Vierkant, rechthoekig, zeshoekig of driehoekig
Gemarmerd donkerblauw tot donkerpaars
De keuze tussen mono- of polykristallijne siliciumzonnecellen is afhankelijk van de regio. Rond de evenaar is er veel direct zonlicht waardoor er in deze regio voornamelijk gebruik wordt gemaakt van monokristallijne siliciumcellen. In Noord-Europa zullen polykristallijne zonnecellen primeren omdat daar vooral diffuus zonlicht op de zonnepanelen valt. In België worden beide types naast elkaar gebruikt.
7
1.3.1.3 Elektrisch gedrag In deze sectie wordt het elektrisch gedrag van een zonnecel besproken. Eerst wordt het equivalent circuit besproken, vervolgens worden de I(V)-curve en de belangrijkste celparameters besproken. Equivalent circuit De belangrijkste grootheden in een equivalent circuit van een zonnecel worden in onderstaande tabel opgesomd, samen met hun eenheden. Tabel 1.2: De grootheden in een equivalent circuit (naar Wagner, 2009; Haselhuhn, 2005) Parameter
Symbool (Eenheid)
Parameter
Symbool (Eenheid)
Outputspanning
V (V)
Stroom door parallelweerstand
IP (A)
Diodespanning
VD (V)
Diodefactor
m (-)
Temperatuurspanning
VT (V)
Coëfficiënt van foto-elektrische stroom
c0 (m2/V)
Driftstroom
I (A)
Zonne-instraling
G (W/m2)
Diodestroom
ID (A)
Parallelweerstand
RP (Ω)
Omgekeerde verzadigingsstroom
I0 (A)
Serieweerstand
RS (Ω)
Foto-elektrische stroom
IPh (A)
Zoals eerder vermeld, bestaat een zonnecel uit p- en n-gedopeerd siliciummateriaal. Een zonnecel kan in principe beschouwd worden als een grootschalige diode. Deze diode kan ‘forward biased’ of ‘reversed biased’ ingesteld zijn. Deze begrippen worden verduidelijkt a.d.h.v. figuur 1.8. Wanneer een externe vermogensbron aan de diode wordt toegevoegd, zal er enkel een elektronenstroom op gang komen wanneer de negatieve kant van de bron in verbinding staat met de n-kant en de positieve kant met de p-kant van de junctie. De elektronen stromen bij een bepaalde spanning nl. de drempelspanning. De diode is ‘forward biased’ en de karakteristiek in het eerste kwadrant wordt dan toegepast ( IF=f(VF) ) ( figuur 1.9(1) ). Wanneer de externe vermogensbron omgekeerd aangesloten wordt, zal de diode ‘reversed biased’ zijn en wordt de karakteristiek in het derde kwadrant toegepast ( IR=f(VR) ). Bij een bepaalde spanning nl. de doorslagspanning, gaat het lawine-effect (‘avalanche breakdown effect’) optreden. Hierop wordt teruggekomen in paragraaf 1.4.3.2.
Fig. 1.8: ‘forward biased’ en ‘reversed biased’ (uit Images SI, 2010b)
Zonnecellen worden gemodelleerd als een stroombron in parallel met een diode. Wanneer er geen licht is en dus ook geen stroom gegenereerd wordt, gedraagt de zonnecel zich als een diode ( figuur 1.9(1) ). Voor een monokristallijne zonnecel kan een drempelspanning (‘forward or treshold voltage’) van ongeveer 0,5V en een doorslagspanning (‘breakdown voltage’) van 12V tot 50V, afhankelijk van de kwaliteit en het celmateriaal, aangenomen worden.
8
Karakteristieke vergelijking (Wagner, 2009) 1
2
V = VD I = -ID= -I0[ exp(
-1 ]
Met VT =
(Gazoli et al., 2009a-b)
k (Boltzmannconstante) = 1,38 10-23 J/K ; celtemperatuur T (K) ; q (lading e-)= 1,6 10-19 As ; Ns (Aantal cellen in serie) = 1 voor één zonnecel
V = VD IPh = c0 x G I = IPh - ID = IPh -I0[ exp(
-1 ]
= Ideaal model (m=1 voor ideale diode) 3 V = V D – RS x I I = IPh - ID - IP I = IPh-I0[ exp(
-1 ]-
= ‘Single-diode’ model (m=1 voor ideale diode)
Fig. 1.9: (1) Equivalent circuit van een onbelichte zonnecel en de diodekarakteristiek; (2) Equivalent circuit van een belichte zonnecel en de zonnecelkarakteristiek; (3) Uitgebreid equivalent circuit van een zonnecel (naar Haselhuhn, 2005)
Wanneer een zonnecel belicht wordt, zal de energie van de fotonen vrije ladingsdragers genereren. Een belichte zonnecel vormt idealiter een parallel circuit van een energiebron en een diode ( figuur 1.9(2) ) waarbij de energiebron de foto-elektrische stroom (IPh) produceert. De waarde van deze stroom is afhankelijk van de instraling (G). De diodekarakteristiek (‘characteristic curve of a diode’) verplaatst zich met een magnitude gelijk aan de foto-elektrische stroom. Op deze manier wordt de karakteristiek van een zonnecel bekomen (‘characteristic curve of a solar cell’). Het standaardmodel voor zonnecellen is weergegeven in figuur 1.9(3). Dit uitgebreid equivalent circuit wordt ook wel ‘single-diode’ model1 genoemd. Gedurende de werking wordt de efficiëntie van de zonnecel gereduceerd door twee inwendige weerstanden nl. parallelweerstand RP en serieweerstand RS. De parallelweerstand staat ook bekend als RSh (‘shunt resistance’). In de zonnecel treedt een spanningsdaling op wanneer de vrije ladingsdragers van de halfgeleider migreren naar de elektrische contacten. Dit wordt beschreven door de serieweerstand (enkele mΩ). De parallelweerstand daarentegen beschrijft de lekstromen (>> 10Ω) (Haselhuhn, 2005; Molitor, 2009). Wanneer de serieweerstand toeneemt en/of de parallelweerstand afneemt, zal de karakteristieke I(V)-curve afvlakken. Deze karakteristieke I(V)-curve wordt nu besproken. 1
Naast het ‘single-diode’ model bestaan er meer gesofisticeerde modellen zoals het ‘two diode’ model waarbij een tweede diode geïntroduceerd wordt om het elektrisch gedrag van een zonnecel beter te benaderen en het effect van recombinatie in de uitputtingszone te beschouwen (Boronat, 2009).
9
De karakteristieke I(V)-curve van een zonnecel Slechts een deel van de karakteristiek van een zonnecel is interessant en wordt de I(V)-karakteristiek van een zonnecel genoemd. In dit deel van de karakteristiek produceert de zonnecel stroom. De I(V)karakteristiek wordt bekomen door het vierde kwadrant (IV) van de karakteristiek van een zonnecel, zoals in figuur 1.9(2) , te nemen en te spiegelen rond de horizontale spanningsas. De vorm van de I(V)-karakteristiek ziet er dan uit zoals in figuur 1.10. Naast de I(V)-curve wordt in deze figuur ook de P(V)-curve weergegeven.
Fig. 1.10: De karakteristieke I(V)-curve en P(V)-curve van een kristallijne zonnecel (10cm x 10cm) onder STC (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
De I(V)-karakteristiek wordt gekarakteriseerd door volgende drie punten : 1. Het maximaal vermogen punt (MVP = PMAX = PMPP) is het punt op de I(V)-curve waar de zonnecel het maximaal vermogen opwekt. Dit vermogen wordt uitgedrukt in Wattpiek. Wattpiek (Wp) is het elektrisch piekvermogen of nominaal vermogen onder standaard testcondities STC (AM2 = 1,5; zonne-instraling = 1kW/m2; zonneceltemperatuur = 25±2°C). Het MVP wordt berekend volgens PMAX = IMPP x VMPP. De kunst is om de belasting van de zonnecel zo te kiezen dat bij het desbetreffende instralingsniveau het vermogen van de zonnecel maximaal wordt. De elektronica van de omvormer zorgt hiervoor (Haas, 2010). De omvormer wordt verder besproken (paragraaf 1.3.3). 2. De kortsluitstroom (‘short-circuit current’= ISC) is ongeveer 5-15% hoger dan de MPP-stroom (IMPP). Voor kristallijne cellen (10cm x 10cm) onder STC is ISC rond 3A. Deze stroom wordt berekend als de spanning gelijk is aan nul. 3. De open klemspanning (‘open-circuit voltage’=VOC) is ongeveer 0,5V tot 0,6V voor kristallijne cellen (10cm x 10cm) onder STC. Deze spanning wordt berekend als de stroom gelijk is aan nul. De temperatuur heeft een belangrijk effect op de I(V)-curve. De kristallen waaruit de halfgeleiders zijn geproduceerd, zijn temperatuurgevoelig. Bij een zonnecel die blootgesteld wordt aan hogere temperaturen zal ISC verhogen ( +0,05% / °C) en VOC verlagen (-0,5% / °C). Hogere temperaturen zullen aldus leiden tot een verlaagd maximaal vermogen (PMAX). Naast de temperatuur, heeft de zonne-instraling ook een belangrijk effect op de I(V)-curve. De kortsluitstroom is immers direct 2
De luchtmassafactor (AM) is een maat voor de afgelegde weg van het licht door de atmosfeer en wordt gedefinieerd als AM = 1/sin(γs) met γs de zonne-elevatiehoek (Valks, 2003).
10
gerelateerd aan het aantal fotonen die worden geabsorbeerd door het halfgeleidend materiaal en is dus evenredig met de lichtintensiteit. Beide effecten worden verduidelijkt in onderstaande figuur.
Fig. 1.11: Effect temperatuur en zonne-instraling op de I(V)-curve (Electropaedia, 2010)
Celparameters Twee belangrijke celparameters zijn (National Instruments Developer Zone, 2009) : 1. De vulfactor FF (‘fill factor’) bepaalt de kwaliteit van een zonnecel. Het maximaal vermogen (PMAX) wordt vergeleken met het theoretische maximum (PT). De mathematische en grafische berekeningswijze staan afgebeeld in figuur 1.12. Voor kristallijne cellen is deze vulfactor rond 0,75 tot 0,85.
Fig. 1.12: Berekeningswijze vulfactor (uit National Instruments Developer Zone, 2009)
2. Het rendement of de efficiëntie van een zonnecel η. Deze wordt bepaald door de verhouding van de elektrische vermogensoutput POUT en de vermogensinput PIN. De vermogensinput wordt gelijk gesteld aan het product van de zonne-instraling G (W/m2) en het celoppervlak A (m2). POUT kan gelijk gesteld worden aan PMAX wanneer de zonnecel op maximaal vermogen werkt. =
Het rendement van zonnecellen is nooit 100%. Zonlicht bestaat uit verschillende kleuren (paragraaf 1.1) en het materiaal waaruit de zonnecel wordt vervaardigd, is niet voor alle kleuren even gevoelig. Een zonnecel werkt maar optimaal voor één bepaalde kleur. ‘Te rood’ zonlicht (ca. 700 nm) beweegt doorheen de cel zonder geabsorbeerd te worden, terwijl ‘te blauw’ licht (ca. 400 nm) maar voor een deel benut wordt. Kristallijne siliciumzonnecellen halen een laboratorium en commercieel rendement van respectievelijk 25% en 15% (Minnaert, 2008).
11
1.3.2 Fotovoltaïsche modules Losse zonnecellen kunnen in de praktijk niet gebruikt worden omdat ze slechts een kleine stroom en lage spanning opwekken. Bovendien zijn zonnecellen breekbaar en vochtgevoelig. Vandaar dat ze onderling verbonden worden via gesoldeerde strips in een PV-module. Het vermogen van de aparte cellen wordt door parallel- en serieschakeling vergroot zodat bruikbare elektriciteit geproduceerd wordt. De PV-module zorgt tevens voor mechanische stevigheid voor de broze zonnecellen en praktische bevestiging op draagstructuren (ODE Vlaanderen, 2007). 1.3.2.1 Opbouw De zonnecellen worden ingekapseld tussen enerzijds een weerbestendige bedekking, meestal van glas en een achterplaat, meestal een plastic folie. In sommige gevallen is de achterplaat eveneens van glas. Een vochtbestendige kunststof, meestal EVA (Ethyl-Vinyl-Acetaat), zorgt ervoor dat de zonnecellen tussen de voor- en achterzijde op hun plaats worden gehouden en beschermd zijn tegen weersinvloeden. In figuur 1.13 is de standaardconfiguratie weergeven van een PV-module. Het aluminiumkader rond de module verzekert de stevigheid van het geheel en vergemakkelijkt de montage op het draagvlak. Op de achterzijde is tevens een waterdichte ‘junction box’ of aansluitdoos voorzien voor de elektrische kabelverbindingen. Een module bestaat typisch uit 36-72 zonnecellen. Grotere modules van 72 zonnecellen en meer worden vaak geproduceerd om de kosten te drukken (Anthony et al., 2007; ODE Vlaanderen, 2007; Schreurs, 2009).
Fig. 1.13: Standaardconfiguratie PV-module. 1: aluminiumkader , 2: glasplaat, 3: EVA , 4: zonnecel, 5: tedlar folie (naar Antony et al.,2007)
12
1.3.2.2 Elektrisch gedrag De karakteristieke I(V)-curve van een PV-module De vorm van de I(V)-karakteristiek zal niet echt wijzigen voor een PV-module t.o.v. de I(V)karakteristiek van een zonnecel. Wanneer zonnecellen in serie geschakeld worden, zal de open klemspanning van een PV-module a x VOC bedragen met a het aantal seriegeschakelde zonnecellen. De kortsluitstroom blijft in dit geval onveranderd. Indien de zonnecellen parallel geschakeld zijn, blijft de open klemspanning onveranderd terwijl de kortsluitstroom gelijk wordt aan b x ISC met b het aantal parallelgeschakelde zonnecellen. Als voorbeeld wordt in figuur 1.14 de I(V)-curve weergegeven van een PV-module, bestaande uit 36 seriegeschakelde kristallijne zonnecellen (10cm x 10cm). De I(V)-karakteristiek van deze zonnecellen werd eerder weergegeven in figuur 1.10 (paragraaf 1.3.1.3).
Fig. 1.14: De karakteristieke I(V)-curve en P(V)-curve van een PV-module bestaande uit 36 seriegeschakelde kristallijne zonnecellen (10cm x 10cm) onder STC (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
De karakteristieke I(V)-curve na verbinding van PV-modules PV-modules kunnen in serie of parallel geschakeld worden. Een string van seriegeschakelde modules zorgt ervoor dat de spanningsoutput verder verhoogd wordt, terwijl parallelgeschakelde modules de stroomoutput verder verhogen. De open klemspanning bij seriegeschakelde modules wordt aldus gelijk aan n x VOC met n het aantal modules in serie. Bij parallelgeschakelde strings is het de kortsluitstroom die gelijk wordt aan m x ISC met m het aantal strings in parallel. Als voorbeeld wordt in figuur 1.15 de I(V)-curve weergegeven van drie modules in serie en drie strings in parallel.
Fig. 1.15: De karakteristieke I(V)-curve na verbinding van PV-modules (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
13
1.3.3 Omvormers De inverter of omvormer speelt een belangrijke rol en vormt het hart van het zonne-energiesysteem. Eén van de voornaamste taken van de omvormer is het omzetten van gelijkstroom (DC) in netconforme wisselstroom (AC). De omvormer is echter voor veel meer verantwoordelijk. Zo zorgt de omvormer voor een optimaal werkingspunt waarbij er gezocht wordt naar de optimale combinatie van spanning en stroom opdat het vermogen maximaal is (MPP-tracking). De kwaliteitsbewaking van de stroomlevering aan het openbaar elektriciteitsnet en de beveiliging zijn ook belangrijke taken van de omvormer. Een omvormer bezit dan ook heel wat regelapparatuur zodat de installatie tijdig kan worden afgesloten van het openbaar net bij onregelmatige waarden (Cobben, 2002; ODE Vlaanderen, 2007). Goed werkende omvormers hebben bij lage lichtinstraling reeds een hoog omzettingsrendement van minstens 90%. Hoe hoger het rendement van de omvormer, hoe meer gelijkstroom er zal omgezet worden in wisselstroom en dat is juist wat aan het net wordt toegevoerd en waarvoor de producent betaald wordt. De plaatsing van de omvormer speelt een belangrijke rol. De omvormers worden liefst zo dicht mogelijk bij de elektriciteitskast geplaatst. Meestal bevinden de omvormers zich in de kelder of de zolder. In België wordt er geadviseerd het nominaal vermogen van de omvormer 10 à 15% lager te kiezen dan het piekvermogen (Wp) van de panelen omdat de oriëntatie t.o.v. de zon niet altijd optimaal is en er ook vaak bewolking optreedt (ODE Vlaanderen, 2007; Leefmilieu Brussel, 2010).
1.3.4 Soorten PV-systemen Er bestaan verschillende types van PV-systemen. Algemeen kunnen PV-systemen onderverdeeld worden in volgende twee systemen (De Roye & Neyens, 2004) : 1. Autonome (‘stand-alone’) systemen waarbij de opbrengst van de zonne-energie afgestemd is op de energievraag. De meeste autonome systemen bevatten een loodzuur batterij om de energie tijdelijk in op te slaan (IEA PVPS TASK 3 REPORT, 1999). Deze systemen worden vooral aangewend bij woningen die te ver van het openbaar elektriciteitsnet gelegen zijn. Kleinschalige toepassingen zijn o.a. rekenmachines, horloges, straatverlichting, parkeermeters, etc. 2. Netgekoppelde (‘grid-connected’) systemen zijn verbonden aan het openbare net. Deze systemen hebben geen accu nodig. Wanneer het aanbod groter is dan de vraag, wordt het overschot op het net gestuurd. ’s Nachts en wanneer de zonne-energie niet voldoende is om aan de vraag te voldoen, wordt de nodige energie uit het elektriciteitsnet gehaald (ODE Vlaanderen, 2008). Aangezien deze scriptie zich focust op netgekoppelde systemen, worden hieronder de verschillende componenten van dergelijk systeem afgebeeld (figuur 1.16). De groene stroommeter registreert hoeveel groene stroom er geproduceerd is uit de zonne-energie. Dit vormt dan de basis voor de toekenning van GSC (zie paragraaf 1.2).
14
Fig. 1.16: Netgekoppeld PV-systeem (naar Richir, 2007)
1.4 Opbrengst van fotovoltaïsche systemen 1.4.1 Algemeen De opbrengst van PV-systemen hangt af van de hoeveelheid zonneschijn en het rendement. De hellingshoek en de oriëntatie van het systeem bepalen of er maximale zonne-instraling is. De zonneinstraling over een gegeven periode wordt uitgedrukt in uurequivalenten of in kWh per vierkante meter. Om de energieopbrengst te bepalen van een PV-systeem kan volgende regel worden toegepast (Leidraad zonnestroomprojecten, 2008) : Opbrengst (kWh) = Uurequivalent
Piekvermogen (kWp)
Opbrengstfactor
Waarbij :
Uurequivalent : afhankelijk van de geografische ligging, uur van de dag, de tijd van het jaar en de weersomstandigheden.
Piekvermogen (kWp) : Het vermogen dat een zonnepaneel onder STC levert.
Opbrengstfactor : De verhouding tussen het werkelijk rendement en het STC-rendement van het PV-systeem. De opbrengstfactor wordt ook wel ‘performance ratio’ (PR) genoemd. Deze factor ligt rond de 80% voor een netgekoppeld systeem.
Per land in Europa kunnen kaarten3 geraadpleegd worden over het jaarlijks zonaanbod (kWh/m2) en de elektriciteitsproductie (kWh/kWp) bij een opbrengstfactor van 0,75. Deze kaarten zijn gebaseerd op PVGIS4. De werkelijke elektriciteitsproductie per kWp opgesteld vermogen hangt af van verschillende factoren (figuur 1.17). In het kader van deze scriptie wordt de invloed van de hellingshoek en oriëntatie, schaduw en stof besproken.
3 4
Via http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/cmaps/eur.htm PhotoVoltaic Geographic Information System : http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php
15
Fig. 1.17: Beïnvloedingsfactoren elektriciteitsopbrengst (naar Pollet & Volcke, 2010)
1.4.2 Invloed van oriëntatie en hellingshoek Een goede positionering en hellingshoek zijn belangrijke factoren die de opbrengst van zonnepanelen beïnvloeden. Het is dus van belang om de opbrengst onder verschillende oriëntaties en hellingshoeken te bestuderen om zo tot een optimale oriëntatie en hellingshoek te komen. De hellingshoeken worden steeds bekeken t.o.v. de horizontale (Ahmad et al.,2004; Mondol et al., 2007). De oriëntatie van een zonnepaneel hangt af van twee vrijheidsgraden: de azimuthoek en de zenitale hoek. De azimuthoek geeft aan hoeveel graden de moduleoppervlakken afwijken t.o.v. het zuiden [van -180° tot 180°, Oosten = -90°, Zuiden = 0°] en de zenitale hoek geeft de hellingshoek van het dak weer [0°(horizontaal),90°(verticaal)] (Zonnepanelen, 2010; SMA Solar Technology, 2010). De optimale hellingshoek en oriëntatie zijn afhankelijk van de geografische ligging. Nabij de evenaar zal de optimale oriëntatie bijna horizontaal zijn. In het noordelijk halfrond en zuidelijk halfrond dient het PV-systeem geheld te worden naar respectievelijk het zuiden en het noorden. De optimale hellingshoek stijgt met hogere breedtegraden en is in de wintermaanden hoger dan in de zomermaanden omwille van de stand van de zon (Quaschning, 2004). Dunlop et al. (2007) beweren dat voor België zuidgerichte panelen met een hellingshoek van ongeveer 35° optimaal zijn om een elektriciteitsproductie van gemiddeld 850 kWh/kWp te bereiken. Bij een verticale of horizontale plaatsing daalt de opbrengst respectievelijk naar 650 kWh/kWp en 700 tot 800 kWh/kWp. Een handig hulpmiddel bij het zoeken naar de optimale hellingshoek en oriëntatie is het instralingsdiagram (figuur 1.18). Dit diagram toont de gemiddelde jaarlijkse zonne-instraling voor verschillende vaste oriëntaties en hellingshoeken, uitgedrukt in percentage van de maximale zonneinstraling. Zo bedraagt de instraling op een plat vlak (middelpunt cirkel) ongeveer 85% van de maximale instraling. Op dit diagram kan ook worden afgelezen dat in België het maximum bereikt wordt onder een hoek van 35° op het zuiden. Het instralingsdiagram varieert naargelang de geografische ligging (Adva Solar, 2010).
16
Fig. 1.18: Instralingsdiagram voor België (uit Adva Solar, 2010)
1.4.3 Invloed van schaduw In deze paragraaf wordt de invloed van beschaduwing op de opbrengst uiteengezet en worden mogelijke (innovatieve) oplossingen overlopen. Eerst worden de mogelijke schaduwtypes opgesomd. 1.4.3.1 Schaduwtypes In onderstaand schema worden de verschillende schaduwtypes vernoemd. Schaduw t.g.v. het gebouw kan vermeden worden door de panelen en het schaduwmakend object zo ver mogelijk van elkaar te plaatsen. De zelfschaduw bij platte daken kan vermeden worden door optimalisatie van de hellingshoeken en de afstanden tussen de panelen.
Fig. 1.19: Schaduwtypes (naar Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, 2008)
1.4.3.2 Zonnecel in reverse bias Een zonnepaneel bestaat -zoals eerder reeds uiteengezet- uit een aantal seriegeschakelde zonnecellen waardoor een stroom gaat lopen bij lichtinval. Omwille van de serieschakeling moet de stroom alle zonnecellen passeren. Wanneer er echter geen licht op een bepaalde zonnecel in het paneel invalt (bv. door beschaduwing), reageert deze zonnecel als een weerstand. De zonnecel wordt dan invers gepolariseerd of reverse bias. De opbrengst van het gehele paneel wordt hierdoor
17
negatief beïnvloed. Hetzelfde principe geldt voor een string van zonnepanelen : één beschaduwd zonnepaneel zorgt voor een opbrengstvermindering van de hele string. Doordat de beschaduwde zonnecel als een weerstand werkt, wordt de stroom die in de rest van de serie wordt opgewekt omgezet in warmte in de beschaduwde zonnecel. Een beschaduwde zonnecel wordt hierdoor warmer dan de rest van het paneel. Er wordt bijgevolg een ‘hot spot’ gecreëerd in de keten. Als het vermogen gedissipeerd door de zonnecel in ‘hot spot’-omstandigheden het maximaal vermogen dat in stand gehouden kan worden door de zonnecel overschrijdt, zal de zonnecel volledig beschadigd zijn en ontstaat een open circuit (Leidraad zonnestroomprojecten, 2008; Boronat et al., 2009). Kovach (1995) voerde een grondige analyse uit van de ‘reversed biased’ zonnecel en paste het model van Bishop (Bishop, 1988) toe om conclusies te trekken uit de ‘hot spot’-vorming en de opbrengstvermindering. Het model van Bishop wordt verkregen door een extra term toe te voegen aan het ‘single-diode’ model (paragraaf 1.3.1.3). Deze extra term E(V) omvat het lawine-effect dat uitgedrukt wordt als een niet-lineaire vermenigvuldigingsfactor. Het model van Bishop ziet er dus als volgt uit : -n
E(V)
Waarbij Vb de doorslagspanning is en a,n constanten zijn. De extra term E(V) wordt gemodelleerd als een gecontroleerde stroombron. Het equivalent circuit van Bishop wordt weergegeven in figuur 1.20.
E(V)
Fig. 1.20: Equivalent circuit van Bishop (naar Chouder & Silvestre, 2008)
1.4.3.3 Wijziging elektrisch gedrag Er is al wat onderzoek gebeurd naar het effect van partiële en/of volledige beschaduwing van (een) zonnecel(len) op de I(V)-karakteristiek. Dit zowel via modellering (Hanitsch & Quaschning, 1996; Kawamura et al., 2003; Chouder & Silvestre, 2008) als via experimenteel onderzoek (Alonso-Garcia et al., 2006). Wanneer één zonnecel in een PV-module beschaduwd wordt, heeft dit een effect op de I(V)karakteristiek van deze zonnecel. Deze karakteristiek werd eerder besproken in paragraaf 1.3.1.3. Belangrijk hierbij op te merken is dat de zonnecel nu werkt in reverse bias en de I(V)-karakteristiek bekomen wordt door het derde kwadrant (III) in figuur 1.9(2) te spiegelen rond de horizontale spanningsas. De I(V)-karakteristiek van de zonnecel in reverse bias wordt hieronder weergegeven en 18
dit voor verschillende schaduwcondities α (0≤α≤1 met α=0 volledige beschaduwing en α=1 onbeschaduwd). Bij toenemende beschaduwing (α kleiner) zullen het maximaal vermogen punt (MVP) alsook de vulfactor (FF) afnemen van de gehele PV-module. Er werden reducties van 29,64% van het maximale vermogen en 25,7% van de vulfactor waargenomen bij volledige beschaduwing van één zonnecel op een PV-module, bestaande uit 36 zonnecellen en twee bypass diodes (18 zonnecellen/bypass diode). De werking van de bypass diode wordt beschreven in volgende paragraaf.
Fig. 1.21: De I(V)-karakteristiek van een beschaduwde zonnecel in reverse bias onder verschillende schaduwcondities alpha (0≤α≤1 met α=0 volledige beschaduwing en α=1 onbeschaduwd) (uit Chouder & Silvestre, 2008)
1.4.3.4 (Innovatieve) oplossingen In deze paragraaf wordt dieper ingegaan op verschillende (innovatieve) oplossingen die de impact van schaduw op de output reduceren. De oplossingen die worden besproken, zijn achtereenvolgens bypass diodes, herconfiguratie van de panelen, Active Array en micro-omvormers. Bypass diodes Om ‘hot spot’-vorming door schaduw te vermijden, wordt er vaak gebruik gemaakt van bypass diodes. Deze bypass diodes bevinden zich in de junction box. De stroom wordt omgeleid via deze diodes. In praktijk wordt meestal één bypass diode verbonden per 18 tot 20 cellen m.a.w. een PVmodule, bestaande uit 36 tot 40 cellen, heeft twee bypass diodes (Deutsche Gesellshaft Für Sonnenenergie, 2008; Loix, xxxx). Boronat et al. (2009) bestudeerden het effect van bypass diodes op de PV-modules. In deze studie werden één of meerdere zonnecellen uit een PV-module, bestaande uit 36 zonnecellen en twee bypass diodes (18 zonnecellen/bypass diode), onderworpen aan verschillende schaduwcondities (0%25%-50%-75%-100%). De configuratie van de PV-module ziet er als volgt uit :
Fig. 1.22: PV-module (uit Boronat et al., 2009)
19
Wanneer zonnecel 35 aan de verschillende schaduwcondities werd onderworpen, werd bypass diode 2 geactiveerd. De I(V)-curve vertoonde een stap en de P(V)-curve een nieuw lokaal maximum bij lage spanning. Wanneer ook zonnecel 2 aan de schaduwcondities werd onderworpen, werden zowel bypass diode 1 als bypass diode 2 geactiveerd en was er geen verandering waar te nemen in de vorm van de I(V)- en P(V)-curve t.o.v. geen beschaduwing. In de studie van Boronat et al. (2009) werd tevens het effect op het maximale vermogen onderzocht wanneer twee zonnecellen op dezelfde bypass diode volledig beschaduwd werden. De PV-module die hiervoor werd gebruikt, bestond uit 60 zonnecellen en twee bypass diodes (30 zonnecellen/bypass diode). Het maximale vermogen werd met 31% gereduceerd als gevolg van beschaduwing. Ter illustratie wordt in figuur 1.23 de wijziging van het elektrisch gedrag (de I(V)-curve) onder STC weergegeven van een PV-module, bestaande uit 36 zonnecellen, waarvan één zonnecel 75% beschaduwd wordt en dit met en zonder bypass diodes. Zonder bypass diodes zou de stroom van de module volledig bepaald worden door de beschaduwde zonnecel. Overeenkomstig de lagere instraling op deze zonnecel, resulteert dit in de rode curve op onderstaande figuur. Wanneer gebruik wordt gemaakt van een bypass diode rond 18 zonnecellen, gaat de volledige stroom door minstens 18 niet-beschaduwde zonnecellen, wat resulteert in de groene curve. Bovendien daalde VMPP met de helft t.o.v. geen beschaduwing.
Fig. 1.23: Karakteristieke I(V)-curves van PV-module met en zonder bypass diodes onder STC (uit Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, 2008)
Herconfiguratie van de panelen (Loix, xxxx) Door toedoen van verschillende omgevingsfactoren, waaronder schaduw, dient telkens berekend te worden wat de optimale configuratie is. Deze optimale configuratie kan bekomen worden via de nodige schakelapparatuur. Deze oplossing kent echter hoge investeringskosten (schakelaars, regelen eventueel meetapparatuur). Active Array™ (TwentyNinety, 2010) De basis van deze technologie, ontwikkeld door TwentyNinety, is de ‘Active Tag’. Deze ‘Activa Tag’ bevindt zich in de junction box. Dit wordt ook wel een aangepaste of intelligente junction box genoemd. Deze ‘Active Tag’ monitort de PV-performantie en de weersomstandigheden en kan een 20
module uit de string isoleren bij abnormale omstandigheden. De informatie wordt draadloos naar de ‘Active Combiner’ verzonden die de data analyseert en automatisch kan ingrijpen of de gebruiker waarschuwen wanneer bepaalde panelen minder goed presteren. De gebruiker kan de data raadplegen via ‘Active Array™ PC Management Console’. TwentyNinety (2010) beweert dat door de identificatie en isolatie van slecht presterende modules meer dan 20% aan performantie gewonnen kan worden. Micro-omvormers (Enphase Energy, 2010) De ‘Enphase Energy Microinverter System’ werd recent ontwikkeld door Enphase Energy (2010). Bij deze technologie wordt elke PV-module voorzien van een omvormer. Dit heeft een aantal voordelen. Ten eerste worden het design en de installatie sterk vereenvoudigd omdat er geen strings meer gevormd moeten worden. De modules werken elk afzonderlijk als autonome systemen die in parallel geschakeld worden. Ten tweede wordt het PV-systeem niet beïnvloed door het falen van één microomvormer. Dit komt de energieopbrengst van het systeem ten goede. De informatie omtrent de opbrengst van elke module wordt verzameld door de ‘Enphase Envoy’ en doorgestuurd naar de Enlighten™ website. De gebruiker kan de data op deze website raadplegen.
1.4.4 Invloed van stof Het historisch onderzoek naar de invloed van stof kan volgens Mani & Pillai (2010) ingedeeld worden in twee grote onderzoeksperioden : de fase-I- (1940-1990) en fase-II-(1990-nu)onderzoeksperiode. Beide fasen worden in deze sectie besproken nadat de definitie van stof verduidelijkt wordt. Vervolgens wordt een algemeen schema bekomen van de beïnvloedingsfactoren van stofaccumulatie. 1.4.4.1 Definitie stof Stof wordt algemeen gedefinieerd als vaste deeltjes (diameter < 500 µm) die aanwezig zijn in de atmosfeer. Verschillende bronnen van stof zijn o.a. vulkanische uitbarstingen, vervuiling, etc. Onder stof kunnen ook minutieuze pollen (fungi, bacteriën en vegetatie) en microvezels (van bv. kleren, tapijten) gerekend worden (Mani & Pillai, 2010). 1.4.4.2 Fase-I-onderzoeksperiode Hottel & Woertz (1942) waren de eersten die de impact van stof op zonnesystemen bestudeerden. Uit hun onderzoek bleek dat de performantie van drie sets zonthermische vlakke plaatcollectoren verminderde met 1% omwille van vuil- en stofaccumulatie op een glasplaat met een hellingshoek van 30°. Deze collectoren waren gelegen in een industriële zone in Amerika, naast een thermische centrale. Uit hun onderzoek werd een correctiefactor5 voor stof van 0,99 voor een hellingshoek van 45° voorspeld. Dit resultaat werd vastgelegd in het ontwerp van vlakke plaatcollectoren tot de jaren 70. 5
De correctiefactor voor stof wordt gedefinieerd als de verhouding van de lichtdoorlatendheid van de ongereinigde plaat (τu) op de lichtdoorlatendheid van de gereinigde plaat (τc).
21
De invloed van stof op de lichtdoorlatendheid werd nadien geanalyseerd door Garg (1974) waarbij het verschil tussen glasplaat en plastic films werd vergeleken. Deze studie vergeleek tevens het verschil tussen horizontale en verticale glasplaten waarbij er vastgesteld werd dat de horizontale glasplaten meer stof accumuleren dan de verticale. Hier werd een correctiefactor van 0,92 gehanteerd voor een glasplaat met een hellingshoek van 45°. Na een maand waren de waarden voor lichtdoorlatendheid voor de horizontale en verticale glasplaten respectievelijk 30% en 88%. Bovendien was de correctiefactor niet noodzakelijk wanneer de collectorplaten dagelijks werden gereinigd. De correctie voor plastic films was tevens hoger (correctiefactor lager) ,voor gelijk welke hellingshoek, dan deze voor glasplaten omwille van de hogere elektrostatische aantrekkingskracht van plastic films. Ook andere studies (Ahmed et al.,1985; Eugenio et al.,1988; Said,1990 en Wakim,1981) toonden duidelijk aan dat er een reductie van lichtdoorlatendheid optreedt, te wijten aan stofaccumulatie. De studie van Wakim (1981) toonde bovendien aan dat de invloed van stof ook afhankelijk is van de seizoenen. Zo was de reductie hoger in de lente en zomer dan in de herfst en winter, omdat er meer stof aanwezig is in de lente en zomer. Volgens Ahmed et al. (1985) heeft de hellingshoek eveneens invloed op de lichtdoorlatendheid. Hoe groter de hellingshoek, hoe lager de reductie van lichtdoorlatendheid (%) van de glasplaten. Na 38 dagen in Kuwait werden reducties van 64, 48, 38, 30 en 17% geobserveerd bij hellingshoeken van 0, 15, 30, 45 en 60°. 1.4.4.3 Fase-II-onderzoeksperiode El-Shobokshy & Hussein (1993a, 1993b) waren de pioniers van een uitgebreide studie van de impact van stof op de performantie van zonnecellen. De impact van fysische stofeigenschappen en de stofdichtheid6 (g/m2) op de PV-efficiëntie werden in deze studies onderzocht. Er werd gewerkt met vijf soorten artificieel stof en halogeenlampen. Drie soorten waren kalksteendeeltjes van verschillende klassen (partikeldiameter 80, 60 en 50 µm) en de andere twee soorten waren cement (partikeldiameter 10 µm) en koolstofdeeltjes (partikeldiameter 5 µm). De lichtintensiteit werd constant gehouden op 195 W/m2, terwijl de stofdichtheid (g/m2) varieerde. Uit deze studie kon geconcludeerd worden dat hoe fijner de deeltjes, hoe nadeliger het effect op de PV-efficiëntie. Bovendien is dit effect groter bij hogere stofdichtheid. De aard van het stof, de grootteverdeling en de stofdichtheid hebben aldus een belangrijke invloed op de PV-performantie. De invloed van de wind en de oriëntatiekarakteristieken van een PV-systeem werden onderzocht door Goossens et al.(1993). Wanneer het PV-systeem horizontaal georiënteerd is, zullen hoge windsnelheden een schoonmaakeffect hebben. In het geval van verticale oppervlakken kunnen hoge windsnelheden juist voor meer stofaccumulatie zorgen. De geometrie van het PV-systeem in relatie tot de windsnelheden kan dus zowel een verhoogde als verlaagde stofaccumulatie met zich brengen. De verspreiding van stof als gevolg van windsnelheden en geometrie van het PV-systeem hangt bovendien ook af van de stofeigenschappen, met name de aard van het stof, grootteverdeling en gewicht (Mani & Pillai, 2010). 6
2
Met stofdichtheid (g/m ) wordt hier de stofconcentratie bedoeld op het oppervlak en niet de dichtheid ρ 3 (kg/m ) als stofeigenschap.
22
Door het werk van Al-Hasan (1998) is het mogelijk om de directe zonnestraling, dat een geheld PVsysteem bedekt met zandpartikels (partikeldiameter = 6,44 ± 4 µm) ontvangt, mathematisch te evalueren. De invloed van zanddeeltjes op de reflectie van glas voor verschillende golflengtes werd in deze studie ook onderzocht. Uit de studie bleek dat de reflectie snel stijgt tot een zandconcentratie van ongeveer 1 mg/cm2 (figuur 1.24), daarna is de stijging minder snel bij toenemende zandconcentraties. De reden hiervoor is dat de zanddeeltjes het glas volledig bedekt bij een concentratie van ongeveer 1 mg/cm2. De reflectie is tevens hoger bij langere golflengtes, wat te verklaren is door de kleur van het zand. In deze studie werd rood/bruin zand gebruikt. Wanneer het oppervlak bedekt wordt met een zandlaagje, worden de kleinere golflengtes geabsorbeerd en de grotere gereflecteerd. Op deze manier wordt de roodachtige kleur van het zand bekomen.
Fig. 1.24: Reflectie (%) van stoffig glas voor verschillende golflengtes (uit Al-Hasan, 1998)
De invloed van stof op de lichtdoorlatendheid werd in de fase-II-onderzoeksperiode voor een 0,2 mm LPDE (low density polyethylene) onderzocht door Kumar & Mastekbayeva (2000) en voor glasplaten door Hegazy (2000). Ook hier werden reducties waargenomen van de lichtdoorlatendheid als gevolg van stofaccumulatie. Kumar & Mastekbayeva (2000) toonden via experimentele observaties gedurende 30 dagen in Bangkok (Thailand) aan dat bij een hellingshoek van 15° de maximale stofaccumulatie gedurende de zomermaanden tot 3,7 g/m2 steeg. De reductie van de lichtdoorlatendheid werd geschat op 11% voor een stofdichtheid van 5 g/m2 voor een plastic plaat in tropisch vochtige condities. In deze studie werd tevens een correctiefactor gevonden, gebaseerd op de hellingshoek en het aantal blootstellingdagen in tropische condities (figuur 1.25).
2
DC15 = 0.0001 N - 0.0082N + 0.999 0 ≤ N (aantal blootstellingdagen) ≤ 30 2 R = 0.9962
Fig. 1.25: Stofcorrectiefactor bij een hellingshoek van 15° (DC15) in functie van aantal blootstellingsdagen (uit Kumar & Mastekbayeva, 2000)
23
In het onderzoek van Hegazy (2001) in Minia (Centraal Egypte) werden negen vierkante glasplaten (dikte : 3 mm, oppervlakte : 0,09 m2) gebruikt. Eén van de glasplaten werd proper gehouden en diende als referentie. De overige werden gedurende een maand zuidgericht opgesteld onder verschillende hellingshoeken (0°,10°,20°,30°,40°,50°,60° en 90°). Uit de experimentele data werd een niet-lineaire vergelijking bekomen tussen de lichtdoorlatendheid van het glas en de stofdichtheid w (g/m2): (%) = 34,37 erf(0,17w
0,8473
) met erf(x) = Gaussion error function
Samengevat hangt de reductie van de lichtdoorlatendheid sterk af van de stofaccumulatie en de hellingshoek, maar ook van de oriëntatie van het oppervlak en de overheersende windrichting (Abdel-Moneim et al., 2006). Er werden grotere reducties gevonden bij lagere hellingshoeken. Dit is uiteraard toe te schrijven aan de stijging van de stofafzetting bij lagere hellingshoeken. Zo werden er reducties van 52,54% (glasplaat : 0°) en 12,38% (glasplaat : 90°) gevonden bij een stofdichtheid van respectievelijk 15,84 g/m2 en 4,48 g/m2. Door o.a. zandstormen, harde winden en onweersbuien kan de output van het systeem een onregelmatig patroon vertonen. Bovendien kan er bij variaties in vochtigheid dauw gevormd worden op de platen, met coagulatie van stof tot gevolg. Een recente performantieanalyse van een netgekoppeld PV-systeem in Kreta schreef het vermogensverlies door stofaccumulatie toe aan het stoftype, de reinigingscyclus en de tijd sinds de laatste regenval (Kalykakis et al., 2009). Het vermogensverlies door stofaccumulatie was jaarlijks 5,86% met in de winter 4-5% en in de zomer 6-7%. In de zomer is er doorgaans meer stof waardoor de verliezen dan hoger liggen. 1.4.4.4 Beïnvloedingsfactoren stofaccumulatie Uit de fase-I- en fase-II-onderzoeksperiode worden de verschillende beïnvloedingsfactoren voor stofaccumulatie gehaald. Deze factoren worden in onderstaande figuur schematisch weergegeven.
Fig. 1.26: Beïnvloedingsfactoren voor stofaccumulatie op PV oppervlak (naar Mani & Pillai, 2010)
24
De twee primaire factoren zijn de lokale omgeving en de stofeigenschappen. Naast de primaire factoren zijn de karakteristieken van het PV-oppervlak (type beglazing) ook van belang. De reinigingscyclus van het PV-oppervlak is tevens essentieel. Deze reiniging kan gebeuren door regenval of manueel. Mani & Pillai (2010) stelden per klimaat een reinigingscyclus voor om de impact van stof op die plaats te reduceren. 1.4.4.5 Oplossing : zelfreinigende zonnepanelen Het probleem van stofaccumulatie op het PV-oppervlak kan verholpen worden door de panelen te reinigen met water en spons. Bij grote zonnecentrales is dit niet altijd evident. Grote zonnecentrales zijn veelal gelegen in de woestijn omwille van het grote zonnepotentieel en de grote open ruimtes. Het probleem van schaduw wordt hier dus geëlimineerd. Er is echter wel veel stof aanwezig in woestijngebieden, waardoor de stoflaag op de zonnepanelen regelmatig verwijderd dient te worden. De reiniging gebeurt normaal gezien met water. Aangezien water schaars is in woestijngebieden, is er nood aan een andere technologie om de stoflaag te verwijderen (Solar Power Engineering, 2010). De technologie van de zelfreinigende zonnepanelen werd ontwikkeld door Malay Mazumber, een onderzoeker aan de Universiteit van Boston, in samenwerking met de NASA. Deze technologie staat ook bekend als EDS-technologie (‘Electrodynamic Dust Shield’) en werd oorspronkelijk ontwikkeld voor ruimtemissies op Mars (Calle et al., 2007; Zuidema, 2010). EDS is een transparante en elektrisch gevoelige coating die bestaat uit een doorlatende plastic plaat (bv. PET-polyethyleentereftalaat) voor de weerstand tegen UV-straling en parallelgeschakelde elektroden, gemaakt uit transparant Indium Tin Oxide (ITO), ingebed in een dunne transparante film (PU-polyurethaan). De parallelgeschakelde elektroden worden verbonden aan een éénfasige AC-bron (‘alternating current’) voor de productie van een elektromagnetische stofafstotende golf. Het EDS wordt aangebracht op het glas van een zonnepaneel (figuur 1.27).
Fig. 1.27: EDS geplaatst boven een zonnepaneel (uit Biris et al., 2003; Biris et al.,2007)
Via een sensor wordt het stofniveau gemeten. Indien het stofniveau te hoog is, stoot een elektromagnetisch veld op het PV-oppervlak, geproduceerd door de elektroden, de stofdeeltjes af die reeds op het oppervlak aanwezig waren. Tevens wordt nieuwe stofaccumulatie verhinderd op het oppervlak op voorwaarde dat de stofdeeltjes geladen zijn. Indien de stofdeeltjes ongeladen zijn, zullen de deeltjes zich tijdelijk afzetten op het oppervlak. De deeltjes worden dan onderworpen aan een inhomogeen elektrisch veld en bewegen over het PV-oppervlak. Door deze beweging worden de
25
initieel ongeladen deeltjes tribo-elektrisch7 geladen en van het oppervlak gestoten (Biris et al., 2003). Biris et al. (2007) stelden vast dat wanneer gebruik wordt gemaakt van een driefasige AC, het EDS alle stofdeeltjes afstoot, ongeacht of deze deeltjes initieel geladen of ongeladen waren. Met een reinigingsefficiëntie van 90% in slechts twee minuten is dit een veelbelovende technologie.
1.5 Conclusie en doelstelling Uit het literatuuronderzoek kan worden geconcludeerd dat schaduw een significante invloed heeft op de performantie van fotovoltaïsche installaties. Het probleem van schaduw werd al eerder onderzocht en dit zowel via modellering als via experimenteel onderzoek. Deze scriptie zal zich vooral toespitsen op het experimentele onderzoek. Wat de invloed van stof op de performantie betreft, werd er al veel onderzoek verricht naar het effect van stofaccumulatie op de lichtdoorlatendheid. Er is echter nog niet zo veel onderzoek verricht naar het effect op de opbrengst van fotovoltaïsche systemen in dit verband. De vertaling van lichtdoorlatendheid naar opbrengst volgt niet duidelijk uit het literatuuronderzoek. Bovendien is het onderzoek in Westerse landen beperkt. Er is tot nu toe vooral onderzoek verricht in het MiddenOosten. Een reden hiervoor is het enorme jaarlijks zonnepotentieel (6 kWh/m2) dat daar heerst, alsook het woestijnklimaat met regelmatig zandstormen. De doelstelling van deze scriptie bestaat er in na te gaan wat de invloed van schaduw en stof is op de opbrengst van fotovoltaïsche installaties. Volgende zaken zullen bestudeerd worden:
stofeffect
schaduweffect
o o o o o o o
De verandering van het maximale vermogen en de vulfactor bij toenemende beschaduwing De invloed van bypass diodes op het schaduweffect Het schaduweffect in functie van de afstand van het zonnepaneel tot het schaduwmakend object De invloed van temperatuur en zonne-instraling op het schaduweffect Het schaduweffect bij een operationeel PV-systeem met naburige schaduwmakende objecten en de relatie tussen de oriëntatie van het PV-systeem en dit schaduweffect De verandering van het maximale vermogen bij toenemende stofconcentraties van verschillende soorten stof De invloed van regelmatige reiniging op de opbrengst van een PV-systeem
7
Tribo-elektrisch effect : elektrisch fenomeen waarbij een materiaal elektrisch geladen worden door contact met een ander materiaal (wordIQ, 2010).
26
Hoofdstuk 2
Materiaal en methoden 2.0 Proefopzet Het experimentele onderzoek werd opgedeeld in twee delen. De structuur van het onderzoek wordt verduidelijkt a.d.h.v. onderstaande figuur.
Fig. 2.1 : Structuur experimentele onderzoek
De invloed van schaduw werd bestudeerd onder gecontroleerde omstandigheden en onder praktijkomstandigheden. Na optimalisatie van de laboratoriumopstelling/buitenopstelling, werd onder gecontroleerde omstandigheden zelf schaduw gecreëerd en werden de PV-karakteristieken bepaald m.b.v. één module en een meettoestel. In praktijkomstandigheden werd gebruik gemaakt van de installatie van Trevi te Gentbrugge (Trevi-I) en de installatie in de Sint-Annastraat te Gent (Trevi-II). Bij deze installaties werd schaduw gecreëerd door nabijgelegen objecten. De invloed van stof werd eveneens bestudeerd onder gecontroleerde omstandigheden en onder praktijkomstandigheden. Na optimalisatie van de laboratoriumopstelling/buitenopstelling, werd onder gecontroleerde omstandigheden zelf stof aangebracht en werden de PV-karakteristieken bepaald m.b.v. één module en een meettoestel. In praktijkomstandigheden werd gebruik gemaakt van de installatie van Galloo te Menen. Bij deze installatie werd een regelmatig gereinigde string vergeleken met een niet gereinigde string. Beide strings hadden dezelfde karakteristieken (type modules, aantal modules/string ,azimuthoek, hellingshoek). 27
2.1 Materiaal In deze paragraaf wordt het gebruikte materiaal beschreven voor enerzijds gecontroleerde omstandigheden en voor anderzijds praktijkomstandigheden bij het experimentele onderzoek naar de invloed van schaduw en stof op de opbrengst van fotovoltaïsche systemen.
2.1.1 Gecontroleerde omstandigheden 2.1.1.1 Fotovoltaïsche module Onder gecontroleerde omstandigheden werd gebruik gemaakt van een fotovoltaïsche module (Scheuten Multisol® M5-96 230) die horizontaal werd geplaatst. De buitenopstelling en de karakteristieken van deze module worden hieronder afgebeeld. Tabel 2.1: De karakteristieken van de PV-module onder STC (Posharp, 2011)
PMPP (Wp) VMPP (V) IMPP (A) VOC (V) ISC (A) η (%)
Scheuten Multisol® M5-96 230 (monokristallijn) 230 46,9 4,90 58,4 5,24 13,37
Fig. 2.2: Buitenopstelling PV-module
De PV-module bestaat uit 96 monokristallijne zonnecellen en bevat vier bypass diodes in de junction box. De module kan geschetst worden zoals in figuur 2.3.
28
Fig. 2.3: Schematische voorstelling PV-module
8
2.1.1.2 Meters en sensoren Hieronder wordt een overzicht gegeven van de meters en sensoren waarvan gebruik werd gemaakt tijdens het experimentele onderzoek. ‘Solar Module Analyzer ISM 490’ De I(V)- en P(V)-karakteristieken in de experimenten werden bepaald m.b.v. de ‘Solar Module Analyzer ISM 490’ van ISO-TECH (figuur 2.4). Voor de handleiding van dit meettoestel wordt verwezen naar RS (2011a). Voor elke meting werd gebruik gemaakt van de ‘Auto-scan’ via de ‘AUTO SCAN’-knop. Nadat een bepaald stroombereik gescand was (bereik werd automatisch door het toestel vastgelegd), mat het toestel automatisch volgende parameters : Vopen (VOC), Ishort (ISC), PMAX (PMPP), IMAX (IMPP) en VMAX (VMPP). Op basis van deze parameters, werd een simulatie uitgevoerd en werden de I(V)- en P(V)-karakteristiek op het scherm geplot. Nadat de ‘Auto-scan’ voltooid was, werden de data opgeslagen in het geheugen van het toestel via de ‘Rec’-knop. De data werden dan via de bijgevoegde software gedownload en naar Excel geëxporteerd.
Fig. 2.4: ‘Solar Module Analyzer’ 8
Via contact met Hugo de Moor, Knowledge Manager van Scheuten Solar, werd de bypass configuratie van het Scheuten paneel achterhaald.
29
‘Infrared and contact thermometer 561’ De temperatuur (°C) werd gemeten via de ‘Infrared and contact thermometer 561’ van FLUKE (FLUKE, 2011). Dit meettoestel wordt afgebeeld in figuur 2.5. Er werd geopteerd om de temperatuur ongeveer in het midden van het paneel te meten (cel 43) op een horizontaal oppervlak. Merk op dat hier de oppervlaktetemperatuur werd gemeten. Er werd evenwel verondersteld dat dit een goede indicatie gaf van de temperatuur van de zonnecellen.
Fig. 2.5: ‘Infrared and contact thermometer’
‘Solar Power Meter ISM 410’ De zonne-instraling (W/m2) werd gemeten via de ‘Solar Power Meter ISM 410’ van ISO-TECH (RS, 2011b). Dit meettoestel wordt hieronder weergegeven. Analoog als bij de meting van de temperatuur, werd de zonne-instraling gemeten in het midden van het paneel (cel 43) op een horizontaal vlak.
Fig. 2.6: ‘Solar Power Meter’
‘Malvern mastersizer’ De grootteverdeling van twee soorten stof (zand en bloem) die gebruikt werden in het experimentele onderzoek, werd bepaald via laserdiffractie met behulp van de Malvern Mastersizer 20009 (figuur 2.7). Er werden twee stalen van elk type stof geanalyseerd. Laserdiffractie wordt ook wel statische lichtverstrooiing of voorwaartse lichtverstrooiing genoemd en meet het verstrooiingspatroon dat verkregen wordt door het beschijnen van deeltjes met een
9
Met dank aan Prof. Paul Van der Meeren en Quenten Denon van de vakgroep ‘Applied Analytical and Physical Chemistry : Particle and Interfacial Technology’.
30
laserstraal. Het verkregen verstrooiingspatroon via dergelijke deeltjesanalyse bevat informatie over o.a. de deeltjesgrootte en de korrelgrootteverdeling (Solids Solution, 2011).
Fig. 2.7: Malvern Mastersizer 2000 (MALVERN, 2005)
‘Mettler toledo EL 4001’ De analytische weegschaal die gebruikt werd voor het afwegen van twee soorten stof, was van het type ‘Mettler toledo EL 4001’ (Mettler toledo, 2011). Deze weegschaal heeft een leesnauwkeurigheid van 0,1 g en wordt hieronder afgebeeld.
Fig. 2.8: ‘Mettler Toledo EL 4001’
2.1.2 Praktijkomstandigheden In deze paragraaf worden de installaties besproken die opgevolgd werden om het stofeffect (Galloo) en het schaduweffect (Trevi-I en Trevi-II) te onderzoeken. 2.1.2.1 Installatie Galloo De installatie is gelegen in Menen, Vlaanderen, België (figuur 2.9). Deze installatie ligt op het plat dak van het kantoorgebouw van Galloo. Galloo behoort tot “Group Galloo Recycling” en staat in voor de verwerking en recyclage van metaal. De installatie werd vanaf 24 juni 2010 in bedrijf gesteld.
31
Fig. 2.9: Situering Menen in Vlaanderen (AGIV, 2010)
Het netgekoppelde PV-systeem heeft een geïnstalleerd vermogen van 11,4 kWp. De installatie bestaat uit 57 PV-modules (Scheuten Multisol® P6-54 200) die bestaan uit polykristallijn siliciumzonnecellen (54 zonnecellen/module). Deze modules zijn gerangschikt in drie strings (19 modules/string). De strings zijn elk verbonden aan een omvormer (SMA Sunny Boy 3300 TL HC). Het PV-systeem is gemonteerd op een draagstructuur met een azimuthoek van 20°. De panelen van twee van de drie strings hebben een hellingshoek van 17°, de andere heeft een hellingshoek van 34°. De fotovoltaïsche installatie en het blokdiagram van het systeem worden weergegeven in figuren 2.10 en 2.11. De PV-karakteristieken van de module en de installatie worden in tabel 2.2. weergegeven. 34° (String 1)
17° (String 2)
17° (String 3)
Fig. 2.10: PV-installatie van Galloo
Fig. 2.11: Blokdiagram
32
Tabel 2.2: PV-karakteristieken module en installatie
PMPP (Wp) VMPP (V) IMPP (A) VOC (V) ISC (A)
Scheuten Multisol P6-54 200 (polykristallijn) 200 25,9 7,71 33 8
PV-installatie Galloo (57 modules, 3 strings 19 modules/string) 11400 492,1 23,13 627 24,66
2.1.2.2 Installatie Trevi-I De installatie is gelegen in Gentbrugge, Vlaanderen, België (figuur 2.12). Deze installatie ligt op het plat dak van het gebouw van Trevi, een milieuadvies- en milieutechnologiebedrijf. In figuur 2.13 wordt een luchtfoto weergegeven om een idee te krijgen van de grootte van het dakoppervlak. De PV-installatie was op het moment van de opname van de luchtfoto nog niet geïnstalleerd. Een deel van de PV-installatie op het dak wordt tevens weergegeven in figuur 2.13.
Fig. 2.12: Situering Gentbrugge in Vlaanderen (AGIV, 2011)
Fig. 2.13: Luchtfoto dak Trevi en een deel van de PV-installatie (Bing maps, 2011)
Het netgekoppelde PV-systeem heeft een geïnstalleerd vermogen van 253,48 kWp en heeft een zuidoost oriëntatie van 12° (azimuthoek = -12°). De installatie bestaat uit 1326 PV-modules die bestaan uit kristallijne siliciumzonnecellen. De installatie kan onderverdeeld worden in drie zones (tabel 2.3). Deze zones kunnen ook teruggevonden worden op het plan in Appendix B. De situering van de panelen op de luchtfoto wordt ook weergegeven in Appendix B. 33
Tabel 2.3: Karakteristieken per zone van de installatie Zones Verhoogde zone
In bedrijf gesteld vanaf … Januari 2011
Zone Noord-Oost
Januari 2011
+ Zone Zuid = Zone Rand Zone 230-250-190
Juni 2010
Omvormers (Type) Omvormers 1-11 (11xPVI12.5) Omvormers 12-13 (2xPVI12.5) + Omvormers 14-17 (4xPVI12.5)
Soorten modules (Aantal) Suntech STP190s (5x15/omvormer) Suntech STP190s (5x15/omvormer)
Hellingshoek 10°
Geïnstalleerd vermogen 156,75 kWp
20°
85,5 kWp
230 Wp - 250 Wp 190 Wp (3xSMA3300TL)
Scheuten Multisol® M5-96 230 (16) Scheuten Multisol® P6-66 250 (15) Scheuten Multisol® P6-54 190 (20)
20°
11,23 kWp
De omvormers van de Verhoogde Zone en Zone Rand hebben elk twee MPP-trackers. Per omvormer zijn vijf strings van 15 panelen aangesloten, m.a.w. 75 panelen per omvormer. Voor Zone 230-250190 zijn er respectievelijk 16, 15 en 20 panelen aangesloten per omvormer. Ter verduidelijking worden hieronder de blokdiagrammen gegeven van de panelen van één omvormer van de Verhoogde Zone en/of Zone Rand (figuur 2.14) en van Zone 230-250-19 (figuur 2.15).
Fig. 2.14: Blokdiagram van de panelen van één omvormer van de Verhoogde Zone en/of Zone Rand
Fig. 2.15: Blokdiagram Zone 230-250-190
De PV-modules en omvormers van de Verhoogde Zone en Zone Rand zijn verschillend van deze van Zone 230-250-190. De panelen van deze laatste zone lagen initieel (vanaf juni 2010) op het dak van 34
Trevi en zijn later (januari 2011) uitgebreid met de twee andere zones. De specificaties van de twee soorten modules en omvormers zijn weergegeven in respectievelijk tabel 2.4 en tabel 2.5. Merk op dat er bij Zone 230-250-190 zowel gewerkt is met monokristallijne (230) als polykristallijne (250-190) zonnepanelen. De andere zones bestaan uitsluitend uit monokristallijne zonnepanelen. Tabel 2.4: Specificaties modules onder STC (Posharp, 2011; Suntech, 2011) Suntech STP190s (monokristallijn) PMPP (Wp) VMPP (V) IMPP (A) VOC (V) ISC (A)
190 36,54 5,20 45,2 5,62
Scheuten Multisol® M5-96 230 (monokristallijn) 230 46,9 4,90 58,4 5,24
Scheuten Multisol® P6-66 250 (polykristallijn) 250 31,9 7,83 40,5 8,31
Scheuten Multisol® P6-54 190 (polykristallijn) 190 25,5 7,43 32,6 7,98
Tabel 2.5: Specificaties omvormers (Power-one, 2011; AS Solar Benelux, 2011) Maximale efficiënties (%) Euro-efficiëntie10 (%)
PVI12.5 97,70 97,25
SMA3300TL 96,0 94,6
2.1.2.3 Installatie Trevi-II De installatie is gelegen in Gent, Vlaanderen, België (figuur 2.16) op een gezinswoning in de SintAnnastraat nr. 103. De PV-installatie heeft een geïnstalleerd vermogen van 3,04 kWp en heeft een zuidoost oriëntatie van 50° (azimuthoek = -50°). De installatie bestaat uit 16 PV-modules (Scheuten Multisol® P6-54 190) die bestaan uit polykristallijn siliciumzonnecellen (54 zonnecellen/module). De PV-modules behoren tot eenzelfde string en hebben een hellingshoek van 45°. Voor de specificaties van deze modules wordt verwezen naar tabel 2.4. In figuur 2.17 wordt de PVinstallatie afgebeeld. Merk op dat niet alle 16 PV-modules zichtbaar zijn op deze figuur. De omvormer (SMA Sunny Boy 3000) heeft een maximale efficiëntie van 95,0% en een euro-efficiëntie van 93,6% (irs-solar, 2011).
Fig. 2.16: Situering Gent in Vlaanderen (AGIV, 2011)
10
De euro-efficiëntie is volgens Sanel-Solar (2011) het gemiddelde dat wordt berekend tussen de prestaties van de omvormer bij verschillende tijdstippen van de dag en verschillende weersomstandigheden. Dit geeft een goed beeld van de gemiddelde prestatie van de omvormer doorheen het jaar en niet enkel van de maximale prestaties wanneer er bijvoorbeeld veel of weinig zon is.
35
Fig. 2.17: PV-installatie Trevi-II
2.2 Experimentele procedures 2.2.1 Optimalisatie laboratoriumopstelling/buitenopstelling In eerste instantie werd er voor geopteerd om de experimenten onder gecontroleerde omstandigheden uit te voeren in het laboratorium. Hiervoor werd gebruik gemaakt van een lichtbron en een fotovoltaïsche module (paragraaf 2.1.1.1). De lichtbron bestond uit vier hoogwaardige hogedruk-natriumdamplampen van Philips met een nominaal lampvermogen van 600W (PHILIPS, 2011). In tweede instantie werd er voor geopteerd om de experimenten uit te voeren onder buitencondities met dezelfde fotovoltaïsche module en de zon als lichtbron.
2.2.2 Schaduweffect 2.2.2.1 Gecontroleerde omstandigheden De invloed van schaduw werd nagegaan via verschillende experimenten. De schaduw zelf werd gecreëerd d.m.v. karton. Om volledige schaduw van één enkele zonnecel (=100% beschaduwing) te creëren werd gebruik gemaakt van karton ter grootte van één zonnecel (12,7cm 12,7cm). De overige afmetingen van het karton staan in tabel 2.6 weergegeven per beschaduwingsgraad.
36
Tabel 2.6: Afmetingen van het karton per beschaduwingsgraad voor beschaduwing van één zonnecel
Er werden vier soorten experimenten uitgevoerd. Bij de eerste twee experimenten werd nagegaan wat het effect was van (partiële) beschaduwing van meerdere zonnecellen op verschillende bypass diodes (experiment 1) en op dezelfde bypass diode (experiment 2). Zoals eerder vermeld, helpen de bypass diodes het schaduweffect te minimaliseren. Via deze experimenten werd het effect van bypass diodes achterhaald. Bij de eerste twee experimenten werd het karton bovendien rechtstreeks op de zonnecel gelegd. Dit kan vergeleken worden met schaduw die veroorzaakt wordt door bv. een blad dat op een zonnepaneel valt (tijdelijke schaduw). Om te achterhalen wat het effect is van schaduw die veroorzaakt wordt door objecten op afstand (schaduw t.g.v. de locatie), werd experiment 3 uitgevoerd. Bij de experimenten 1 en 2 werden de zonnecellen en de bypass diodes ad random geselecteerd door Excel. Bij experiment 3 werd geopteerd om enkel gebruik te maken van de buitenste zonnecellen en deze ad random door Excel te laten selecteren. De verschillende deelexperimenten [A-D] werden telkens snel achter elkaar uitgevoerd. Op deze manier werd de invloed van de temperatuur en de zonne-instraling tot een minimum beperkt. Deze invloed werd dan ook buiten beschouwing gehouden bij de analyse van de resultaten van de experimenten 1-3. Om de invloed van de temperatuur en zonne-instraling op het schaduweffect in te schatten, werd experiment 4 uitgevoerd. Experiment 1 : Meerdere zonnecellen op verschillende bypass diodes De invloed op de I(V)- en P(V)-karakteristiek bij (partiële) beschaduwing [0%-25%-50%-75%-100%] werd bepaald voor: A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 3 (cel 70) B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16) en bypass diode 3 (cel 70) C. Drie willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16), bypass diode 3 (cel 70) en bypass diode 4 (cel 86) D. Vier willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16), bypass diode 2 (cel 42), bypass diode 3 (cel 70) en bypass diode 4 (cel 86) Ter verduidelijking wordt in tabel 2.7 experiment 1 nog eens schematisch weergegeven. 37
Tabel 2.7: Schematische voorstelling experiment 1 (vierkant = onderzochte cel; wit = onbeschaduwd; zwart = beschaduwd)
Experiment 2 : Meerdere zonnecellen op dezelfde bypass diode De invloed op de I(V)- en P(V)-karakteristiek bij (partiële) beschaduwing [0%-25%-50%-75%-100%] werd bepaald voor: A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 4 (cel 79) B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79 en cel 93) C. Drie willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79, cel 84 en cel 93) D. Vier willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79, cel 84, cel 86 en cel 93) De schematische voorstelling van experiment 2 is analoog als deze van experiment 1 (tabel 2.7). Experiment 3 : Effect van de afstand van het schaduwmakend object In dit experiment werd de invloed op de I(V)- en P(V)-karakteristiek nagegaan bij volledige beschaduwing van cel 85 (bypass diode 4) door een schaduwmakend object op afstand. Het schaduwmakend object ter grootte van een zonnecel werd op verschillende afstanden geplaatst, terwijl cel 85 telkens volledig beschaduwd bleef. De proefopstelling wordt in figuur 2.18 afgebeeld. De rode en zwarte pijlen duiden de verschuiving van het schaduwmakend object aan in de verticale richting en in de horizontale richting. De horizontale coördinaat (x) en schuine coördinaat (z) van het object t.o.v. cel 85 werden telkens gemeten en hieruit werd de verticale coördinaat (y) berekend. In tabel 2.8 worden de verschillende coördinaten (x,y,z) bij de verschillende deelexperimenten [A-E] weergegeven. De waarde van deze coördinaten zijn uiteraard afhankelijk van de zonnestand op het moment van het experiment.
38
Fig. 2.18 : Proefopstelling experiment 3 Tabel 2.8: Afmetingen deelexperimenten A-E A B C D E
x (cm)
y (cm)
z (cm)
0 7,5 22 40,5 55
0 10,6 27,9 48,3 68,7
0 13 35,5 64 88
Experiment 4 : De invloed van de temperatuur en de zonne-instraling op het schaduweffect De invloed van verschillende combinaties van temperatuur (°C) en zonne-instraling (W/m2) op de I(V)-karakteristiek bij volledige beschaduwing werd nagegaan voor: A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 3 (cel 70) B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16) en bypass diode 3 (cel 70) 2.2.2.2 Praktijkomstandigheden Trevi-I De systeemmonitoring gebeurde via SolarLog1000 en de data werden online geraadpleegd. Om het effect van schaduw na te gaan, werd de aandacht gevestigd op omvormers 15 en 16. De modules aangesloten op deze omvormers bevinden zich nabij een object, nl. een lichtstraat, waardoor de modules onderworpen worden aan beschaduwing. Dit wordt ook duidelijk wanneer de schaduwlijnen nabij de lichtstraat op het plan in Appendix B bekeken worden (voor de legende, zie tabel B1). Een deel van de modules (modules 1051-1064) van omvormer 15 heeft een jaarlijkse lichtinval van <80%, te wijten aan de aanwezigheid van de lichtstraat. Bij omvormer 16 raakt de schaduwlijn van 80% juist aan de buitenste modules (modules 1126-1139). Alle modules van 39
omvormer 16 zullen dus een jaarlijkse lichtinval hebben van >80%. Deze schaduwlijnen werden door Trevi bepaald via een schaduwanalyse met behulp van de zogenaamde ‘Sun-Eye’. Dit toestel wordt hieronder afgebeeld.
Fig. 2.19: ‘Sun-Eye’ (Trevi, 2011)
De opbrengst van de modules van omvormers 15 en 16 werden vergeleken met de opbrengst van de modules van omvormer 17 (referentie). Omvormer 17 heeft een jaarlijkse lichtinval van >95%. Op deze manier kon de invloed van schaduw op de opbrengst achterhaald worden. Aangezien de gehele installatie eind januari in bedrijf is gesteld, werden voor de maanden februari, maart en april de gegevens van drie dagen opgevraagd en geanalyseerd (tabel 2.9). Hierbij werd telkens gekeken naar de opbrengst die werd verwacht in die maand. Deze verwachte opbrengst werd door SolarLog op basis van gegevens uit het verleden d.m.v. een statistische benadering geprognoseerd. Er werd gekozen voor één dag met een zeer lage opbrengst (<< verwachte opbrengst), één dag met een lage opbrengst (< verwachte opbrengst) en één dag met een hoge opbrengst (> verwachte opbrengst). Anders gezegd: Er werd telkens een bewolkte dag, een licht bewolkte dag en een zonnige dag bekeken per maand. Tabel 2.9: Geselecteerde dagen voor de maanden februari, maart en april Maand
Dag
Opbrengst t.o.v. verwachte opbrengst
Februari
11/02/’11 16/02/’11 17/02/’11
<< < >
8/03/’11 9/03/’11 17/03/’11 5/04/’11 10/04/’11 14/04/’11
> < << << > <
Maart
April
Trevi-II De systeemmonitoring gebeurde via Solarlog200 en de data werden online geraadpleegd. De PVinstallatie was onderhevig aan schaduw omstreeks 16u. De dagen die geanalyseerd werden, waren dezelfde als de dagen die onderzocht werden bij Trevi-I (zie tabel 2.9). Om het effect van beschaduwing na te gaan werd de installatie van Trevi-II vergeleken met een gelijkaardige installatie met een analoge oriëntatie en hellingshoek (=referentie-installatie) die niet onderhevig was aan beschaduwing. Deze referentie-installatie was gelegen in Asper (Gavere). Gavere en Gentbrugge liggen beide in het arrondissement Gent, op deze manier werd getracht het effect van klimatologische factoren (zonneschijn, bewolking, neerslag,..) te reduceren. De genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van beide installaties werden vergeleken voor een volledige maand mei. Er 40
werden tevens een aantal zonnige dagen in mei (opbrengst > verwachte opbrengst) geselecteerd om het schaduweffect te visualiseren. De geselecteerde, zonnige dagen waren 1, 5, 21 en 25 mei. De PV-installatie te Asper (Gavere) heeft een geïnstalleerd vermogen van 11,76 kWp. In figuur 2.20 wordt de PV-installatie afgebeeld, deze installatie is gelegen op het dak van een basisschool. Op de figuur zijn geen omliggende objecten waar te nemen die voor beschaduwing kunnen zorgen op de modules. De PV-installatie kan dus dienen als referentie-installatie.
Fig. 2.20: PV-installatie te Asper (Solarlog, 2011)
De installatie bestaat uit 48 modules ( NEO-PEPV245 (poly) ) en drie omvormers (2x 3800S + 3100S). De modules hebben een hellingshoek van 45° en een oriëntatie van -45° (zuidoost). De hellingshoek was dus analoog als deze van Trevi-II. De oriëntatie week echter met 5° af van deze van Trevi-II. Voor de specificaties van de modules en de omvormers wordt verwezen naar tabellen 2.10 en 2.11. Tabel 2.10: Specificaties modules onder STC (Eurener, 2011) PMPP (Wp) VMPP (V) IMPP (A) VOC (V) ISC (A)
PEPV245 (polykristallijn) 245 30,14 8,13 37,79 8,63
Tabel 2.11: Specificaties omvormers (Solaracces, 2011) Maximale efficiënties (%) Euro-efficiëntie (%)
Diehl platinum omvormer 3800S 95,6 94,7
Diehl platinum omvormer 3100S 95,3 94,4
2.2.3 Stofeffect 2.2.3.1 Gecontroleerde omstandigheden De wijziging van de I(V)- en P(V)-karakteristiek werd nagegaan als gevolg van toenemende stofconcentraties (g/m2). Er werden twee experimenten uitgevoerd, telkens met een ander soort stof. Bij experiment 5 werd gebruik gemaakt van bloem, terwijl bij experiment 6 gebruik werd gemaakt van een grover materiaal nl. zand.
41
Experimenten 5 en 6 : Invloed stofdichtheid w (g/m2) bij bloem (5) en zand (6) Om de verschillende stofconcentraties w (1,2,3 en 4 g/m2) te bekomen, werd eerst de oppervlakte bepaald van het paneel (1,7 m2). Vervolgens werd er vier keer 1,7 g stof afgewogen via een analytische weegschaal en zo gelijkmatig mogelijk verdeeld over het paneel. Er werd ook eens gekeken naar de invloed bij een hogere stofconcentratie nl. 10 g/m2. 2.2.3.2 Praktijkomstandigheden Galloo De communicatie gebeurde via Sunny WebBox en de data werden online opgevraagd (Sunny Portal, 2011)11. Om een beeld te schetsen van de invloed van het stof dat vrijkomt in een schrootverwerkend bedrijf als Galloo, werd op regelmatige basis de 3e string gereinigd met water en vergeleken met de 2e string op vlak van performantie (uitgedrukt in kWh). Op deze manier konden twee vergelijkbare strings met panelen onder een hellingshoek van 17° vergeleken worden. Het verschil in opbrengst tussen beide strings werd aldus vergeleken voor negen achtereenvolgende periodes van 30 dagen. Het gemiddelde en de standaardafwijking voor de verschillende periodes werd eveneens bepaald. Met behulp van een two-sample t-test in S-plus kon de significantie (α = 5%) van de verschillende periodes t.o.v. elkaar nagegaan worden. De procentuele stijging van de opbrengst van de gereinigde string werd tevens nagegaan en getoetst aan de economische haalbaarheid van reiniging.
11
Via Marijn Louwagie, technisch afgevaardigde energie van Trevi, werd toegang tot de online data verkregen via een persoonlijk paswoord.
42
Hoofdstuk 3
Resultaten en discussie 3.1 Optimalisatie laboratoriumopstelling/buitenopstelling De gebruikte lampen waren gasontladingslampen die werden aangesloten op het net (AC-bron). Aangezien de netspanning een sinusoïdale wisselspanning is met een waarde van 230V en een frequentie van 50 Hz, wisselt de wisselstroom 50 keer per seconde van polariteit en knipperen de gasontladingslampen eveneens 50 keer per seconde. Dit sinusoïdaal gedrag kwam terug in te metingen. Bovendien was de instraling die werd bereikt met deze lampen zeer zwak. Om deze redenen konden geen representatieve metingen worden uitgevoerd met deze soort lampen en diende er dus naar een oplossing gezocht te worden. Een oplossing zou kunnen zijn om te werken met halogeenlampen. Halogeenlampen zijn gloeilampen die nagloeien en dus minder knipperen per seconde dan gasontladingslampen. Een andere mogelijke oplossing is het werken met een DC-bron i.p.v. een AC-bron. Op deze manier kunnen de schommelingen in de metingen gereduceerd worden. En bovendien, zelfs als er voldoende instraling gecreëerd wordt, kan de opwarming van het paneel voor bijkomende problemen zorgen. Er werd echter geopteerd om het gedrag van de fotovoltaïsche module onder buitencondities te onderzoeken om meer representatieve metingen te bekomen.
3.2 Schaduweffect 3.2.1 Gecontroleerde omstandigheden In deze paragraaf worden de resultaten besproken van de vier experimenten die werden uitgevoerd onder gecontroleerde omstandigheden om het schaduweffect na te gaan. 3.2.1.1 Experiment 1 In dit experiment werd de wijziging van de I(V)- en P(V)-karakteristiek onderzocht bij (partiële) beschaduwing van meerdere zonnecellen op verschillende bypass diodes. De resultaten van experimenten 1A-D worden weergegeven in respectievelijk figuren 3.1– 3.4. Het maximaal vermogen punt (PMAX) werd telkens omcirkeld op de I(V)- en P(V)-karakteristiek. 43
A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 3 (cel 70)
I(V)-karakteristiek
P(V)-karakteristiek 60
1,4
2
4-5
0,8 0,6 0,4
20
0
0 20 30 40 Spanning V (V)
Cel 70
50
4-5
30
10
10
2 3
40
0,2
0
1
50
1
3
1
Vermogen P (W)
Stroom I (A)
1,2
0
60
10
20
30 40 Spanning V (V)
50
FF
% FF reductie
% PMAX reductie
60
Vopen
Ishort
PMAX
1 x geen beschaduwing (1)
57,69
1,238
56,90516
1 x 25% beschaduwing (2)
57,63
1,111
48,75887
14,32%
0,761537
4,42%
1 x 50% beschaduwing (3)
57,73
1,215
40,9613
28,02%
0,583977
26,71%
1 x 75% beschaduwing (4)
57,66
1,211
37,32819
34,40%
0,534587
32,91%
1 x volledige beschaduwing (5)
57,62
1,215
37,08471
34,83%
0,529719
33,52%
0,796765
Fig. 3.1: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecel 70
B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16) en bypass diode 3 (cel 70)
I(V)-karakteristiek
P(V)-karakteristiek
2,5
120 5
1
100 2
Vermogen P (W)
Spanning I (A)
1
4
2 1,5
3 1
0,5
2
80 3
60
4
40
5
20
0
0 0
10
20
30 40 Spanning V (V)
Cellen 16 en 70
50
60
0
10
20
% PMAX reductie
30 40 Spanning V (V)
50
FF
% FF reductie
Vopen
Ishort
PMAX
2 x geen beschaduwing (1)
57,9
2,363
104,4255
2 x 25% beschaduwing (2)
57,96
2,374
95,28882
8,75%
0,692521
9,27%
2 x 50% beschaduwing (3)
57,85
2,109
66,22611
36,58%
0,542812
28,88%
2 x 75% beschaduwing (4)
57,81
2,312
50,57065
51,57%
0,378362
50,43%
2 x volledige beschaduwing (5)
57,71
2,089
48,26891
53,78%
0,400385
47,54%
60
0,763245
Fig. 3.2: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 16 en 70
44
I(V)-karakteristiek
1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0
P(V)-karakteristiek
70
1 2
60 4
Vermogen P (W)
Stroom I (A)
C. Drie willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16), bypass diode 3 (cel 70) en bypass diode 4 (cel 86)
1 2
5
3
50
3
40 30 20
4
10
5
0 0
10
20 30 40 Spanning V (V)
50
60
0
10
20
30 40 Spanning V (V)
50
FF
% FF reductie
% PMAX reductie
60
Cellen 16, 70 en 86
Vopen
Ishort
PMAX
3 x geen beschaduwing (1)
56,31
1,571
61,17093
3 x 25% beschaduwing (2)
56,3
1,553
59,84635
2,17%
0,684475
1,01%
3 x 50% beschaduwing (3)
56,24
1,367
46,59732
23,82%
0,606104
12,35%
3 x 75% beschaduwing (4)
56,17
1,276
19,20842
68,60%
0,268001
61,24%
3 x volledige beschaduwing (5)
56,02
1,21
13,75113
77,52%
0,202866
70,66%
0,691486
Fig. 3.3: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 16, 70 en 86
D. Vier willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16), bypass diode 2 (cel 42), bypass diode 3 (cel 70) en bypass diode 4 (cel 86)
I(V)-karakteristiek
P(V)-karakteristiek
2,5
100
2
80
Vermogen P (W)
Stroom I (A)
1 1
1,5
2
1
3
0,5
4
4’ 5
0 0
20
40
2
60
3
40 4 4’
20
5
0
60
0
10
20
Spanning V (V) Cellen 16, 42, 70 en 86
% PMAX reductie
30 40 Spanning V (V)
50
FF
% FF reductie
Vopen
Ishort
PMAX
4 x geen beschaduwing (1)
56,53
2,225
87,96645
4 x 25% beschaduwing (2)
56,24
1,933
76,14214
13,44%
0,700403
-0,15%
4 x 50% beschaduwing (3)
56,32
1,381
53,4834
39,20%
0,687642
1,68%
4 x 75% beschaduwing (4)
56,16
0,759
27,72234
68,49%
0,650371
7,01%
4 x volledige beschaduwing (5)
55,84
0,34
3,554155
95,96%
0,187203
73,23%
60
0,699372
Fig. 3.4: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 16, 42, 70 en 86
45
Verandering van de open klemspanning (Vopen) en de kortsluitstroom (Ishort) Bij toenemende beschaduwing van één, twee of drie zonnecellen op verschillende bypass diodes kon er vastgesteld worden dat de open klemspanning en de kortsluitstroom nagenoeg dezelfde bleven. De reden waarom bij deelexperiment 1B de waarde voor de kortsluitstroom hoger is dan bij deelexperimenten 1A en 1C, is omdat deelexperiment 1B werd uitgevoerd kort na de middag (rond 12u30), terwijl deelexperimenten 1A en 1C werden uitgevoerd voor de middag (rond 11u). Bij deelexperiment 1B was de zonne-instraling dus hoger dan bij de andere twee deelexperimenten. Aangezien uit het literatuuronderzoek (paragraaf 1.3.1.3) geweten is dat de kortsluitstroom evenredig is aan de zonne-instraling, geeft dit een verklaring voor de verhoogde kortsluitstroom bij deelexperiment 1B. Bij deelexperiment 1D nam de kortsluitstroom af van 2,225A bij geen beschaduwing tot 0,34A bij volledige beschaduwing van de vier zonnecellen. De open klemspanning daarentegen bleef nagenoeg constant. Verandering van het maximale vermogen (PMAX) Er werd waargenomen dat PMAX verschoof naar lagere spanningswaarden voor deelexperiment 1A vanaf 50% beschaduwing (3) en voor deelexperiment 1B en 1C vanaf 75% (4) beschaduwing. Er werd m.a.w. een nieuw lokaal maximum gecreëerd in de P(V)-curve en een stap in de I(V)-curve als gevolg van de beschaduwing. Hoe meer zonnecellen beschaduwd werden (1A 1B 1C), hoe meer het maximum verschoof naar lagere spanningswaarden. Bij deelexperiment 1D ten slotte werd geen nieuw lokaal maximum waargenomen. Bij de paarse curve (4 x 75% beschaduwing) leek het echter of er een nieuw lokaal maximum (4) werd gecreëerd. Het is evenwel niet evident dat het meettoestel bij dergelijk lage waarden nog nauwkeurige metingen verricht. In Deutsche Gesellshaft für Sonenergie (2008) werd bij 75% beschaduwing van één zonnecel een reductie van VMPP waargenomen van ongeveer de helft t.o.v. geen beschaduwing. Dit gold voor een PV-module bestaande uit 36 zonnecellen en twee bypass diodes (paragraaf 1.4.3.4). In dit experimentele onderzoek werd evenwel gewerkt met een PV-module bestaande uit 96 zonnecellen en vier bypass diodes. Bij 75% beschaduwing van twee zonnecellen op verschillende bypass diodes (deelexperiment 1B) werd tevens een reductie van VMPP waargenomen van ongeveer de helft t.o.v. geen beschaduwing. De vorm van de curven is in lijn met wat gevonden werd in de literatuur (Boronat et al., 2009). In de studie van Boronat et al. (2009) werd evenwel gewerkt met een PV-module bestaande uit 36 zonnecellen en twee bypass diodes. Wanneer één zonnecel werd onderworpen aan verschillende schaduwcondities vertoonde de I(V)-curve eveneens een stap en de P(V)-curve een nieuw lokaal maximum bij lagere spanning. Dit is vergelijkbaar met deelexperimenten 1A-C. Wanneer één zonnecel op de ene bypass diode en een tweede zonnecel op de andere bypass diode beschaduwd werden, vertoonden de vorm van de I(V)- en P(V)-curve geen veranderingen t.o.v. geen beschaduwing. Dit is vergelijkbaar met deelexperiment 1D.
46
De reducties (%) van het maximale vermogen (PMAX) voor 1A-D worden hieronder geplot in functie van de beschaduwingsgraad (%).
% Pmax reductie
100% 80% Eén cel (1A)
60%
Twee cellen (1B)
40%
Drie cellen (1C)
20%
Vier cellen (1D)
0% 0%
25%
50% % beschaduwing
75%
100%
Fig. 3.5: Reductie (%) van het maximaal vermogen punt (PMAX) in functie van de beschaduwingsgraad (%)
Voor de reductie van het maximale vermogen vertoonden de deelexperimenten 1A t.e.m. 1C curven die afvlakten, terwijl dit niet het geval was bij deelexperiment 1D. Bij volledige beschaduwing werden reducties van het maximale vermogen waargenomen van 34,83% (1A), 53,78% (1B), 77,52% (1C) en 95,96% (1D). In de studie van Chouder & Silvestre (2008) werd, voor een PV-module van 36 zonnecellen en twee bypass diodes, een reductie van het maximale vermogen van 29,64% gevonden en dit bij volledige beschaduwing van één zonnecel. Een analoge reductie werd waargenomen bij deelexperiment 1A (34,83%). Hier werd echter wel gebruik gemaakt van een PV-module van 96 zonnecellen en vier bypass diodes. Hieruit kan dus besloten worden dat er niet zomaar geëxtrapoleerd kan worden van een module met twee bypass diodes naar een module met vier bypass diodes. Het effect van beschaduwing kan echter wel afhangen van niet omschreven experimentele omstandigheden. Verandering van de vulfactor (FF) De reducties (%) van de vulfactor worden weergegeven in onderstaande figuur en dit in functie van de beschaduwingsgraad (%).
Fig. 3.6 : Reductie (%) van de vulfactor (FF) in functie van de beschaduwingsgraad (%)
Aangezien een reductie werd waargenomen in PMAX bij stijgende beschaduwingsgraad, werd er ook een reductie waargenomen in FF (FF = PMAX/PT, zie paragraaf 1.3.1.3). FF verminderde evenwel minder dan PMAX. Zo werd er bij volledige beschaduwing een reductie van de vulfactor waargenomen van 33,52% (1A), 47,54% (1B), 70,66% (1C) en 73,23% (1D). 47
3.2.1.2 Experiment 2 In het tweede experiment wordt de wijziging van de I(V)- en P(V)-karakteristiek onderzocht bij (partiële) beschaduwing van meerdere zonnecellen op dezelfde bypass diode. De resultaten van experimenten 2A-D worden weergegeven in respectievelijk figuren 3.7– 3.10. Het maximaal vermogen punt (PMAX) werd telkens omcirkeld op de I(V)- en P(V)-karakteristiek. A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 4 (cel 79)
I(V)-karakteristiek
3 Stroom I (A)
1
120
1
3-4-5
2,5
P(V)-karakteristiek
140
Vermogen P (W)
3,5
2
2
1,5 1
0,5
2
100 80
3-4-5
60 40 20
0
0 0
10
20
30 40 Spanning V (V)
Cel 79
50
60
0
10
20 30 40 Spanning V (V)
% PMAX reductie
FF
50
Vopen
Ishort
PMAX
1: geen beschaduwing
53,9
3,059
124,524
2: 25% beschaduwing
53,88
3,042
110,1964
11,51%
0,672327
10,98%
3: 50% beschaduwing
53,96
3,049
92,38926
25,81%
0,561555
25,65%
4: 75% beschaduwing
53,98
3,06
92,86918
25,42%
0,562234
25,56%
5: volledige beschaduwing
53,86
3,037
92,02235
26,10%
0,562577
25,51%
60
% FF reductie
0,75524
Fig. 3.7: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecel 79
B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79 en cel 93)
I(V)-karakteristiek
3,5 3 Stroom I (A)
Vermogen P (W)
3-4-5 2
2
1,5 1
80
40
0
0 20
30 40 Spanning V (V)
Cellen 79 en 93
50
3-4-5
60
20
10
2
100
0,5
0
1
120
1
2,5
P(V)-karakteristiek
140
60
0
10
20 30 40 Spanning V (V)
% PMAX reductie
FF
50
Vopen
Ishort
PMAX
1: geen beschaduwing
53,98
3,028
123,4888
2: 25% beschaduwing
53,93
3,014
109,2113
12,30%
0,671884
11,07%
3: 50% beschaduwing
53,9
3,034
91,87335
26,22%
0,561804
25,64%
4: 75% beschaduwing
53,77
3,024
91,28954
26,69%
0,561435
25,69%
5: volledige beschaduwing
53,68
3,007
90,97047
26,95%
0,563579
25,40%
60
% FF reductie
0,755508
Fig. 3.8: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 79 en 93
48
C. Drie willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79, cel 84 en cel 93)
I(V)-karakteristiek
3,5
1 3-4-5
2,5
2
2 1,5 1
80
40
0
0 20
30 40 Spanning V (V)
50
3-4-5
60
20
10
2
100
0,5
0
1
120 Vermogen P (W)
Stroom I (A)
3
P(V)-karakteristiek
140
0
60
10
20 30 40 Spanning V (V)
% PMAX daling
FF
50
Cellen 79, 84 en 93
Vopen
Ishort
PMAX
1: geen beschaduwing
53,92
3,011
122,4029
2: 25% beschaduwing
54,03
2,973
107,9472
11,81%
0,672019
10,86%
3: 50% beschaduwing
54,07
3,012
91,81244
24,99%
0,563755
25,22%
4: 75% beschaduwing
54,04
3,004
91,68445
25,10%
0,564781
25,09%
5: volledige beschaduwing
53,84
2,983
90,73469
25,87%
0,564957
25,07%
60
% FF reductie
0,75393
Fig. 3.9: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 79, 84 en 93
D. Vier willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79, cel 84, cel 86 en cel 93) I(V)-karakteristiek
3,5
1
3 3-4-5
2
1,5 1
80
40 20
0
0 20
30 40 Spanning V (V)
Cellen 79, 84, 86 en 93
Vopen
50
3-4-5
60
0,5
10
2
100
2
0
1
120 Stroom I (A)
Stroom I (A)
2,5
P(V)-karakteristiek
140
60
0
Ishort
PMAX
10
20 30 40 Spanning V (V)
% PMAX daling
FF
50
60
% FF reductie
1: geen beschaduwing
54,03
3
122,5412
2: 25% beschaduwing
54,09
2,973
107,1021
12,60%
0,756007 0,666018
11,90%
3: 50% beschaduwing
54,02
2,954
89,8995
26,64%
0,563368
25,48%
4: 75% beschaduwing
53,86
2,949
89,60189
26,88%
0,564126
25,38%
5: volledige beschaduwing
53,67
2,944
89,25167
27,17%
0,564868
25,28%
Fig. 3.10: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 79, 84, 86 en 93
49
Verandering van de open klemspanning (Vopen) en de kortsluitstroom (Ishort) Bij de vier deelexperimenten bleven zowel de open klemspanning als de kortsluitstroom nagenoeg dezelfde bij toenemende beschaduwingsgraad. Verandering van het maximale vermogen (PMAX) en de vulfactor (FF) De resultaten van experimenten 2A-D waren analoog. Vanaf 50% beschaduwing verschoof PMAX naar lagere spanningswaarden. Bovendien werd er niet veel verandering in PMAX waargenomen bij >50% beschaduwing. Wanneer de reductie (%) van PMAX en FF geplot werden in functie van de beschaduwingsgraad (%) was er een analoog verloop waar te nemen (figuren 3.11 en 3.12) en dit ongeacht het aantal beschaduwde cellen van bypass diode 4.
% Pmax reductie
30% 25% 20%
Eén cel (2A)
15%
Twee cellen (2B)
10%
Drie cellen (2C)
5%
Vier cellen (2D)
0% 0%
25%
50% 75% % beschaduwingsgraad
100%
Fig. 3.11: Reductie (%) van het maximaal vermogen punt (PMAX) in functie van de beschaduwingsgraad (%) 30% % FF reductie
25% 20%
Eén cel (2A)
15%
Twee cellen (2B)
10%
Drie cellen (2C)
5%
Vier cellen (2D)
0% 0%
25%
50% 75% % beschaduwingsgraad
100%
Fig. 3.12: Reductie (%) van de vulfactor (FF) in functie van de beschaduwingsgraad (%)
Bij volledige beschaduwing werd er een reductie waargenomen van PMAX van ongeveer 26% ongeacht het aantal beschaduwde cellen van bypass diode 4. De reductie van FF was analoog en bedroeg ongeveer 25%. In de literatuur (Boronat et al., 2009) werd, voor een PV-module van 60 zonnecellen en twee bypass diodes, een reductie van het maximale vermogen van 31% gevonden en dit bij volledige beschaduwing van twee zonnecellen op dezelfde bypass diode. Een analoge reductie werd waargenomen bij deelexperiment 2B (26,95%). Hier werd echter wel gebruik gemaakt van een PVmodule van 96 zonnecellen en vier bypass diodes.
50
3.2.1.3 Experiment 3 De resultaten van experiment 3 worden weergegeven in figuur 3.13. Hoe groter de afstand tussen het schaduwmakend object en zonnecel 85, hoe groter het effect op PMAX was. Dit effect was echter niet beduidend groot (PMAX ≈ 95W bij A t.o.v. PMAX ≈ 90,7W bij E). De I(V)- en P(V)-karakteristiek verschoven voor lage spanningswaarden (< ≈40V) naar beneden bij toenemende afstand. Voor grotere spanningswaarden (> ≈40V) verschoven de curven naar boven bij toenemende afstand.
I(V)-karakteristiek
3,5 3
80
2,5
Vermogen P (W)
Stroom I (A)
P(V)-karakteristiek
100
2 1,5 1 0,5 0
60 40 20 0
0
10
20
30 40 Spanning V (V)
50
60
0
10
20
30 40 Spanning V (V)
Vopen
Ishort
PMAX
A (x=0,y=0,z=0)
53,95
3,134
95,01381
B (x=7,5, y=10,6, z=13)
54,07
3,085
93,9636
C (x=22, y=27,9, z=35,5)
54,07
3,072
93,27357
D (x=40,5, y=48,3, z=64)
53,88
3,009
90,98103
E (x=55, y=68,7, z=88)
53,77
2,996
90,70417
50
60
Fig. 3.13: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij 100% beschaduwingsgraad van cel 85 bij variërende afstand van het schaduwmakend object
Aangezien het verschil minimaal was, had diffuse straling duidelijk weinig betekenis. Diffuse straling valt beter op de cel bij groter wordende afstand tussen de cel en het schaduwmakend object. De afwezigheid van directe zonnestraling op cel 1 bleek echter het allerbelangrijkste in dit experiment. Dit onderstreept nogmaals het enorme belang van het vermijden van schaduw op PV-modules. Merk op dat dit werd waargenomen voor een monokristallijne module en dat diffuse straling voor een polykristallijne module mogelijks wel een grotere betekenis heeft. 3.2.1.4 Experiment 4 De resultaten van experiment 4 worden in figuur 3.14 weergegeven. De invloed van de temperatuur T (°C) en zonne-instraling G (W/m2) met of zonder beschaduwing was analoog. Algemeen kon vastgesteld worden dat hoe hoger de zonne-instraling en hoe lager de temperatuur, hoe kleiner de kortsluitstroom was. Bovendien verlaagde de open klemspanning bij toenemende temperatuur. Wanneer zonnecel 70 en/of zonnecel 16 volledig beschaduwd werd(en), was het verschil tussen de kortsluitstroom van de groene (T = 48,3°C; G = 805 W/m2) en blauwe (T = 38 °C; G = 680 W/m2) curve evenwel minder duidelijk [figuur 3.14 b)-c)].
51
a) 3,5 Stroom I (A)
3 2,5
G en T
2
T=38; G=680 T=37,4; G=645
1,5
T=48,3; G=805
1
T
0,5 0 0
10
20
30 Spanning V (V)
40
50
60
b) 3,5 Stroom I (A)
3 2,5
G en T
T=38; G=680
2
T=37,4; G=645
1,5
T
1
T=48,3; G=805
0,5 0 0
c)
10
20
30 Spanning V (V)
40
50
60
3,5
Stroom I (A)
3 2,5
G en T
2
T=38; G=680 T=37,4; G=645
1,5 1
T=48,3; G=805
T
0,5 0 0
10
20
30 Spanning V (V)
40
50
60
2
Fig. 3.14: Invloed van T (°C) en G (W/m ) op de I(V)-karakteristiek bij a) geen beschaduwing b) beschaduwing van één zonnecel (cel 70) en c) beschaduwing van twee zonnecellen (cellen 16 en 70) op verschillende bypass diodes
De resultaten waren in lijn met wat gevonden werd in de literatuur (Electropaedia, 2010). In het literatuuronderzoek werd echter enkel de invloed van de temperatuur en de zonne-instraling op de I(V)-curve van een PV-module zonder beschaduwing bekeken. Uit dit experiment bleek dat de bevindingen uitgebreid konden worden naar een PV-module onderhevig aan beschaduwing.
52
3.2.2 Praktijkomstandigheden 3.2.2.1 Trevi-I Hieronder worden de maandoverzichten van de opbrengsten van de PV-installatie weergegeven voor de maanden februari, maart en april (figuren 3.15-3.17). De dagen die in detail bekeken werden, zijn aangeduid met een pijl. In februari werd de verwachte opbrengst maar gehaald voor drie van de 28 dagen (10,71%). Deze lage opbrengst kan verklaard worden doordat februari 2011 een uitzonderlijke lage zonneschijnduur had (KMI, 2011). In de maanden maart en april daarentegen werd de verwachte opbrengst overschreden voor respectievelijk 20 van de 31 dagen (64,52%) en 25 van de 30 dagen (83,33%). Volgens het KMI (2011) werden in deze maanden dan ook een uitzonderlijke hoge zonneschijnduur opgemeten. De zonneschijnduur werd opgemeten te Ukkel. Er werd evenwel verondersteld dat deze waarneming uitgebreid kon worden naar Gentbrugge.
28/feb 31/mrt
26/feb
25/feb
24/feb
23/feb
22/feb
21/feb
20/feb
19/feb
18/feb
27/feb
91,81 285,96 616,88 6158,24
30/mrt
WAC (kWh) [blauwe balkjes] 11 februari ‘11 16 februari ‘11 17 februari ‘11 TOTAAL voor februari
17/feb
16/feb
15/feb
14/feb
13/feb
12/feb
11/feb
10/feb
9/feb
8/feb
7/feb
6/feb
5/feb
4/feb
3/feb
2/feb
1/feb
800 700 600 500 400 300 200 100 0
Verwachte WAC (kWh) [rode lijn] << < > <
91,8 439,13 439,13 12295,64
Fig. 3.15: Overzicht van de opbrengst van Trevi-I in de maand februari 1200 1000 800 600 400 200
947,95 259,87 76,97 21176,39
29/mrt
28/mrt
27/mrt
26/mrt
25/mrt
24/mrt
23/mrt
22/mrt
21/mrt
20/mrt
19/mrt
Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
WAC (kWh) [blauwe balkjes] 8 maart ‘11 9 maart ‘11 17 maart ‘11 TOTAAL voor maart
18/mrt
17/mrt
16/mrt
15/mrt
14/mrt
13/mrt
12/mrt
11/mrt
10/mrt
9/mrt
8/mrt
7/mrt
6/mrt
5/mrt
4/mrt
3/mrt
2/mrt
1/mrt
0
> < << >
594,94 594,94 594,94 18443,29
Fig. 3.16: Overzicht van de opbrengst van Trevi-I in de maand maart
53
304,24 1263,64 565,03 30960,78
30/apr
29/apr
28/apr
27/apr
26/apr
25/apr
24/apr
23/apr
22/apr
21/apr
20/apr
19/apr
Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
WAC (kWh) [blauwe balkjes] 5 april ‘11 10 april ‘11 14 april ‘11 TOTAAL voor april
18/apr
17/apr
16/apr
15/apr
14/apr
13/apr
12/apr
11/apr
9/apr
10/apr
8/apr
7/apr
6/apr
5/apr
4/apr
3/apr
2/apr
1/apr
1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
<< > < >
751,39 751,39 751,39 22541,70
Fig. 3.17: Overzicht van de opbrengst van de Trevi-I in de maand april
Voor de resultaten dag per dag wordt verwezen naar Appendix C. Hier werd telkens een dagoverzicht van het totaal geproduceerd AC-vermogen van alle omvormers en van omvormers 15, 16 en 17 weergegeven. De opbrengstcurve per dag van de hele installatie werd eveneens uitgezet. Voor de modules van omvormers 15, 16 en 17 werden de opbrengsten per dag afzonderlijk in een tabel weergegeven. Het verlies (%) in opbrengst van de modules van omvormers 15 en 16 t.o.v. de referentiesituatie (omvormer 17) wordt in onderstaande tabel samengevat. Tabel 3.1: Verlies (%) in opbrengst van de modules van omvormers 15 (O15) en 16 (O16) t.o.v. referentie (O17)
% verlies in opbrengst van modules van O15 % verlies in opbrengst van modules van O16
11/02
16/02
17/02
08/03
09/03
17/03
05/04
10/04
14/04
23,99
29,38
26,74
24,11
19,87
18,64
19,71
22,36
20,66
30,76
20,77
19,32
22,93
23,09
23,46
22,81
22,94
22,14
De modules van omvormers 15 en 16 genereerden duidelijk minder opbrengst dan de modules van omvormer 17. Het verlies (%) in opbrengst van de modules van omvormer 15 schommelde bij de onderzochte dagen tussen 18% en 30%, terwijl dit voor de modules van omvormer 16 schommelde tussen 19% en 31%. De lagere opbrengst t.o.v. de modules van omvormer 17 kan worden toegeschreven aan de beschaduwing die de modules ondervonden als gevolg van de nabijgelegen lichtstraat. Bovendien werden de uitschieters (29,38% en 30,76%) waargenomen in de maand februari. Dit kan verklaard worden door de lagere zonnestand in februari en dus de langere schaduwen die op de modules vallen wanneer de zon schijnt. Uit de figuren in Appendix C werden bovendien volgende zaken vastgesteld:
Het geproduceerd AC-vermogen van de PV-installatie in functie van het tijdstip van de dag (figuren C1,C3,C5,C7,C9,C11,C13 en C15) vertoonde een analoog verloop als het geproduceerd AC-vermogen van omvormers 15, 16 en 17 in functie van het tijdstip van de
54
dag (figuren C2,C4,C6,C8,C10,C12,C14 en C16). Dit werd vastgesteld onafhankelijk van het feit of er een lage of hoge opbrengst was die dag.
Bij voldoende zonneschijn en dus opbrengst ( figuren C6, C8 en C16) was duidelijk te zien dat ’s morgens (8u-12u/13u) omvormer 15 t.o.v. omvormer 16 meer AC-vermogen genereerde (groene curve > bruine curve), terwijl in de namiddag (vanaf 13u) het omgekeerde gold (bruine curve > groene curve). Dit is te verklaren door de oriëntatie en het feit dat de zon opkomt in het oosten en ondergaat in het westen. De modules van omvormers 15 en 16 ondervonden bijgevolg respectievelijk ’s namiddags en ’s morgens schaduweffecten van de nabijgelegen lichtstraat.
Bij voldoende zonneschijn en dus opbrengst ( figuren C6, C8 en C16) was tevens te zien dat de modules van omvormer 17 ( referentie) ’s morgens beter presteerden dan de modules van omvormer 15 en ’s namiddags beter dan de modules van omvormer 16. De schaduwlijnen die op de het plan (Appendix B) staan weergegeven, zijn gemiddelden voor een volledig jaar. In de onderzochte periode stond de zon redelijk laag waardoor de situatie hier op relatieve schaal veel erger was. Schaduw had op de onderzochte dagen wellicht een grotere invloed (langere schaduwen) dan wat op het plan wordt aangeduid. Bovendien zijn een aantal modules (modules 1156-1158, 1161-1162, 1165-1166 en 1169-1170) van omvormer 17 eveneens onderworpen aan beschaduwing van een naburige verhoging. Een klein deel van deze modules hebben op jaarbasis een lichtinval van <95%.
Om het verschil in opbrengst tussen de modules van omvormers 15 en 16 te verduidelijken, werden de opbrengsten van de modules van deze twee omvormers per uur uitgezet voor drie zonnige dagen (17/02,08/03 en 10/04) (figuur 3.18). De opbrengsten van omvormer 17 (referentie) worden ter illustratie ook uitgezet op de grafieken. De opbrengsten die in de grafiek bij een bepaald uur staan weergegeven, duiden de opbrengsten aan die de modules van omvormers 15, 16 en 17 genereerden het uur voorafgaand aan het aangegeven uur, bv. de opbrengsten bij 10u zijn de opbrengsten die de modules genereerden tussen 09u en 10u.
17 februari 2011
Opbrengst WAC (kWh)
10 8 6 4 2 0 8:00
9:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
55
8 maart 2011
Opbrengst WAC (kWh)
10 8 6 4 2 0 8:00
9:00
10:00
11:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
10 april 2011
12 Opbrengst WAC (kWh)
12:00
10 8 6 4 2 0 8:00
9:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
Fig. 3.18: Opbrengst per uur van de modules van omvormer 15 (blauw), omvormer 16 (rood) en omvormer 17 (groen)
In onderstaande tabel wordt het verschil (%) in opbrengst van de modules van omvormers 15 en 16 kwantitatief weergegeven. Over de drie dagen presteerden de modules van omvormer 15 ’s morgens gemiddeld 23% beter dan de modules van omvormer 16, terwijl de modules van omvormer 16 in de namiddag gemiddeld 36% beter presteerden dan de modules van omvormer 15. Tabel 3.2: Verschil (%) in opbrengst van de modules van omvormers 15 en 16 ’s morgens* 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00
17/02 0% 17% 17% 2% 0%
08/03 46% 65% 13% 0% 0%
10/04 100% 30% 63% 23% 3% 1%
Namiddag** 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00
Gemiddeld 7% 25% 37% Gemiddeld * verschil in opbrengst van de modules van O15 t.o.v. de modules van O16 ** verschil in opbrengst van de modules van O16 t.o.v. de modules van O15
17/02 2% 22% 39% 163% 33% -
08/03 1% 12% 28% 76% 120% 0% -
10/04 1% 1% 1% 22% 26% 46% 16% 0%
52%
40%
16%
3.2.2.2 Trevi-II Hieronder worden de maandoverzichten van de opbrengsten van de PV-installatie weergegeven voor de maanden februari, maart en april (figuren 3.19-3.21). De dagen die in detail bekeken werden, zijn opnieuw aangeduid met een pijl. De verwachte opbrengst werd in maart gehaald voor 20 van de 31 dagen (64,52%). Dit kan verklaard worden door de extreem hoge zonneschijnduur die werd opgemeten in de maand maart (cfr. resultaten Trevi-I). In april werd de verwachte opbrengst voor maar liefst 21 van de 30 dagen (70%) overschreden. Ook in deze maand werd een extreem hoge zonneschijnduur opgemeten (KMI, 2011).
56
28/feb
27/feb
26/feb
25/feb
24/feb
23/feb
22/feb
21/feb
20/feb
19/feb
18/feb
Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
WAC (kWh) [blauwe balkjes] 11 februari ‘11 16 februari ‘11 17 februari ‘11
17/feb
16/feb
15/feb
14/feb
13/feb
12/feb
11/feb
10/feb
9/feb
8/feb
7/feb
6/feb
5/feb
4/feb
3/feb
2/feb
1/feb
9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
<< < >>
0,73 2,79 7,12
5,31 5,31 5,31
Fig. 3.19: Overzicht van de opbrengst van de Trevi-II in de maand februari
28/mrt
29/mrt
30/mrt
31/mrt
27/apr
28/apr
29/apr
30/apr
27/mrt
26/mrt
25/mrt
24/mrt
23/mrt
22/mrt
21/mrt
20/mrt
Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
WAC (kWh) [blauwe balkjes] 8 maart ‘11 9 maart ‘11 17 maart ‘11 TOTAAL voor maart
19/mrt
18/mrt
17/mrt
16/mrt
15/mrt
14/mrt
13/mrt
12/mrt
11/mrt
10/mrt
9/mrt
8/mrt
7/mrt
6/mrt
5/mrt
4/mrt
3/mrt
2/mrt
1/mrt
14 12 10 8 6 4 2 0
> < << >
10,89 2,54 0,588 242,64
7,19 7,19 7,19 222,98
Fig. 3.20: Overzicht van de opbrengst van de Trevi-II in de maand maart
2,86 14,19 5,67 340,39
26/apr
25/apr
24/apr
23/apr
22/apr
21/apr
20/apr
19/apr
Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
WAC (kWh) [blauwe balkjes] 5 april ‘11 10 april ‘11 14 april ‘11 TOTAAL voor april
18/apr
17/apr
16/apr
15/apr
14/apr
13/apr
12/apr
11/apr
10/apr
9/apr
8/apr
7/apr
6/apr
5/apr
4/apr
3/apr
2/apr
1/apr
18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
<< > < >
9,08 9,08 9,08 272,54
Fig. 3.21: Overzicht van de opbrengst van Trevi-II in de maand april
57
Voor de resultaten dag per dag wordt verwezen naar Appendix D, waar het geproduceerd ACvermogen van de omvormer in functie van het tijdstip van de dag werd geplot. Naast het ACvermogen werd eveneens de opbrengstcurve weergegeven. Wanneer de opbrengst voldoende hoog was (opbrengst > verwachte opbrengst), was het effect van beschaduwing duidelijk visueel zichtbaar (figuren D3, D4 en D8). Omstreeks 16u was een scherpe daling te zien in het AC-vermogen te wijten aan beschaduwing. Wanneer de opbrengst lager was dan verwacht (figuren D1,D2,D5,D6,D7 en D9), was het effect niet eenduidig zichtbaar. Het effect van beschaduwing zal hier wellicht ook een rol gespeeld hebben, maar kon niet eenduidig achterhaald worden uit de grafieken. De genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van Trevi-II werden vergeleken met de genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van de PV-installatie te Asper. De twee PV-installaties hadden dezelfde hellingshoek maar een verschillende oriëntatie (-50° <-> -45°). Om aan te tonen dat het verschil van 5° niet zo een significante invloed had op de genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp), werd de gemiddelde dagelijkse elektriciteitsproductie (kWh) in mei via PVGIS12 geschat voor beide installaties. Hieruit konden dan de gemiddelde genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) bepaald worden voor de maand mei. De vergelijking tussen beide installaties wordt in onderstaande tabel samengevat. Aangezien er slechts een gemiddeld verschil van 0,02 kWh/kWp werd gevonden via PVGIS in de maand mei, konden beide installaties in deze maand met elkaar vergeleken worden. Tabel 3.3: Vergelijking van de genormaliseerde output (kWh/kWp) via PVGIS PVGIS Inputs Plaats Geïnstalleerd vermogen (kWp) Hellingshoek Oriëntatie (azimuthoek) Output Gemiddelde dagelijkse elektriciteitsproductie (kWh) in mei Genormaliseerde output (KWh/kWp) In de maand mei
Installatie Trevi-II
Installatie Asper
Gentbrugge 3,04 45° -50°
Asper (Gavere) 11,76 45° -45°
10,10
39,30
3,32
3,34
31/mei
30/mei
29/mei
28/mei
27/mei
26/mei
25/mei
24/mei
23/mei
22/mei
21/mei
20/mei
19/mei
18/mei
17/mei
16/mei
15/mei
14/mei
13/mei
12/mei
11/mei
9/mei
10/mei
8/mei
7/mei
6/mei
5/mei
4/mei
3/mei
2/mei
7 6 5 4 3 2 1 0 1/mei
Genormaliseerde opbrengst (kWh/kWp)
Hieronder worden de genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) voor de maand mei weergegeven (figuur 3.22) van beide installaties. De dagen die in detail bekeken werden, zijn aangeduid met een pijl.
Fig. 3.22: Genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van Asper (blauw) en Trevi-II (rood)
12
PVGIS houdt geen rekening met opbrengstverlies (kWh) te wijten aan beschaduwing.
58
Voor de resultaten voor de geselecteerde dagen wordt verwezen naar Appendix D (figuren D10-D17) Hier werden telkens de genormaliseerde opbrengsten voor beide installaties uitgezet t.o.v. het tijdstip van de dag. Wanneer beide installaties vergeleken werden voor eenzelfde dag, is duidelijk te zien dat de installatie te Gentbrugge onderhevig was aan beschaduwing na 16u (figuren D10 <-> D11, figuren D12 <-> D13, figuren D14 <-> D15, figuren D16 <-> D17). In tabel 3.4 worden de genormaliseerde opbrengsten van beide installaties met elkaar vergeleken voor de geselecteerde, zonnige dagen en voor de volledige maand mei. Het verlies (%) van de installatie te Gentbrugge (Trevi-II) t.o.v. de installatie te Asper bedroeg ongeveer 8% voor de maand mei en gemiddeld 6% voor de geselecteerde, zonnige dagen. Dit verschil kan grotendeels worden toegeschreven aan de beschaduwing die de installatie te Gentbrugge ondervond. Tabel 3.4: Vergelijking van de genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van de installatie te Asper en de installatie te Gentbrugge voor de geselecteerde dagen in mei 01/05/’11 05/05/’11 21/05/’11 25/05/’11 TOTAAL voor mei
Installatie Asper (kWh/kWp) 5,75 5,60 5,93 6,18 134,97
Installatie Trevi-II (kWh/kWp) 5,33 5,22 5,64 5,90 124,39
Verlies (%) 7,3 6,8 4,9 4,5 7,8
Stel dat de installatie te Gentbrugge niet onderworpen was aan beschaduwing en dus een genormaliseerde opbrengst van 134,97 kWh/kWp genereerde (analoog installatie te Asper), dan was de opbrengst in de maand mei 410,31 kWh (= 134,97 kWh/kWp 3,04 kWp) i.p.v. 378,15 kWh (124,39 kWh/kWp 3,04 kWp). Met een verschil van €32,16 en een gemiddelde energieprijs voor particulieren in Vlaanderen van €0,20/kWh (GreenSun, 2011), kwam dit neer op een besparing van ongeveer €6,4 of €2,1/kWp in de maand mei. Beschaduwing leidde dus tot een economisch verlies van €6,4 of €2,1/kWp in de maand mei.
59
3.3 Stofeffect 3.3.1 Gecontroleerde omstandigheden
Vol. In %
De resultaten van de analyse voor de bepaling van de deeltjesgrootteverdeling worden hieronder weergegeven. De twee zandstalen vertoonden onderling bijna een identieke verdeling, net als de twee bloemstalen. Uit de figuur is duidelijk dat het zand grover is dan het bloem met een piek rond 351 µm. Het bloem had een piek rond 121 µm. 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
zand-staal zand-staal bloem-staal bloem-staal
1
10 100 Partikeldiameter (µm)
1000
Fig. 3.23: Deeltjesgrootteverdeling van zand en bloem
3.3.1.1 Experiment 5 In experiment 5 werd de invloed van de stofdichtheid w (g/m2) onderzocht van bloem. De resultaten van experiment 5 worden afgebeeld in figuur 3.24. De I(V)- en P(V)-karakteristieken verschoven bij toenemende stofdichtheid w (g/m2) naar beneden. Zo veranderde het maximale vermogen van 177W zonder stof naar 157W bij 10 g/m2.
5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0
Vermogen P (W)
Stroom I (A)
I(V)-karakteristiek
w
0
10
20
30
40
Spanning V (V)
50
P(V)-karakteristiek
200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
60
w
0
10
Stofdichtheid (bloem)
Vopen
Ishort
PMAX
geen stof
20
30
55,28
4,291
176,80198
1 g/m
55,17
4,263
174,97434
1,03%
2 g/m
2
55,08
4,166
172,05757
2,68%
3 g/m
2
10 g/m
2
50
60
% PMAX daling
2
4 g/m2
40
Spanning V (V)
55,1
4,206
171,51841
2,99%
55,08
4,183
170,92568
3,32%
54,96
4,086
157,00643
11,20% 2
Fig. 3.24 : I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij variërende dichtheid (g/m ) van bloem
60
3.3.1.2 Experiment 6 In experiment 6 werd, net als bij experiment 5, de invloed van de stofdichtheid w (g/m2) onderzocht maar dit keer bij zand. De resultaten van experiment 6 worden in onderstaande figuur afgebeeld. Het maximale vermogen daalde hier van 179,23W zonder stof naar 173,98W bij 10 g/m2.
Vermogen P (W)
I(V)-karakteristiek
4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0
Stroom I (A)
w
0
10
20
30
40
Spanning V (V)
50
60
P(V)-karakteristiek
200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
w
0
10
20
30
Stofdichtheid (zand)
Vopen
Ishort
PMAX
geen stof
56,07
4,251
179,23332
1 g/m2
55,94
4,259
178,98125
0,14%
2 g/m
2
55,87
4,255
178,63103
0,34%
3 g/m
2
55,84
4,234
178,31441
0,51%
4 g/m
2
55,75
4,229
177,68024
0,87%
55,67
4,156
173,98072
2,93%
10 g/m2
40
50
Spanning V (V)
60
% PMAX daling
2
Fig. 3.25: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij variërende dichtheid (g/m ) van zand
De wijzigingen van de I(V)- en P(V)-karakteristieken waren bij gebruik van zand minder groot dan de wijzigingen die waargenomen waren bij gebruik van bloem (experiment 5). Deze vaststelling werd ook duidelijk wanneer de PMAX daling (%) in functie van de stofdichtheid w (g/m2) werd uitgezet voor de twee experimenten (figuur 3.26). Voor beide soorten stof was er een stijgende trend waar te nemen bij toenemende stofconcentraties. Er dient wel opgemerkt te worden dat het resultaat sterk afhankelijk is van de mate waarin het stof gelijkmatig verdeeld werd over de PV-module. Toch kon er over het algemeen besloten worden dat hoe fijner de deeltjes (bloem), hoe nadeliger het effect op de performantie. Deze bevinding werd ook gevonden door El-Shobokshy & Hussein (1993a,1993b). 12,00% PMAX daling
10,00% 8,00% 6,00%
zand
4,00%
bloem
2,00% 0,00% 0
1
2 3 Stofdichtheid w (g/m2)
4
10 2
Fig. 3.26: PMAX daling (%) in functie van de stofdichtheid w (g/m ) voor zand en bloem
61
De verklaring voor het verschil bij deze twee soorten stof dient gezocht te worden in het verschil in oppervlaktebedekking. Bij een stofdichtheid van 10 g/m2 (zie figuur 3.27) kon visueel ingeschat worden dat bloem ( figuur 3.27 a) ) een hogere graad van oppervlaktebedekking had dan zand (figuur 3.27 b) ). a)
b)
Fig. 3.27: Oppervlaktebedekking bij a) experiment 5 (bloem) en b) experiment 6 (zand)
Kumar & Mastekbayeva (2000) stelden echter vast dat gedurende 30 dagen in Bangkok (Thailand) de maximale stofaccumulatie bij een hellingshoek van 15° gedurende de zomermaanden tot 3,7 g/m 2 steeg. Hieruit werd geconcludeerd dat een stofaccumulatie van 10 g/m2 voor België niet echt realistisch is.
3.3.2 Praktijkomstandigheden
Periode 2 4/10/2010
24/09/2010
14/09/2010
4/09/2010
Periode 1
14/10/2010
1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 -0,20 -0,40 -0,60 25/08/2010
Opbrengst gereinigde string (kWh) - opbrengst ongereinigde string (kWh)
Hieronder worden de resultaten weergegeven van de negen periodes van 30 dagen waarvan de gegevens werden opgevraagd en geanalyseerd. Er werd telkens gekeken naar het verschil in opbrengst (kWh) van de gereinigde string (string 3) en de ongereinigde string (string 2).
62
Periode 5
11/02/2011
1/02/2011
22/01/2011
12/01/2011
13/12/2010
3/12/2010
23/11/2010
13/11/2010
3/11/2010
24/10/2010
Opbrengst gereinigde string (kWh) - opbrengst ongereinigde string (kWh)
Periode 3
12/04/2011
Periode 7
2/04/2011
23/03/2011
1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 -0,20 -0,40
13/03/2011
2/01/2011
23/12/2010
Opbrengst gereinigde string (kWh) - opbrengst ongereinigde string (kWh) 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 -0,20 -0,40
3/03/2011
21/02/2011
Opbrengst gereinigde string (kWh) - opbrengst ongereinigde string (kWh)
1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 -0,20 -0,40 Periode 4
Periode 6
Periode 8
63
Fig. 3.28: Resultaten Galloo (
12/05/2011
2/05/2011
Periode 9 22/04/2011
Opbrengst gereinigde string (kWh) opbrengst ongereinigde string (kWh)
1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 -0,20 -0,40
referentie,
reinigingsdagen)
In tabel 3.5 worden de verschillende periodes weergegeven met het gemiddeld verschil ( ) en de standaardafwijking (σ) per periode. Zonder enige reiniging (referentie) was het verschil tussen string 3 en string 2 gemiddeld -0,26 kWh m.a.w. string 2 presteerde gemiddeld 0,26 kWh beter dan string 3. Dit gemiddeld verschil nam echter wel af wanneer de 3e string regelmatig gereinigd werd. Tabel 3.5: Opdeling van de gegevens in verschillende periodes (30 dagen) met gemiddeld verschil ( ) en standaardafwijking (σ) per periode Periode
Gemiddeld verschil ( ) (kWh)
Standaardafwijking (σ) (kWh)
Periode 1 (V1) = Referentie
-0,26
0,06
Periode 2 (V2)
-0,02
0,12
Periode 3 (V3)
-0,01
0,12
Periode 4 (V4)
0,03
0,28
Preiode 5 (V5)
0,05
0,26
Periode 6 (V6)
-0,05
0,11
Periode 7 (V7)
-0,06
0,16
Periode 8 (V8)
-0,09
0,12
Periode 9 (V9)
-0,14
0,12
Het al dan niet significant zijn van de verschillende periodes t.o.v. elkaar werd bepaald m.b.v. een two-sample t-test in S-plus. De p-waarden (geen gelijke varianties verondersteld) die hier werden bekomen, worden in tabel 3.6 samengevat. Voor de S-plus output wordt verder verwezen naar Appendix E. Uit deze t-testen werd een significant verschil aangetoond vanuit wetenschappelijk oogpunt tussen de eerste periode (referentie) en de daaropvolgende periodes waar de 3e string regelmatig gereinigd werd. Bovendien werd er ook een significant verschil waargenomen tussen de periodes V1,V2,V3,V4,V5 en V8 enerzijds en tussen de periodes V1,V2,V3,V4,V5,V6,V7 en V9 anderzijds.
64
Tabel 3.6: Overzicht p-waarden (geen gelijke varianties) (α = 5%; wit = geen significant verschil; groen = significant verschil) V1 V1 V2
V2
V3
V4
V5
V6
V7
V8
V9
0
0
0
0
0
0
0
0
0,5612
0,3359
0,1726
0,4374
0,3897
0,0261
0,0003
0,5233
0,3085
0,1815
0,1864
0,0071
0,0001
0,7973
0,1707
0,1549
0,0324
0,035
0,073
0,0695
0,0097
0,0007
0,8164
0,1257
0,0024
0,3001
0,0204
V3 V4 V5 V6 V7 V8
0,1182
V9
Wanneer gekeken werd naar het procentueel verschil tussen de opbrengst van de gereinigde string en de opbrengst van de niet gereinigde string voor enerzijds de referentieperiode (Periode 1) en anderzijds de andere periodes (Periode 2-Periode 9), kon er vastgesteld worden dat de opbrengst van de gereinigde string met 1,6% steeg (zie tabel 3.7). Tabel 3.7: Procentueel verschil tussen opbrengst van de gereinigde string t.o.v. opbrengst niet gereinigde string Opbrengst gereinigde string (kWh)
Opbrengst niet gereinigde string (kWh)
Procentueel verschil
Periode 1
379,16
12,90
-2,05%
Periode 2-Periode 9
1937,52
1946,19
-0,45%
+ 1,6%
Om te beoordelen of het economisch interessant zou zijn om de panelen te laten reinigen, diende een inschatting gemaakt te worden van de meeropbrengst (kWh) die het reinigen met zich meebracht en de daaruit volgende besparing (€). Wanneer verondersteld werd dat de stijging in opbrengst van 1,6% kon doorgetrokken worden voor een volledig jaar en er zonder reiniging een gemiddelde jaarlijkse opbrengst van 3180 kWh is (gebaseerd op PVGIS voor een string van 3,8 kWp met een hellingshoek van 17° en azimuthoek van 20°), zou er een jaarlijkse meeropbrengst van ongeveer 51 kWh of 13 kWh/kWp zijn bij reiniging. Met een energieprijs van 0,45€/kWh voor de PVinstallatie van Galloo (Sunny Portal, 2011), zou dit een jaarlijkse besparing geven van ongeveer €23 of €10/kWp voor deze string. Wanneer deze berekening werd uitgebreid naar de gehele PV-installatie, werd een jaarlijkse besparing van ongeveer €70 of ongeveer €6/kWp bekomen. Deze besparing van €6/kWp kan dan vergeleken worden met de prijs die gevraagd wordt door bedrijven die PV-installaties reinigen. Een uniforme prijszetting voor het reinigen van zonnepanelen is echter niet mogelijk omdat de prijs afhankelijk is van een aantal erg variabele parameters13. Deze omvatten o.a. de bereikbaarheid, aard van de vervuiling, omgevingsfactoren, ruimtelijke inplanting, plat of hellend dak, activiteit, etc. Bovendien bestaat er ook een fundamenteel onderscheid tussen (kleine) particuliere en industriële installaties. De kostprijs van reiniging zal voor kleinschalige PVinstallaties (< ±10 kWp) wellicht hoger liggen dan de besparing die werd bekomen door reiniging. Het zal bijgevolg economisch niet rendabel zijn voor de PV-installatie van Galloo (11,4 kWp) om deze te laten reinigen. Mogelijks is reinigen wel economisch zinvol vanaf een bepaalde grootte van PVinstallaties. 13
Informatie verkregen via Peter Rogier, Zaakvoerder van Osmobright, een bedrijf gespecialiseerd in het reinigen van zonnepanelen.
65
Hoofdstuk 4
Conclusie In het experimentele onderzoek werden verschillende zaken onderzocht die betrekking hadden op de impact van schaduw en stof op de performantie van PV-installaties. In deze paragraaf wordt teruggegrepen naar de doelstelling van deze scriptie (paragraaf 1.5) en worden conclusies getrokken uit het experimentele onderzoek. o
De verandering van het maximale vermogen en de vulfactor bij toenemende beschaduwing en het effect van bypass diodes (cfr. experimenten 1 en 2)
Er diende een onderscheid gemaakt te worden tussen beschaduwing die plaatsvond op verschillende bypass diodes en beschaduwing die plaatsvond op eenzelfde bypass diode. Deze conclusies gelden voor een PV-module (96 zonnecellen en vier bypass diodes) en niet voor een PV-installatie. In het eerste geval verschoof het maximale vermogen (PMAX) naar lagere spanningswaarden vanaf 50% beschaduwing van één zonnecel (op één bypass diode) en vanaf 75% beschaduwing van drie zonnecellen (op drie verschillende bypass diodes). Hierdoor werd een nieuw lokaal maximum gecreëerd in de P(V)-curve en een stap in de I(V)-curve. Dit lokaal maximum verschoof naar lagere spanningswaarden bij toenemend aantal beschaduwde zonnecellen. Het maximum werd echter niet waargenomen wanneer er evenveel zonnecellen werden beschaduwd als er bypass diodes waren (in dit experiment : vier beschaduwde zonnecellen op de vier verschillende bypass diodes). Bij volledige beschaduwing van één, twee, drie of vier zonnecellen, elk op verschillende bypass diodes, werden reducties van PMAX waargenomen van 34,83%, 53,78%, 77,52%, en 95,96%. Aangezien er reducties werden waargenomen in PMAX, werden er ook reducties waargenomen in de vulfactor (FF). Zo werden reducties van FF waargenomen bij beschaduwing van één, twee, drie of vier zonnecellen, elk op verschillende bypass diodes, van 33,52%, 47,45%, 70,66% en 73,23%. In het tweede geval verschoof het maximale vermogen (PMAX) naar lagere spanningswaarden vanaf 50% beschaduwing. Ook hier werd een nieuw lokaal maximum in de P(V)-curve en een stap in de I(V)-curve gecreëerd. Er werd echter geen verschil waargenomen bij beschaduwing van één, twee, drie of vier zonnecellen op eenzelfde bypass diode. Zo bedroeg de reductie van PMAX ongeveer 26% en dit ongeacht het aantal beschaduwde cellen. De reductie van FF was analoog en bedroeg ongeveer 25%.
66
Algemeen kan er dus gesteld worden dat tijdens de installatie van een PV-systeem het absoluut noodzakelijk is om beschaduwing op de PV-modules te beperken. Wanneer een onvermijdelijk schaduwmakend object zich in de buurt van de installatie bevindt, moet er hoe dan ook vermeden worden dat de PV-modules beschaduwing ondervinden op verschillende zonnecellen op verschillende bypass diodes. Wanneer één PV-module toch dergelijke beschaduwing zou ondervinden, zal de hele string negatief worden beïnvloed en de opbrengst drastisch verminderen van het PV-systeem. o
Het schaduweffect in functie van de afstand van het zonnepaneel tot het schaduwmakend object (cfr. experiment 3)
Aangezien het verschil minimaal was voor verschillende afstanden *≈ 4 kWh tussen de kleinste afstand (x = 0 cm,y = 0 cm,z = 0 cm) en de grootste afstand (x = 55 cm,y = 68,7 cm,z = 88 cm)], kon geconcludeerd worden dat diffuse straling, die beter op de cel viel bij groter wordende afstand, weinig invloed had. Het allerbelangrijkste bleek de afwezigheid van directe zonnestraling op de cel. Het belang van het vermijden van schaduw op zonnepanelen werd hier nogmaals onderstreept. Bovendien vond experiment 3 plaats op een monokristallijne module. Een polykristallijne module kan evenwel anders reageren op diffuse straling en meer belang hechten aan de afstand tussen het schaduwmakend object en het zonnepaneel. o
De invloed van temperatuur en zonne-instraling op het schaduweffect (cfr. experiment 4)
De I(V)-curve wijzigde afhankelijk van de temperatuur en de zonne-instraling. Hoe hoger de zonneinstraling en hoe lager de temperatuur, hoe kleiner de kortsluitstroom was. De open klemspanning verlaagde tevens bij toenemende temperatuur. Vandaar dat tijdens koude en zonnige lentedagen er een hoge opbrengst gegenereerd wordt door PV-modules. De invloed van de temperatuur en de zonne-instraling was analoog voor zowel een beschaduwde als een onbeschaduwde PV-module. Hieruit kon er geconcludeerd worden dat het verlies in opbrengst door beschaduwing mede bepaald wordt door de temperatuur van de PV-module en de zonneinstraling. o
Het schaduweffect bij een operationeel PV-systeem met naburige schaduwmakende objecten en de relatie tussen de oriëntatie van het PV-systeem en dit schaduweffect
Het experimentele onderzoek onder praktijkomstandigheden m.b.t. schaduw vond plaats op twee verschillende PV-installaties (Trevi-I en Trevi-II). De eerste PV-installatie (Trevi-I) die onderzocht werd, was gelegen te Gentbrugge met een geïnstalleerd vermogen van 253,48 kWp. De PV-installatie bestond uit 1326 PV-modules (poly- en monokristallijn) met een azimuthoek van -12°. De PV-installatie kon opgedeeld worden in drie verschillende zones. De focus lag op Zone Rand waar intern vergeleken werd tussen enerzijds modules van omvormers 15 en 16 die beschaduwing ondervonden van een nabijgelegen lichtstraat 67
op het dak en anderzijds modules van omvormer 17 die geen beschaduwing ondervonden (= referentie). De modules (per omvormer) waren polykristallijn en hadden een hellingshoek van 20° en een geïnstalleerd vermogen van 14,25 kWp. Uit het experimentele onderzoek bleek dat de modules van omvormers 15 en 16 minder opbrengst genereerden dan de modules van omvormer 17. Zo schommelde het verlies (%) in opbrengst van de modules van omvormer 15 bij de onderzochte dagen tussen 18% en 30%, terwijl dit voor de modules van omvormer 16 schommelde tussen 19% en 31%. Aangezien de modules van omvormer 15 in het oosten en deze van omvormer 16 in het westen lagen van de lichtstraat, ondervonden de modules respectievelijk in de namiddag en ’s morgens schaduweffecten. Wanneer de modules van omvormers 15 en 16 onderling vergeleken werden voor drie zonnige dagen, bleken de modules van omvormer 15 ’s morgens gemiddeld 23% beter te presteren dan de modules van omvormer 16, terwijl de modules van omvormer 16 in de namiddag gemiddeld 36% beter presteerden dan de modules van omvormer 15. De oriëntatie van PV-modules speelt dus een rol bij het schaduweffect. Naast de oriëntatie van de PV-modules zullen de hoogte van het schaduwmakend object en de hoogte van de zon ook bepalend zijn voor het schaduweffect. De tweede PV-installatie (Trevi-II) die onderzocht werd, was gelegen te Gent met een geïnstalleerd vermogen van 3,04 kWp. De PV-installatie bestond uit één string van 16 polykristallijne PV-modules met een hellingshoek van 45° en een azimuthoek van -50°. Deze PV-installatie had gemiddeld een verlies (genormaliseerde opbrengst) van 8% in de maand mei en 6% voor de vier geselecteerde, zonnige dagen in mei t.o.v. een gelijkaardige PV-installatie te Asper (hellingshoek en azimuthoek analoog). Dit verlies kon worden toegeschreven aan beschaduwing die de installatie te Gentbrugge ondervond. Vanuit economisch standpunt kwam dit neer op een verlies van ongeveer €6,4 of €2,1/kWp in de maand mei. o
De verandering van het maximale vermogen bij toenemende stofconcentraties van verschillende soorten stof (cfr. experimenten 5 en 6)
De verandering van het maximale vermogen (PMAX) was niet eenduidig voor verschillende soorten stof. Wel kon er algemeen gesteld worden dat hoe groter de stofdichtheid (g/m2), hoe groter het effect en dus hoe lager het maximale vermogen. De verandering van PMAX was afhankelijk van de partikeldiameter en de deeltjesgrootteverdeling van het type stof. Hoe fijner het stof, hoe groter het effect was. Dit kwam door de hogere graad van oppervlaktebedekking bij eenzelfde massa stof per oppervlakte-eenheid (g/m2). Zo werden bij de experimenten met bloem (experiment 5) en zand (experiment 6) reducties van PMAX waargenomen van ongeveer 11% (bloem) en 3% (zand) bij een stofdichtheid van 10 g/m2. Een stofdichtheid van 10 g/m2 werd echter niet beschouwd als een realistische waarde voor België. Dergelijke reducties zijn dus niet echt realistisch voor België.
68
o
De invloed van regelmatige reiniging op de opbrengst van een PV-systeem
De invloed van regelmatige reiniging werd nagegaan op een PV-installatie te Menen (Galloo) met een geïnstalleerd vermogen van 11,4 kWp. De PV-installatie bestond uit drie strings van elk 57 polykristallijne PV-modules waarvan twee met een hellingshoek van 17° en één met een hellingshoek van 34°. De azimuthoek bedroeg 20°. De focus lag op de twee strings van 17°. Eén van deze strings (string 3) werd regelmatig gereinigd en vergeleken met de andere string (string 2). Er werd vanuit wetenschappelijk oogpunt een significant verschil waargenomen (significantieniveau α = 5%) tussen de referentieperiode (niet reinigen) en de daaropvolgende periodes met regelmatige reiniging. De opbrengst van de gereinigde string steeg met ongeveer 1,6%. Dit leverde een besparing van ongeveer €6/kWp op. Economisch gezien zal reiniging bij kleinschalige installaties (< ±10kWp) niet haalbaar zijn. Mogelijks is reinigen wel economisch zinvol vanaf een bepaalde grootte van PVinstallaties.
69
Hoofdstuk 5
Verder onderzoek In dit laatste hoofdstuk worden er nog suggesties gegeven voor eventueel verder onderzoek omtrent dit topic. De aanbevelingen voor verder onderzoek zijn de volgende:
Uit het literatuuronderzoek is geweten dat de opbrengst van PV-systemen beïnvloed wordt door verschillende factoren. Deze scriptie heeft zich vooral gefocust op twee van deze factoren (stof en schaduw). Toch is het noodzakelijk om ook andere factoren (type omvormer, type module, geografische ligging, klimaat, etc.) mee in rekening te brengen en de bijdrage van elk van deze factoren in kaart te brengen.
Het experimentele onderzoek onder gecontroleerde omstandigheden heeft zich afgespeeld op moduleniveau en niet op het niveau van een PV-installatie. De resultaten op moduleniveau kunnen in verder onderzoek getoetst worden aan resultaten van een PVinstallatie. Bovendien lag in deze scriptie de focus op kristallijne panelen. Het zou handig zijn om ook de invloed van schaduw en stof op andere soorten panelen te achterhalen en te vergelijken.
Naast te kijken naar de invloed van schaduw en stof via experimenteel onderzoek, kan er ook getracht worden deze invloeden te modelleren. De modellen die in de literatuur voorhanden zijn, zijn slechts beperkt en nemen niet alle beïnvloedingsfactoren mee in rekening. Het vinden van een goed model zou dus een grote vooruitgang zijn en een handige tool voor installateurs van PV-installaties.
In het experimentele onderzoek werd voor het eerst gekeken naar het effect van stof op de opbrengst van PV-installaties in België. Naast te kijken naar het effect van stof in een schrootverwerkend bedrijf als Galloo, is het ook interessant om andere locaties in België te bekijken bv. aan de kust. Hier kan stof immers een grotere invloed hebben op de opbrengst. Bovendien werden slechts gedurende 9 à 10 maanden gegevens verzameld en geanalyseerd. Het ideale geval zou zijn om een jaar zonder reiniging en een jaar met reiniging te vergelijken en hieruit conclusies te trekken. Bovendien kan ook eens gekeken worden naar het effect van reiniging met osmosewater dat veelal wordt gebruikt bij schoonmaakbedrijven, gespecialiseerd in het reinigen van PV-installaties.
Er werd gesproken van de beperking van schaduw via Active Arrays. Dit zou in verder onderzoek onderzocht kunnen worden en meer bepaald of de werkelijke opbrengstwinst meer dan 20% bedraagt door de identificatie en isolatie van slecht presterende modules.
70
Referentielijst ABDEL-MONEIM, K.M., BEHEARY, M.M., EL-HUSSAINY, F., ELMINIR, H.K.,GHITAS, A.E., HAMID, R.H. (2006). Effect of dust on the transparant cover of solar collectors. Energy Conversion and Management; 47(18-19): 3192-3203. ADVA SOLAR (2010). Fotovoltaïsch : Opbrengst. http://sites.google.com/site/advasolar/Home (gelezen 11 oktober 2010). AGIV (2011). Kaart Vlaanderen. (gelezen 10 maart 2011).
http://geo-vlaanderen.agiv.be/geo-vlaanderen/kleurenortho/
AHMAD, G.A.,EL-GHETANY, H.H.,HUSSEIN, H.M.S.(2004). Performance evaluation of photovoltaic modules at different tilt angles and orientations. Energy Conversion and Management; 45 (15-16) : 2441–2452. AHMED, H., AL-JANDAL, S., SAYIGH, A.A.M. (1985). Dust effect on solar flat surfaces devices in Kuwait. Proceedings of the workshop on the physics of non-conventional energy sources and materials science for energy, ICTP, Triest, Italy : p. 353–67. ALDOUS, S., TOOTHMAN,J. (2000). How solar cell works. http://science.howstuffworks.com/environmental/energy/solar-cell.htm (gelezen 6 oktober 2010). AL-HASAN, A.Y. (1998). A new correlation for direct beam solar radiation received by photovoltaic panel with sand dust accumulated on its surface. Solar Energy; 63(5): 323-333. ALONSO-GARCI, M.C., CHENLO, F., RUIZ, J.M. (2006). Experimental study of mismatch and shading effects in the I-V characteristic of a photovoltaic module. Solar Energy Materials & Solar Cell; 90(3): 329-340. ANTONY, F., DURSCHNER, C., REMMERS, K-H. (2007). Photovoltaics for Professionals. Solar Electric Systems - Marketing, Design and Installation, Earthscan, 215p. AS SOLAR BENELUX (2011). Specificaties SMA Sunny Boy 3300 TL HC. http://www.as-benelux.com/images/data/omv/SMA/sb3300tlhc-den102330.pdf BING MAPS (2011). Luchtfoto dak Trevi. http://www.bing.com/maps/explore/ (gelezen 30 maart 2011). BIRIS, A.S., BUHLER, C.R., CALLE, C., MAZUMDER, M.K., SIMS, R.A., WILSON, J.D., YURTERI, C.U. (2003). Development of a Transparent Self-Cleaning Dust Shield for Solar Panels. Proceedings of the ESAIEEE Joint Meeting on Electrostatics 2003, Laplacian Press, Morgan Hill, CA : p. 814-821.
71
BIRIS, A.S., CALLE, C., MAZUMDER, M.K., SHARMA, R., ZAHN, M., ZHANG, J. (2007). Self-Cleaning Transparent Dust Shields for Protecting Solar Panels and Other Devices. Particulate Science and Technology; 25(1) : 5 - 20 BISHOP, J.W. (1988). Computer simulation of the effects of electrical mismatches in photovoltaic cell interconnection circuits. Solar Cells; 25(1): 73-89. BORONAT, A., CHOUDER, A., SILVESTRE, S. (2009). Study of bypass diodes configuration on PV modules. Applied Energy; 86(9): 1632-1640. CALLE, C.I., MAZUMDER, M.K., SHARMA, R., WYATT, C., ZHANG, J. (2007). Performance analysis of Electrodynamic Self-Cleaning Transparent Films for its Applications to Mars and Lunar missions. Industry Applications Conference, 42nd IAS Annual Meeting. Conference Record of the 2007 IEEE, New Orleans, LA: p. 23-27. CHOUDER, A., SILVESTRE, S. (2008). Effects of shadowing on photovoltaic module performance. Progress in Photovoltaics: Research and Applications; 16(2): 141-149. COBBEN, S. (2002). PV en PQ, Interactie en grenzen. Masterthesis Elektrotechniek, Eindhoven, 153p. COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES (2005). The support of electricity from renewable energy sources. http://ec.europa.eu/energy/res/biomass_action_plan/doc/2005_12_07_comm_biomass_electricity_ en.pdf (gelezen 20 november 2010). DE ROYE, M., NEYENS, J. (2004). Brochure : Bouwen met fotovoltaïsche zonne-energie. http://publicaties.vlaanderen.be/docfolder/224/Bouwen_met_fotovoltaische_zonne_energie_2004. pdf DEUTSCHE GESELLSHAFT FUR SONNENENERGIE (2008). Planning & Installing Photovoltaic Systems – A guide for installers, architects and engineers, Earthscan, 384p. DUNLOP, E.D., HULD, T.A., OSSENBRINK, H.A., SURI, M. (2007). Potential of solar electricity generation in the European Union member states and candidate countries. Solar Energy; 81(10): 1295-1305. EYCKMANS, B. (2007). Warmtekrachtkoppeling in de tertiaire sector. Masterthesis in de Handelsingenieur major technologie, Hasselt, 116p. ELECTROPAEDIA (2010). Solar Power (Technology and Economics). http://www.mpoweruk.com/solar_power.htm (gelezen 6 december 2010). EL-SHOBOKSHY,M.S., HUSSEIN,F.M. (1993a). Effect of dust with different physical properties on the performance of photovoltaic cells. Solar Energy; 51(6): 505-511. EL-SHOBOKSHY,M.S., HUSSEIN,F.M. (1993b). Degradation of photovoltaic cell performance due to dust deposition on to its surface. Renewable Energy; 3(6-7): 585-590. ENPHASE ENERGY (2010). Microinverter. http://www.enphaseenergy.com/products/index.cfm (gelezen 26 maart 2011).
72
EUGENIO, N., HURAIB, F., SALIM, A. (1988). Proceedings of the 8th European PV solar energy conference : PV power-study of system options and optimization. EURENER (2011). Datasheet http://www.eurener.com/pdf/fv/en/Perfect25PEPV.pdf FLUKE (2011). Technical data ‘Fluke 561 Infrared and contact thermometer’ http://support.fluke.com/find-sales/Download/Asset/2630651_6250_ENG_D_W.PDF GARG, H.P. (1974). Effect of dirt on transparent covers in flat-plate solar energy collectors. Solar Energy; 15(4): 299-302. GEYER, M., STINE, W.B. (2010). Power of the sun. http://www.powerfromthesun.net/index.htm (gelezen 16 september 2010) GOOSSENS, D., OFFER, Z.Y., ZANGVIL, A. (1993). Wind tunnel experiments and field investigations of eolian dust deposition on photovoltaic solar collectors. Solar Energy; 50(1): 75-84. GREEN, M.A., WATT, M.E., WENHAM, S.R. (2007). Applied photovoltaics, Earthscan, 323p. GREENSUN (2011). Brochure: Totaalservice installaties zonnepanelen voor particulieren. www.greensun.be/nl/cust/documentrequest.aspx?DocID=136 GUPTA, J.P., NAHAR, N.M. (1990). Effect of dust on transmittance of glazing materials for solar collectors under arid zone conditions of India. Solar & Wind Technology; 7(2-3): 237-243. HAAS, A. (2010). Van zonnestraal naar kilowattuur. Photovoltaïsch onderzoek van de ‘Jumping Frog’ solar plant. http://www.jumpingfrog.eu/Nieuwsitems/Onderzoeksrapportage%20JF%20solar%20plant20100421 Beveiligd.pdf HANITSCH, R., QUASCHNING, V. (1996). Numerical simulation of current-voltage characteristics of photovoltaic systems with shaded solar cells. Solar Energy; 56(6): 513-520. HASELHUHN, R. (2005). Photovoltaik: Gebäude liefern Strom, TÜV-Verlag GmbH, 155p. HEGAZY, A.A. (2001). Effect of dust accumulation on solar transmittance through glass covers of plate-type collectors. Renewable Energy; 22(4): 525-540. HOTTEL,H.C., WOERTZ, B.B. (1942). The performance of flat plate solar heat collectors. Trans. AMSE; 64: 91-104. IEA PVPS TASK 3 REPORT (1999). Lead-Acid Battery Guide for Small Stand Alone PV Systems, 33p. IMAGES SI (2010a). Photovoltaic cells – generating electricity. http://www.imagesco.com/articles/photovoltaic/photovoltaic-pg4.html (gelezen 6 oktober 2010). IMAGES SI (2010b). PN junction. http://www.imagesco.com/articles/photovoltaic/photovoltaic-pg3.html (gelezen 6 oktober 2010). IQBAL, M. (1983). An introduction to solar radiation, Academic press, 390p.
73
IRS-SOLAR (2011). Specificaties SMA Sunny Boy 3000. http://www.irs-solar.be/Images/TF_Sunny%20Boy%20SB%202500_3000_NL.pdf JACOBS, D., MENDOCA, M., SOVACOOL, B. (2009). Powering the green economy. The feed-in tarrif handbook , Earthscan, 208p. JORDAN, R.C., LIU, B.Y.H. (1960). The interrelationship and characteristic distribution of direct, diffuse and total solar radiation. Solar Energy; 4(3): 1-19. KALYKAKIS, S., KYMAKIS, E., PAPAZOGLOU, T.M. (2009). Performance analysis of a grid connected photovoltaic park on the island of Crete. Energy Conversion and Management ; 50(3): 433-438. KINDERMAN, R., LAAS, L.J., SINKE, W.C. (2000). 20 veelgestelde vragen over zonne-energie. ECN Zonne-Energie, 8p. KOVACH, A.M. (1995). Effect of partial shading on the energy performance of photovoltaic arrays integrated onto buildings. VDI-Verlag, Düsseldorf. KAWAMURA, HA., KAWAMURA, HI., NAITO, K., NAKA, K., YAMANAKA, S., YONEKURA, N. (2003). Simulation of I-V characteristics of a PV module with shaded PV cells. Solar Energy Materials & Solar Cells; 75(3-4): 613-621. KMI (2011). Het klimatologisch overzicht van de voorbije maanden. http://www.meteo.be/meteo/view/nl/1124386-Voorbije+maanden.html (gelezen 18 april 2011). KUMAR, S., MASTEKBAYEVA, G.A. (2000). Effect of dust on the transmittance of low density polyethylene glazing in a tropical climate. Solar Energy; 68(2): 135-141. LALEMAN, R. (2009). Het LCA-profiel van zonnepanelen in België. Masterthesis in de bedrijfseconomie, Gent, 120p. LEEFMILIEU BRUSSEL (2010). Brochure : Stappenplan fotovoltaïsche panelen – Administratieve & technische gids voor de installatie van fotovoltaïsche zonnepanelen. http://documentatie.leefmilieubrussel.be/documents/Gids_Energie_fotovoltaisch_part_NL.PDF LEIDRAAD ZONNESTROOMPROJECTEN (2008) http://www.senternovem.nl/mmfiles/Leidraad%20zonnestroomprojecten_tcm24-266261.pdf LIVIOS (2010). Groenestroomcertificaten en fiscale aftrek zonnepanelen. (gelezen 1 oktober 2010).
http://www.livios.be/
LOIX, T. (xxxx). Minimaliseer de impact van schaduw op de PV energieopbrengst. http://www.fedelec.be/default.asp?language=nl&group=6&subgroup=442 (gelezen 30 november 2010). MALVERN (2005). Integrated systems for particle sizing. http://www.malvern.com/common/downloads/MRK501.pdf MANI , M. , PILLAI, R.(2010). Impact of dust on solar photovoltaics (PV) performance : Research status, challenges and recommendations. Renewable and Sustainable Energy Reviews; 14(9): 31243131.
74
METTLER TOLEDO (2011). Mettler Toledo EL 4001. http://be.mt.com/be/nl/home/products/Laboratory_Weighing_Solutions/Special_Purposes_Balance s/education/Education-Portable-Line/EL4001.html (gelezen 1 maart 2011). MILIECENTRAAL (2010). Duurzame Energiebronnen. http://www.milieucentraal.nl/ (gelezen 1 oktober 2010). MILIEULOKET (2010). Klimaatconferentie Mexico. http://www.milieuloket.nl/ (gelezen 2 februari 2010). MINNAERT, B. (2008). Modelleren van organische bulk heterojunctie zonnecellen. Proefschrift ingediend tot het behalen van de graad van Doctor in de Ingenieurswetenschappen: Toegepaste Natuurkunde, Gent, 202p. MOLITOR, P. (2009). Der Photovoltaik-Anlagen Projektleitfaden: Solaranlagen Grundwissen von A-Z, Diplomica Verlag, 200p. MONDOL, J.D., NORTON, B., YOHANIS, Y.G. (2007). The impact of array inclination and orientation on the performance of a grid-connected photovoltaic system. Renewable Energy; 32(1): 118-140. NATIONAL INSTRUMENTS DEVELOPER ZONE (2009). Part II – Photovoltaic Cell IV Characterization Theory and LabVIEW Analysis Code. http://zone.ni.com/devzone/cda/tut/p/id/7230 (gelezen 11 oktober 2010). ODE VLAANDEREN (2007). Brochure : Elektriciteit uit zonlicht. http://www.ond.vlaanderen.be/energie/pdf/Brochure%202007%20Elektriciteit%20uit%20zonlicht.p df ODE VLAANDEREN (2008). Folder : Fotovoltaïsche zonne-energie. http://www2.vlaanderen.be/economie/energiesparen/doc/folder_pv.pdf PHILIPS (2011). MASTER SON-T PIA Plus 600W/220 E40 1SL. http://www.lighting.philips.be/nl/index.wpd (gelezen 15 februari 2011). POLLET, I. & VOLCKE, E. (2010). Milieutechnische constructies : Energie productie. Cursus Faculteit van de Bio-ingenieurswetenschappen, Universiteit Gent, België. POSHARP (2011). The Source For Renewables. Solar Panel Database. http://www.posharp.com/photovoltaic/database.aspx (gelezen 10 maart 2011). POWER-ONE (2011). Specificaties PVI12.5. http://www.power-one.com/sites/power-one.com/files/pvi-10.0-12.5-outd_bx.pdf QUASCHNING, V. (1996). Simulation der Abschattungsverluste bei solarelektrischen Systemen, Köster, 205p. QUASCHNING, V. (2003). Technology Fundamentels : The sun as an energy source. Renewable Energy World; 5: 90-93. QUASCHNING, V. (2004). Technology Fundamentals : Photovoltaic systems. Renewable Energy World; 1: 81-84.
75
RAEDTHUYS (2008). Duitsland stimuleert investeringen in duurzame energie. http://www.raedthuys.nl/nieuws/duitsland-stimuleert-investeringen-in-duurzame-energie.html (gelezen 9 december 2010). RENIa (2010). PV Power plants 2010 : Industry guide. http://www.pv-power-plants.com/fileadmin/user_upload/PVPP_2010_web.pdf RENIb (2010-2011). Engineering the solar age – Supplier for photovoltaics. http://www.pv-zulieferer.de/fileadmin/user_upload/pdf/02-esa10_Gesamtwerk-screensuperlowres.pdf RICHIR, A. (2007). Interne presentatie Derbigum. RS (2011a). Photovoltaic Cell Analyzer. http://nl.rs-online.com/web/search/searchBrowseAction.html?method=getProduct&R=6889155 (gelezen 1 maart 2011). RS (2011b). Solarzellen Messgerät Datenlog ISM 410. http://de.rs-online.com/web/6831267.html (gelezen 1 maart 2011). SAID, S.A.M. (1990). Effects of dust accumulation on performances of thermal and photovoltaic flatplate collectors. Applied Energy; 37(1): 73-84. SANEL-SOLAR (2011). Definitie Euro-efficiëntie. http://www.sanel-solar.be/fr/node/73 (gelezen 25 april 2011). SCHREURS, E. (2009). Verantwoording en vergelijking van de overheidssteun in Vlaanderen aan warmtekrachtkoppeling en fotovoltaïsche zonne-energie. Masterthesis in toegepaste economische wetenschappen : handelsingenieur technologie-, innovatie-, en milieumanagement, Hasselt,145p. SINKE, W.C. (2007). Onderzoek en ontwikkeling van zonnecellen; bloed, zweet en tranen of een doorbraak? Nederlands Tijdschrift voor Natuurkunde (Nederlandse Natuurkundige Vereniging),7, 210-212. SOLA DIRECT (2010). How solar works. http://www.soladirect.net.au (gelezen 20 augustus 2010). SOLARACCES (2011). Specificaties omvormers 3800S en 3100S. http://www.solaraccess.be/omvormers.html (gelezen 10 mei 2011) SOLAR ENERGY INTERNATIONAL (2004). Photovoltaics: design and installation manual, New Society Publishers, 317p. SOLARLOG (2011). Installatie Asper. http://home.solarlog-web.be/7529.html (gelezen 10 mei 2011). SOLAR POWER ENGINEERING (2010). Solar panels, clean thyself…so they do. http://solarpowerengineering.com/2010/08/nasa-technology-translates-into-self-cleaning-solarpanels/ (gelezen 2 december 2010). SOLIDS SOLUTIONS (2011). Laserdiffractie. http://www.solids-solutions.com/Deeltjes/123 (gelezen 1 mei 2011). SUNNY PORTAL (2011). http://www.sunnyportal.com/Templates/Start.aspx?logout=true 76
SUNTECH (2011). Datasheet http://eu.suntech-power.com/en/products/products.html (gelezen 1 maart 2011). TUDelft (2010). Zonnespectrum. http://www.tnw.tudelft.nl/ (gelezen 20 september 2010). TWENTYNINETY(2010). The Technology behind Active Array. http://www.twentyninety.com/en/technology/ (gelezen 20 december 2010). TREVI (2011). Energie. PV Zonnepanelen. http://www.trevi-env.com/nl/energie_2.php (gelezen 10 april 2011). VALKS, P. (2003). Retrieval of total and tropospheric ozone from observations by the Global Ozone Monitoring Experiment. Proefschrift, Technische Universiteit Eindhoven, 139p. VREG (2010a). Begrip groenestroomcertificaat. http://www.vreg.be/nl/02_tools/04_begrippen/g.asp#groenestroomcertificaat (gelezen 15 november 2010). VREG (2010b). Het systeem van groenestroomcertificaten. http://www.vreg.be/nl/05_professioneel/01_algemeen/02_energiemarkt/02_wiedoetwat/07_groen estroom.asp (gelezen 15 november 2010). WAGNER, A. (2009). Photovoltaik Engineering: Handbuch für Planung, Entwicklung und Anwendung, Springer, 441p. WAKIM, F. (1981). Introduction of PV power generation to Kuwait. Kuwait Institute for Scientific Researchers. [Report No. 440] WORDIQ (2010). Triboelectric effect – Definition. http://www.wordiq.com/definition/Triboelectric_effect (gelezen 10 december 2010). ZONNEPANELEN (2010). Plaatsen-oriëntatie zonnepanelen. http://www.zonnepanelen-bedrijven.be/plaatsen.html (gelezen 23 oktober 2010). ZUIDEMA, T. (2010). Zelfreinigende zonnepanelen. Technisch weekblad. http://www.technischweekblad.nl/zelfreinigende-zonnepanelen.107232.lynkx (gelezen 2 december 2010)
77
Appendix A GSC-systeem in Vlaanderen sinds 1 januari 2002 (VREG, 2010b)
78
Het GSC-systeem bestaat uit twee delen : 1. Producenten van groene stroom kunnen GSC krijgen (GSC is vijf jaar geldig en kan dus opgespaard worden) 2. Elektriciteitsleveranciers hebben een certificatenverplichting In onderstaand schema wordt het GSC-systeem verder verduidelijkt.
Fig. A1: Schema GSC-systeem (naar VREG, 2010b)
De verschillende stappen zijn : 1)Productie en injectiegegevens : Maandelijkse rapportering van alle gegevens, nodig om de nettoproductie en injectie van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen te bepalen. Deze rapportering gebeurt door de producenten en netbeheerders (bv. eandis) aan VREG (Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt) 2)Toekenning groenestroomcertificaten : Op basis van de meetgegevens kent VREG groenestroomcertificaten toe aan de producenten. Deze certificaten kunnen gebruikt worden als garantie van oorsprong (GVO) wanneer het op het net geïnjecteerd wordt of om te voldoen aan het GSC-quotum (of certificatenverplichting). Afhankelijk van het soort hernieuwbare energiebron en installatie kan een GSC al dan niet voor beide gebruikt worden. 3)Verkoop GSC tegen wettelijke minimumprijs aan netbeheerders 4)Verkoop op de vrije markt : Enerzijds kunnen de producenten op de vrije markt de uitgereikte certificaten verkopen tegen een onderhandelende prijs aan traders en energieleveranciers. Anderzijds kunnen de netbeheerders de aangekochte certificaten ook verkopen op de vrije markt. 5)Gebruik als garantie van oorsprong (GVO) : Energieleveranciers die zich ertoe verbinden groene stroom aan eindafnemers te leveren, moeten maandelijks een aantal groenestroomcertificaten bij de VREG indienen voor gebruik als GVO. Het aantal wordt bepaald a.d.h.v. de hoeveelheid groene stroom die maandelijks wordt geleverd. De VREG geeft deze certificaten later terug. Deze kunnen dan verder gebruikt worden voor de certificatenverplichting. 6)Verkoop op de vrije markt van groenestroomcertificaten die als garantie van oorsprong zijn verbruikt
79
7)Gebruik voor de certificatenverplichting : Energieleveranciers zijn verplicht jaarlijks een aantal certificaten bij de VREG in te dienen. Het aantal certificaten wordt bepaald als het percentage (het quotum) van de totale hoeveelheid stroom die jaarlijks wordt geleverd. De VREG haalt het GSC daarna uit de handel. 8)Verkoop van elektriciteit : De producenten van groene stroom kunnen de geproduceerde elektriciteit verkopen aan een energieleverancier of trader. Dit staat los van de certificatenhandel.
80
Appendix B Plan PV-installatie Trevi-I
Tabel B1: Legende plan Trevi-I
Schaduwlijnen
Lichtstraat Verhoging
81
Appendix C Resultaten Trevi-I
82
Februari 2011 11 februari 2011
Fig. C1: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (11 februari 2011)
Fig. C2: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (11 februari 2011)
Tabel C1: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (11 februari 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
4,15 3,78 5,46
83
16 februari 2011
Fig. C3: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (16 februari 2011)
Fig. C4: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (16 februari 2011)
Tabel C2: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (16 februari 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
13,7 15,37 19,4
84
17 februari 2011
Fig. C5: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (17 februari 2011)
Fig. C6: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (17 februari 2011)
Tabel C3: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (17 februari 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
32,63 35,35 44,54
85
Maart 2011 8 maart 2011
Fig. C7: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (8 maart 2011)
Fig. C8: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (8 maart 2011)
Tabel C4: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (8 maart 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
46,14 46,86 60,8
86
9 maart 2011
Fig. C9: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (9 maart 2011)
Fig. C10: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (9 maart 2011)
Tabel C5: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (9 maart 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
12,18 11,69 15,2
87
17 maart 2011
Fig. C11: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (17 maart 2011)
Fig. C12: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (17 maart 2011)
Tabel C6: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (17 maart 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
3,71 3,49 4,56
88
April 2011 5 april 2011
Fig. C13: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (5 april 2011)
Fig. C14: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (5 april 2011)
Tabel C7: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (5 april 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
14,22 13,67 17,71
89
10 april 2011
Fig. C15: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (10 april 2011)
Fig. C16: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (10 april 2011)
Tabel C8: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (10 april 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
59,36 58,92 74,46
90
14 april
Fig. C17: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (14 april 2011)
Fig. C18: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--) (14 april 2011)
Tabel C9: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (14 april 2011) WAC (kWh) Modules van omvormer 15 Modules van omvormer 16 Modules van omvormer 17
26,30 25,81 33,15
91
Appendix D Resultaten Trevi-II
92
Februari 2011 11 februari 2011
Verwachte WAC = 5,31 kWh
Fig. D1: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (11 februari 2011)
16 februari 2011
Verwachte WAC = 5,31 kWh
Fig. D2: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (16 februari 2011)
17 februari 2011
Verwachte WAC = 5,31 kWh
Fig. D3: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (17 februari 2011)
93
Maart 2011 8 maart 2011
Verwachte WAC = 7,19 kWh
Fig. D4: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (8 maart 2011)
9 maart 2011
Verwachte WAC = 7,19 kWh
Fig. D5: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (9 maart 2011)
17 maart 2011 Verwachte WAC = 7,19 kWh
Fig. D6: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (17 maart 2011)
94
April 2011 5 april 2011
Verwachte WAC = 9,08 kWh
Fig. D7: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (5 april 2011)
10 april 2011
Verwachte WAC = 9,08 kWh
Fig. D8: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (10 april 2011)
14 april 2011 (WAC=5,67 kWh)
Verwachte WAC = 9,08 kWh
Fig. D9: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de dag (14 april 2011)
95
Mei 2011 : vergelijking Trevi-II met referentie-installatie te Asper 1 mei 2011 (Asper = 5,93 kWh/kWp, Trevi-II = 5,33 kWh/kWp)
Fig. D10: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (1 mei 2011) voor de installatie te Asper
Fig. D11: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (1 mei 2011) voor de installatie te Gentbrugge (Trevi-II)
5 mei 2011 (Asper = 5,78 kWh/kWp, Trevi-II = 5,22 kWh/kWp)
Fig. D12: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (5 mei 2011) voor de installatie te Asper
Fig. D13: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (5 mei 2011) voor de installatie te Gentbrugge (Trevi-II)
96
21 mei 2011 (Asper = 6,12 kWh/kWp, Trevi-II = 5,64 kWh/kWp)
Fig. D14: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (21 mei 2011) voor de installatie te Asper
Fig. D15: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (21 mei 2011) voor de installatie te Gentbrugge (Trevi-II)
25 mei 2011 (Asper = 6,38 kWh/kWp, Trevi-II = 5,9 kWh/kWp)
Fig. D16: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (25 mei 2011) voor de installatie te Asper
Fig. D17: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (25 mei 2011) voor de installatie te Gentbrugge (Trevi-II)
97
Appendix E S-plus output
98
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V1 in Galloo , and y: V2 in Galloo t = -10.0246, df = 44.456868139704, p-value = 0 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.2890366 -0.1922968 sample estimates: mean of x mean of y -0.2643333 -0.02366667
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V1 in Galloo , and y: V3 in Galloo t = -10.302, df = 43.0097321619597, p-value = 0 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.3093021 -0.2080312 sample estimates: mean of x mean of y -0.2643333 -0.005666667
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V1 in Galloo , and y: V4 in Galloo t = -5.6163, df = 31.8476634931937, p-value = 0 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.4015565 -0.1877769 sample estimates: mean of x mean of y -0.2643333 0.03033333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V1 in Galloo , and y: V5 in Galloo t = -6.4218, df = 32.3302152234953, p-value = 0 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.4118012 -0.2135322 sample estimates: mean of x mean of y -0.2643333 0.04833333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V1 in Galloo , and y: V6 in Galloo t = -9.3076, df = 45.362999648891, p-value = 0 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.2647579 -0.1705754 sample estimates: mean of x mean of y -0.2643333 -0.04666667
99
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V1 in Galloo , and y: V7 in Galloo t = -6.6632, df = 37.5364633080814, p-value = 0 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.2729585 -0.1457082 sample estimates: mean of x mean of y -0.2643333 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V1 in Galloo , and y: V8 in Galloo t = -6.9047, df = 43.4397101669125, p-value = 0 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.2209301 -0.1210699 sample estimates: mean of x mean of y -0.2643333 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V1 in Galloo , and y: V9 in Galloo t = -4.7864, df = 42.8008545622107, p-value = 0 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.17198907 -0.07001093 sample estimates: mean of x mean of y -0.2643333 -0.1433333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V2 in Galloo , and y: V3 in Galloo t = -0.5844, df = 57.8121547322687, p-value = 0.5612 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.07965405 0.04365405 sample estimates: mean of x mean of y -0.02366667 -0.005666667
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V2 in Galloo , and y: V4 in Galloo t = -0.9745, df = 38.6080372864244, p-value = 0.3359 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.16612335 0.05812335 sample estimates: mean of x mean of y -0.02366667 0.03033333
100
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V2 in Galloo , and y: V5 in Galloo t = -1.3886, df = 40.1299040935162, p-value = 0.1726 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.17678635 0.03278635 sample estimates: mean of x mean of y -0.02366667 0.04833333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V2 in Galloo , and y: V6 in Galloo t = 0.782, df = 57.9328052006652, p-value = 0.4374 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.03587425 0.08187425 sample estimates: mean of x mean of y -0.02366667 -0.04666667
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V2 in Galloo , and y: V7 in Galloo t = 0.8673, df = 52.7754264085792, p-value = 0.3897 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.04113409 0.10380076 sample estimates: mean of x mean of y -0.02366667 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V2 in Galloo , and y: V8 in Galloo t = 2.2827, df = 57.908738697431, p-value = 0.0261 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.008572799 0.130760534 sample estimates: mean of x mean of y -0.02366667 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V2 in Galloo , and y: V9 in Galloo t = 3.8679, df = 57.7520113343325, p-value = 0.0003 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.05773059 0.18160274 sample estimates: mean of x mean of y -0.02366667 -0.1433333
101
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V3 in Galloo , and y: V4 in Galloo t = -0.644, df = 39.6921855063434, p-value = 0.5233 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.14900642 0.07700642 sample estimates: mean of x mean of y -0.005666667 0.03033333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V3 in Galloo , and y: V5 in Galloo t = -1.0311, df = 41.3541683296371, p-value = 0.3085 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.15973756 0.05173756 sample estimates: mean of x mean of y -0.005666667 0.04833333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V3 in Galloo , and y: V6 in Galloo t = 1.3524, df = 57.5248653108155, p-value = 0.1815 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.01969555 0.10169555 sample estimates: mean of x mean of y -0.005666667 -0.04666667
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V3 in Galloo , and y: V7 in Galloo t = 1.3381, df = 54.2653410135095, p-value = 0.1864 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.02457239 0.12323906 sample estimates: mean of x mean of y -0.005666667 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V3 in Galloo , and y: V8 in Galloo t = 2.7926, df = 57.9825598993425, p-value = 0.0071 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.02482633 0.15050701 sample estimates: mean of x mean of y -0.005666667 -0.09333333
102
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V3 in Galloo , and y: V9 in Galloo t = 4.3291, df = 57.9957517024396, p-value = 0.0001 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.07401106 0.20132227 sample estimates: mean of x mean of y -0.005666667 -0.1433333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V4 in Galloo , and y: V5 in Galloo t = -0.2581, df = 57.6442943943137, p-value = 0.7973 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.1576366 0.1216366 sample estimates: mean of x mean of y 0.03033333 0.04833333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V4 in Galloo , and y: V6 in Galloo t = 1.3962, df = 38.0075577872135, p-value = 0.1707 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.03464121 0.18864121 sample estimates: mean of x mean of y 0.03033333 -0.04666667
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V4 in Galloo , and y: V7 in Galloo t = 1.4462, df = 46.133401104635, p-value = 0.1549 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.03342563 0.20409229 sample estimates: mean of x mean of y 0.03033333 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V4 in Galloo , and y: V8 in Galloo t = 2.2183, df = 39.3520789840573, p-value = 0.0324 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.01093913 0.23639420 sample estimates: mean of x mean of y 0.03033333 -0.09333333
103
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V4 in Galloo , and y: V9 in Galloo t = 3.1024, df = 39.8634608727364, p-value = 0.0035 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.06051911 0.28681422 sample estimates: mean of x mean of y 0.03033333 -0.1433333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V5 in Galloo , and y: V6 in Galloo t = 1.8423, df = 39.4477376296509, p-value = 0.073 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.009266671 0.199266671 sample estimates: mean of x mean of y 0.04833333 -0.04666667
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V5 in Galloo , and y: V7 in Galloo t = 1.8561, df = 48.3625199867684, p-value = 0.0695 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.008579255 0.215245922 sample estimates: mean of x mean of y 0.04833333 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V5 in Galloo , and y: V8 in Galloo t = 2.7135, df = 40.9711811180331, p-value = 0.0097 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.03622942 0.24710391 sample estimates: mean of x mean of y 0.04833333 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V5 in Galloo , and y: V9 in Galloo t = 3.654, df = 41.5466481839725, p-value = 0.0007 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.08577717 0.29755616 sample estimates: mean of x mean of y 0.04833333 -0.1433333
104
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V6 in Galloo , and y: V7 in Galloo t = 0.2333, df = 51.8309332678524, p-value = 0.8164 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.06334215 0.08000882 sample estimates: mean of x mean of y -0.04666667 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V6 in Galloo , and y: V8 in Galloo t = 1.5538, df = 57.6870393565688, p-value = 0.1257 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.01345823 0.10679157 sample estimates: mean of x mean of y -0.04666667 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V6 in Galloo , and y: V9 in Galloo t = 3.1737, df = 57.4329526645126, p-value = 0.0024 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.0356839 0.1576494 sample estimates: mean of x mean of y -0.04666667 -0.1433333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V7 in Galloo , and y: V8 in Galloo t = 1.0464, df = 53.8275294082205, p-value = 0.3001 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.03511985 0.11178652 sample estimates: mean of x mean of y -0.055 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V7 in Galloo , and y: V9 in Galloo t = 2.3884, df = 54.4756933086295, p-value = 0.0204 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: 0.01419919 0.16246748 sample estimates: mean of x mean of y -0.055 -0.1433333
105
Welch Modified Two-Sample t-Test data: x: V8 in Galloo , and y: V9 in Galloo t = 1.5858, df = 57.961125252981, p-value = 0.1182 alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0 95 percent confidence interval: -0.01311618 0.11311618 sample estimates: mean of x mean of y -0.09333333 -0.1433333
106
