Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf

Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf,

Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf Eindrapport

J.W.H.Betcke V.A.P. van Dijk E.A. Alsema

rapport NWS-E-2002-14 ISBN 90-73958-91-1 Novem Projectnummer 146.200-085.2

mei 2002

Copernicus Instituut sectie Natuurwetenschap en Samenleving Padualaan 14 3584 CH Utrecht tel: 030 2537600 fax: 030 2537601 web: http://www.chem.uu.nl/nws

Voorwoord Dit rapport beschrijft de resultaten van twee jaar technische monitoring aan het photovoltaïsch geluidsscherm langs de A27. Eerder verschenen al rapportages over de eerste negen maanden [Alsema et al 1996a] en het eerste jaar systeembedrijf [Alsema et al 1996b]. Overige publicaties die betrekking hebben tot het hier behandelde systeem zijn : [Schlangen et al, 1992] [Geuzendam en van Mierlo, 1995] [Intersec, 1997] [Reinders et al, 1997] [Reinders en van Dijk, 1997] [Uitzinger et al, 1997] [Baltus et al, 1998]

[Reinders, 1999]

[Reinders et al, 1999]

(voorstudie voor realisatie project) (analyse van totstandkoming project) (evaluatie rapport) (conferentiebijdrage over het eerste jaar systeembedrijf) (conferentiebijdrage over het eerste jaar systeembedrijf) (onderzoek naar hoe weggebruikers het PVgeluidsscherm beleven) (vergelijking van methodes voor analyse van monitoring data met gebruik van data van o.a. het A27-systeem) (proefschrift over analyse van prestaties van netgekoppelde PV-systemen met het A27 systeem als casestudy) (artikel over analyse van prestaties van netgekoppelde PV-systemen met het A27 systeem als casestudy)

Het onderzoek is uitgevoerd in opdracht van NOVEM onder contract nummer 146.200-085.2.

2


Samenvatting Op een geluidsscherm langs de rijksweg A27 is in het voorjaar van 1995 een fotovoltaïsch systeem geïnstalleerd met een nominaal vermogen van 48,5 kWp. Van juli 1995 tot en met september 1997 is het gedrag van dit systeem continu gemonitord om na te gaan of het systeem aan de verwachtingen voldoet en om lering te trekken voor het ontwerp van dit soort systemen in de toekomst. In dit rapport zijn alleen de metingen in de periode oktober 1995 tot en met september 1997 geanalyseerd. Voor de presentatie van gegevens en voor de analyse hiervan is de "Aanbevolen Werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde PV-systemen in Nederland" als leidraad gebruikt. Het array van het systeem bestaat 1116 modules van het type RSL 50. De modules zijn verdeeld over 6- sub-arrays elke bestaand uit 10 tot 12 strings. Het array heeft een vrij westelijke oriëntatie en een lichte kromming. Het array is aangesloten op een centrale inverter van het type SMA-PV-WR-T-40, die is ondergebracht in een klein gebouwtje. Van het systeem zijn instraling in het arrayvlak (referentiecellen), moduletemperatuur, omgevingstemperatuur, arrayspanning per subarray, stroomsterkte per subarray, DCvermogen per subarray en het AC-vermogen geleverd door de inverter met een tienminuten tijdstap gemeten. Daarnaast zijn de cumulatieve maandelijkse waardes voor het eigenverbruik, het totale aan het net geleverde energie en instraling gemeten. In de onderzochte periode was het PV-systeem gedurende 92% van de tijd beschikbaar. Twee storingen gedurende het eerste jaar hebben een opbrengstverlies van ca 12% van de jaaropbrengst veroorzaakt. Twee storingen gedurende het tweede jaar hebben een opbrengstverlies van ca. anderhalf procent van de jaaropbrengst veroorzaakt. Het monitoringssysteem was gedurende 92% van de tijd beschikbaar. De uitval PV-systeem en monitoringssysteem viel niet in alle gevallen samen. Na de monitoringperiode is gebleken dat de ijking van de referentiecellen en modules diende te worden bijgesteld. In dit rapport zijn de resultaten hiervoor gecorrigeerd. Verder is gebleken dat de nauwkeurigheid van referentiecellen lager is dan gedacht werd in het verleden. Referentiecellen zijn daarom minder geschikt voor instralingsonderzoek. In de periode oktober 1995 tot en met september 1997 het PV-systeem op het geluidsscherm langs de A27 bij de Bilt 53,4 MWh aan energie aan het openbare net geleverd. Hierbij bedroeg het systeemrendement 8,2% en de opbrengstfactor 0,71. Een van de subarrays heeft gedurende het hele jaar een lagere opbrengst dan de overige vijf subarrays. Gedurende de wintermaanden is dit te wijten aan beschaduwing. Een gemiddeld module vermogen dat lager ligt dan bij de andere subarrays zou een oorzaak kunnen zijn van de afwijking in de zomermaanden. Van de door de inverter geleverde energie is gedurende het eerste jaar is 8% en gedurende het tweede jaar 5 % gebruikt voor verwarming van de inverterruimte. Dit dient punt van aandacht te zijn bij toekomstige ontwerpen.

4


De PV modules van het A27 systeem zijn aan de achterzijde afgedekt met metaalplaten. Dit geeft een kleine, maar niet verwaarloosbare vergroting van de temperatuurverliezen van 1% tot 2 % ten opzichte van een geheel vrije opstelling. Door de emissies van het verkeer langs de het PV-geluidsscherm raken de modules sterker verontreinigd dan bij andere toepassingen. Metingen aan de referentiecellen lieten zien dat dit een vermindering van de instraling van. 5,5 % of meer veroorzaakt. De te verwachten prestaties van het systeem zijn ook berekend met het simulatieprogramma SOMES 3.2. Gelijkstroomrendement, inverterrendement, systeemrendement en performance ratio kwamen goed overeen met de resultaten van de monitoring. De gemonitorde instraling in het arrayvlak, de DC-energie en de aan het net geleverde energie lagen 20% tot 30% onder de gesimuleerde waarde. Dit verschil was echter goed te verklaren uit monitoring- en systeemuitval, verschillen in instraling tussen het voor de simulatie gebruikte Test Reference Year en de monitoringsperiode, vervuiling van de modules en beschaduwing. Vergelijking met instralingsmetingen van het nabijgelegen PV-onderzoekssysteem van de Universiteit Utrecht (PBB-systeem) laat zien dat de sterk westelijke oriëntatie van het arrayvlak een instralingverlies van ca 18% ten opzichte van een optimale oriëntatie veroorzaakt. Er is een eenvoudige methode voor beheersmonitoring ontwikkeld waarbij dagelijks bepaalde waarden van de performance ratio en van de (sub) array ratio's als indicatoren voor het correct functioneren van het PV-systeem gebruikt worden. We concluderen dat deze methode in principe geschikt is om vroegtijdig fouten op te sporen. Op grond van de monitoring over de onderzochte periode van twee jaar kan worden gesteld dat het PV-systeem geplaatst op een geluidsscherm langs de A27, gedurende normaal systeembedrijf, goed gefunctioneerd heeft en voldoet aan de verwachtingen die er, realistisch gesproken, van verwacht mogen worden. Ten tijde van het uitkomen van dit rapport voert REMU beheersmonitoring aan het systeem uit op basis van maandelijkse opbrengstmetingen en visuele inspecties.

Inhoud Voorwoord ........................................................................................................................ 2 Samenvatting ..................................................................................................................... 4 1. Inleiding ...................................................................................................................... 8 2. Technische specificaties van het PV-systeem .......................................................... 10 3. Het monitoringsysteem ............................................................................................. 14 3.1 3.2

Monitoring tot en met september 1997 .............................................................. 14 Monitoring na september 1997 .......................................................................... 15

4. De beschikbaarheid van het PV-systeem en het monitoringsysteem ....................... 18 4.1 4.2

PV-Systeem........................................................................................................ 18 Monitoringsysteem ............................................................................................ 18

5. Schatting van de ontwerp-opbrengst ........................................................................ 20 6. Resultaten na twee jaar systeembedrijf .................................................................... 22 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 6.10 6.11

Beschikbaarheid en verwerking van data .......................................................... 22 Instralingsgegevens ............................................................................................ 22 Opbrengsten en kentallen van het PV-systeem .................................................. 26 Functioneren van afzonderlijke componenten ................................................... 30 Eigenverbruik ..................................................................................................... 30 Temperatuurgedrag van de modules .................................................................. 31 Temperatuurverliezen ........................................................................................ 33 IJking referentiecellen en modules .................................................................... 34 Vervuiling van de modules ................................................................................ 35 Vergelijking ontwerpopbrengst en werkelijke opbrengst .................................. 35 Invloed van de oriëntatie op de instraling in het schuine vlak ........................... 37

7. Ontwikkeling van een performance indicator voor beheer ...................................... 38 7.1 7.2 7.3

Inleiding ............................................................................................................. 38 Indicatoren voor het beheer van het A27 systeem ............................................. 38 Analyse van de twee jaar data met de indicatoren voor beheer ......................... 39

8. Conclusies en aanbevelingen .................................................................................... 44 9. Literatuur .................................................................................................................. 46

6


1. Inleiding Op een geluidsscherm langs de rijksweg A27 is in het voorjaar van 1995 een fotovoltaïsch (PV) array geïnstalleerd met een nominaal geïnstalleerd vermogen van 48,5 kWp1. Dit PV-systeem is tot stand gekomen na een uitgebreide voorstudie van de integratie-aspecten van PV-geluidsschermen [Schlangen et al, 1992], waarna een geschikte lokatie is geselecteerd. In de loop van mei 1995 is het PV-systeem in bedrijf gekomen. Sinds die tijd levert het elektriciteit aan het openbare net. Van juli 1995 tot en met september 1997 is het gedrag van dit systeem continu gemonitord om na te gaan of het systeem aan de verwachtingen voldoet en om lering te trekken voor het ontwerp van dit soort systemen in de toekomst. Deze monitoring is uitgevoerd door de sectie Natuurwetenschap & Samenleving van de Universiteit Utrecht in opdracht van de Nederlandse Onderneming voor Energie en Milieu (Novem) en in samenwerking met het Regionaal Energie Maatschappij Utrecht (REMU) als beheerder van het energiesysteem, Shell Solar Energy (vroeger: R&S Renewable Energy Systems) als leverancier van het energiesysteem en Ecofys Advies en Onderzoek als leverancier van de monitoringapparatuur. In dit verslag worden de bevindingen gepresenteerd na ruim twee jaar systeembedrijf. Meting van de instraling op het arrayvlak vindt pas vanaf oktober 1995 op betrouwbare wijze plaats. We zullen ons daarom bij het opstellen van jaaroverzichten van het systeembedrijf richten op de periode oktober 1995 t/m september 1997. In een eerder rapport in het kader van dit project [Alsema et al, 1996b] is het functioneren van het PV-systeem in de periode juli 1995 - september 1996 besproken. Voor een aantal resultaten zullen verwijzen naar dit rapport. Als leidraad bij de uitvoering van analyses en de presentatie van de gegevens in dit rapport zijn de aanbevelingen van de Nederlandse werkgroep PV-monitoring [Baltus et al, 1997] gebruikt.

1

Door een correctie voor een bijgestelde ijkfactor is dit vermogen lager dan dat genoemd in [Alsema et al 1996b].Zie paragraaf 6.8 voor meer uitleg.

8


2. Technische specificaties van het PV-systeem Het PV-systeem bestaat uit een array dat is geïntegreerd met het geluidsscherm dat ter hoogte van de gemeente De Bilt aan de oostzijde langs de rijksweg A27 staat, en een inverter die onderaan het talud van de weg is gesitueerd. Figuur 1 geeft een schematisch overzicht van het PV-systeem en de omgeving. Het scherm (en het array) heeft een totale lengte van 590 m en heeft een zuidwestelijke oriëntatie. Omdat het scherm in een lichte bocht staat varieert de azimut tussen de 2360 ten opzicht van noord (ZW) en 2540 (ZZW). De modules op het geluidsscherm staan onder een hellingshoek van 50o met de horizontaal. Tabel I bevat de technische gegevens het PV-geluidsscherm. Het PV-array is opgebouwd uit 1116 modules verdeeld over 62 strings van elk 18 modules. De 62 strings zijn weer gegroepeerd in 6 sub-arrays, elk bestaande uit 10 strings, behalve subarray 5 dat 12 strings omvat. De nominale spanning aan de DC-zijde is 300 V. De modules van het type Shell Solar Energy RSL50 zijn samengesteld uit cellen op basis van monokristallijn silicium en hebben een gemiddeld nominaal vermogen van 43,5 Wp (op basis van flash-test data van de fabrikant, na correctie voor aangepaste ijkfactor). Daarmee komt het totaal geïnstalleerd vermogen van het PV-array op 48,5 kWp. De kabels tussen elk subarray en de inverter zijn dubbel uitgevoerd. Een 40 kW inverter van het type SMA PV-WR-T-40 vormt de opgewekte gelijkstroom om naar 3-fase wisselstroom met een nominale spanning van 400 V. Via een verdeelkast en een kabelkast wordt de stroom in het plaatselijke laagspanningsnet gevoed. De inverter is met de datalogger ondergebracht in een klein gebouwtje ter hoogte van subarray 5. De verdeelkast bevat een aftakking die stroom levert voor datalogging en voor verlichting en verwarming van het gebouwtje.

10


Tabel I:

Technische beschrijving van het PV geluidsscherm langs de A27 bij de Bilt.Sub-arrayvermogens zijn gebaseerd op gemiddelde modulevermogens en niet apart gemeten. In deze tabel zijn vermogens en rendement gecorrigeerd voor de aangepaste ijkfactor (zie paragraaf 6.8)

Modules Type PSTC (gemiddeld) ηSTC

Shell Solar Energy RSL50 (monokristallijn silicium) 43,5 Wp (flash test data) 12,5 % (encapsulated cell efficiency)

Array Aantal modules PSTC Modules in serie Tilthoek 50

1116 48,5 kWp 18 (string)

Subarray oriëntatie

PSTC

(nr.) 1 2 3 4 5 6

(kWp) 7,8 7,8 7,8 7,8 9,4 7,8

() 236,0 239,6 243,2 246,8 250,4 254,0

aantal strings 10 10 10 10 12 10

aantal kabelkabels doorsnede (mm2) 2 16 2 16 2 16 2 10 2 10 2 10

Nominale DC-spanning 300 V Totaal celoppervlak A = 401,8 m2 Inverter Type Pnom η

SMA PV-WR-T-40 40 kW > 93,5% (bij 1.00*Pnom) > 91,5% (bij 0.25*Pnom) Nominale AC-spanning 400 V

afstand inverter tot subarray (m) 445 335 260 175 80 30

weerstand kabels [Reinders 1999] (Ω) 0,47 0,35 0,27 0,29 0,13 0,05

6

meetmast inverter 5

N

4

bewegwijzering borden 3

2

+/- 500 meter 1

PV-systeem VSB gebouw h=89 m Figuur 1:

A27

Situatieschets voor het PV-geluidsscherm langs de A27 bij de Bilt (niet op schaal. De nummers 1 t/m 6 geven de posities van de subarrays aan.

12


3. Het monitoringsysteem 3.1 Monitoring tot en met september 1997 Het monitoringsysteem is opgebouwd rond een PRO-NET datalogger van Leiderdorp Instruments. Deze datalogger verzorgt de continue meting van de volgende signalen:  irradiantie2 in het arrayvlak, gemeten door 2 referentiecellen (Gi,ref,p1, Gi,ref,p6);  temperatuur van twee verschillende modules (TM1,TM2);  omgevingstemperatuur (Tam);  arrayspanning per subarray; de gemiddelde waarde van de 6 arrayspanningen wordt opgeslagen (VA);  stroomsterkte per subarray (IA1..IA6);  DC-vermogen per subarray (PA1..PA6);  AC-vermogen geleverd door de inverter (PFI). De datalogger bestaat uit de hoofdmodule met de processor en twee uitbreidingsborden. Het eerste uitbreidingsbord (station 1) omvat de meetsignalen voor instralingen, temperaturen en AC-vermogen; het tweede uitbreidingsbord (station 2) die voor de DC-spanning, -stroomsterkte en -vermogen per subarray. Er zijn twee referentiecellen geïnstalleerd met een iets verschillende oriëntatie, nl. #1 op 252o en #2 op 238o (beide met tilthoek 50o). Op deze wijze staat referentiecel #1 vrijwel parallel aan het meest westelijk georiënteerde arraydeel (subarray 6, orientatie 254°) en referentiecel #2 aan meest zuidelijk georiënteerde arraydeel (subarray 1, orientatie 236°). We noemen de instraling zoals gemeten met de deze twee referentiecellen respectievelijk Gref,p6 en Gref,p1. We berekenen de instraling op het arrayvlak Gref als het gemiddelde van Gref,p1 en Gref,p6. In overeenstemming met eerdere analyses [Alsema et al, 1996b] gebruiken we Gref,p1 voor de instraling op subarray 1 en Gref,p6 voor de instraling op subarray 6. We bepalen de instraling op de tussenliggende subarrays (respectievelijk Gp2, Gp3, Gp4 en Gp5) door lineaire interpolatie van Gref,p1 en Gref,p6. De beide referentiecellen zijn met de sensor voor de omgevingstemperatuur geplaatst op een meetmastje ter plaatse van subarray 5 (op ca. 1 meter boven het array). Referentiecel #1 bevindt zich boven referentiecel #2. Het blikveld van de onderste referentiecel wordt enigszins afgeschermd door de bovenste referentiecel. Bij de analyse houden we hier geen rekening mee. Zowel de referentiecellen als de modules van het A27 systeem zijn door Shell Solar geijkt aan een primaire referentiecel. De ijkfactor van deze primaire cel is na de monitoringsperiode door Shell Solar bijgesteld met 7%. De in dit rapport gepresenteerde resultaten zijn hiervoor gecorrigeerd. In paragraaf 6.8 wordt hier verder op ingegaan. Meting van de horizontale instraling met een pyranometer vindt niet direct bij het geluidsscherm plaats maar op ca. 1 km afstand bij een bestaande meetopstelling van de Universiteit Utrecht (PBB-systeem).

2

"Irradiantie" of "instralingsvermogensdichtheid" is de wetenschappelijk benaming; hier zullen we het woord instraling gebruiken.

14


Van de sensoren voor de moduletemperatuur is er één geïnstalleerd in subarray 5 ter hoogte van de meetmast en één in het arraydeel dat zich boven het viaduct bevindt (eveneens in subarray 5). We berekenen de moduletemperatuur als het gemiddelde van de twee gemeten waarden. Stroom, spanning en vermogen van elk subarray worden gemeten bij de ingang van de inverter. Het AC-vermogen wordt gemeten tussen de uitgang van de inverter en de verdeelkast (dus voor de aftakking naar datalogging en verlichting en verwarming van het invertergebouw). Alle bovengenoemde signalen worden door de datalogger met een frequentie van 0,2 Hz gesampled en gemiddeld over een 10-minuten interval. De gemiddelde signalen en de standaarddeviaties per 10-minuten interval worden in het geheugen als data-record opgeslagen voor latere verwerking. De opgeslagen data-records én de actuele status van het systeem kunnen via een modemverbinding worden uitgelezen. De meetsensoren en de meetversterkers in de datalogger zijn geijkt voordat ze in het systeem zijn geplaatst. Bovendien zijn in het monitoringsysteem de meetketens vanaf (na) de meetsensor geijkt op 12 juli 1996 door Ecofys. In alle gevallen lagen de gevonden waarden binnen de opgegeven toleranties. Naast deze monitoring vindt ook nog cumulatieve registraties met tellers plaats. Twee kWhmeters meten het energieverbruik voor datalogging, verlichting en verwarming ("eigenverbruik") en de totale aan het net geleverde energie. Figuur 2 geeft de lokatie van de verschillende sensoren voor het meten van de AC-energiestromen aan. Deze is gelijk aan de energie geleverd door de inverter min het eigenverbruik. Een "Solar Integrator" houdt de instraling gemeten door referentiecel #2 bij (niet gecorrigeerd voor de temperatuurinvloed op de referentiecel). Deze meters kunnen ter plaatse worden afgelezen. 3.2

Monitoring na september 1997

Het monitoringssysteem van het A27 PV-systeem is bij het verschijnen van dit rapport nog steeds intact. De gegevens zijn tot en met januari 1999 verzameld, maar niet verder geanalyseerd. Verder voert REMU beheersmonitoring uit: Maandelijks worden in het inverterhuisje de kWh-meters van het PV-systeem uitgelezen en wordt het systeem visueel geïnspecteerd. Indien inspectie of afwijkende opbrengsten daartoe aanleiding geven wordt er onderhoud gepleegd.

In v e r te r

M

K1

E le k tri c i te i ts net

K2 E ig e n v e rb ru ik M : m e e t s e n s o r e n e r g i e g e l ev e rd d o o r i n v e r te r K 1 : k W h -m e te r 1 e n e rg i e g e l e v e rd a a n n e t K 2 : k W h -m e te r 2 e i g e n v e rb ru i k (v o o r d a t a l o g g in g , v e rl ic h t i n g e n v e rw a rm in g )

Figuur 2:

Schematische weergave van de sensoren voor het meten van de AC-energiestromen.

16


4. De beschikbaarheid van het PV-systeem en het monitoringsysteem In dit hoofdstuk bespreken we de beschikbaarheid van het PV-systeem en het monitoringsysteem in de periode mei 1995 tot en met september 1997 aan de hand van het optreden van storingen. 4.1 PV-Systeem In de periode mei 1995 tot en met september 1997 heeft het PV-systeem twee keer te kampen gehad met storingen van de inverter (zie ook tabel 4). Van 31 oktober 1995 tot 16 november 1995 vond een storing plaats als gevolg van een te gevoelig afgestelde beveiliging op de netvoeding voor de sturingselektronica van de inverter. In deze periode is het PV-systeem volledig buiten bedrijf geweest. Een tweede storing in de inverter heeft zich voorgedaan in juni 1996, toen er een defect optrad als gevolg van het lostrillen van een aansluitkabel aan de AC-zijde. Door deze storing is het systeem van 2 tot en met 17 juni 1996 buiten bedrijf geweest. Daarnaast stond de inverter uit van 4 tot 9 maart 1997 doordat hij na werkzaamheden niet opnieuw was aangezet. Op 23 juni 1997 heeft het PV-systeem 3 uur niet gefunctioneerd tijdens een stroomstoring bij Remu. Alle storingen zijn niet het gevolg van echte defecten. De kwaliteit van de inverter op dit punt is dus voldoende. 4.2 Monitoringsysteem Bij de officiële inbedrijfstelling van het PV-systeem op 31 mei 1995 was reeds 920 kWh aan het net geleverd. De monitoring is enkele weken later, op 21 juli, gestart. Op 4 juli 1995 zijn beide referentiecellen gestolen (en een module). Hoewel al spoedig één vervangende referentiecel van een afwijkend type (Shell Solar Energy RDG48) gemonteerd kon worden (14 juli), heeft het nog tot 6 oktober 1995 geduurd voordat de meting van de instraling weer op gewenste wijze met twee referentiecellen van het juiste type (RSL50) plaatsvond. Dit betekent dat vóór 6 oktober 1995 geen exacte gegevens van de instraling op alle delen van het array bestaan omdat interpolatie van instraling niet mogelijk was en de referentiecel van een afwijkend celtype was (multikristallijn silicium i.p.v. monokristallijn silicium). Het monitoringsysteem heeft gedurende de hele meetperiode vanaf 21 juli 1995 redelijk betrouwbaar gefunctioneerd (zie tabel IV). Data-verlies is opgetreden in augustus 1995 door onderschatting van geheugencapaciteit van de datalogger en in november 1995 door een storing op het openbare net (waarna de datalogger niet correct herstartte). Tijdens reparatiewerkzaamheden aan de inverter in juni '96 is de monitoring gedurende vier dagen (6 tot 10 juni) buiten bedrijf geweest en van 3 tot en met 8 april 1997 tijdens een meetcampagne van REMU. In juni 1997 zijn vijf dagen data verloren gegaan door een stroomstoring in het openbare net tijdens het uitlezen van de datalogger. De datalogger heeft de kanalen in een of beide stations niet uitgelezen in juni 1996 (station 1 en 2), januari 1997 (station 2), april 1997 (station 2 tijdens een meetcampagne van REMU), juli 1997 (station 1). De oorzaak hiervan is niet bekend. Na reset functioneerde de datalogger weer correct. Op 12 augustus 1997 bleek een van de prints van station 2 kapot te zijn. Door verkeerd terugzetten van de gerepareerde print zijn op 20 augustus 1997 station 1 en 2 beschadigd. Op 2 september 1997 zijn nieuwe prints geïnstalleerd. Sinds die tijd is deze storing niet meer opgetreden. 18


Daarnaast ontbreken af en toe één of twee data-records in een datafile om onbekende redenen. De referentiecellen zijn provisorisch schoongemaakt op 12 juli 1996 en met water en zeep op 22 augustus 1996. Ze zijn van 14 tot 18 juli 1997 uit het systeem geweest voor ijking door ECN. Hierna zijn ze schoon teruggezet. De kWh-meters en de Solar-Integrator zijn gemiddeld zo'n een keer per maand uitgelezen.

5. Schatting van de ontwerp-opbrengst Hoewel er een algemene voorstudie is gedaan naar de integratie van PV in geluidsschermen, is er vooraf geen opbrengstberekening gedaan voor de gekozen oriëntatie en systeemconfiguratie. Daarom hebben we op basis van de ontwerpgegevens van het PV-systeem (zie tabel 1) een schatting gemaakt van de jaarlijks te verwachten energie-opbrengst. Dit is gedaan met behulp van het simulatieprogramma SOMES met als input de instraling volgens het Test Reference Year voor De Bilt. De gekozen systeemparameters zijn te vinden in tabel II. Op deze wijze is als het ware een ontwerpberekening gemaakt van de energie-opbrengst van het systeem zonder gebruik te maken van resultaten uit de monitoring. De resultaten van deze berekeningen zijn in tabel III weergegeven.

Tabel II: Parameters gebruikt bij de SOMES-simulatie van het PV-geluidsscherm Meteodata:

TRY de Bilt

PV-array:

• 48,5 kWp vermogen. • De rendementscurve van de RSL50 modules van Shell Solar Energy is afgeleid met het twee-diode model toegepast op een flashtest IV-curve. • 50o tilt en 245o azimut: er wordt verondersteld dat de array een uniforme oriëntatie heeft over de gehele lengte van het systeem. • De temperatuur van de modules (op 3 meter hoogte) wordt bepaald met het Fuentes-model: INOCT=NOCT+18 0C (direct mount) met NOCT=44 0C (RSM40-modules, andere gegevens zijn niet beschikbaar). • Modellering van de instraling met een reflectie-model en een spectrale verlies-factor van 2%. • Overige systeem-verliezen: * vervuiling (2%), * mismatch (2%), * bekabeling (2%), * beveiligingselektronica (1%), totaal 7%. Ideaal, wegens gebrek aan informatie Rendementscurve van een SMA-WR-T 40 kW inverter volgens de brochure (η(100%Pnom)=93.5 %, η(25%Pnom)=91.5 %)

MPPT: Inverter:

20


We zien uit deze resultaten dat de berekende instraling op het zuidwestelijk georiënteerde arrayvlak slechts 4% lager is dan op het horizontale vlak. Wel ligt ze zo'n 15% lager dan de instraling die voor het TRY op een zuid-georiënteerd array met tilt 450 wordt verwacht3. Dit resultaat van SOMES komt daarmee iets ongunstiger uit dan de voorstudie voor het geluidsscherm [Schlangen et al, 1992], waarin werd voorspeld dat een array met 45o tilt en 245o azimut een 12% lagere instraling zou ontvangen dan een zuid-45 vlak. De netto-opbrengst die we op basis van de SOMES simulatie vinden, bedraagt ruim 33 MWh. Dit ligt aanzienlijk lager dan de opbrengstwaarde van 44 MWh die in een folder en in een persbericht wordt vermeld4 [Rijkswaterstaat et al, 1995; Trouw, 1995], maar die achteraf op een misverstand blijkt te berusten. Verderop zullen we de resultaten van de SOMES-simulatie vergelijken met de gerealiseerde resultaten over de periode oktober 1995 t/m september 1997. Tabel III:

Resultaten van de SOMES-simulatie van het PV-geluidsscherm (op basis TRY-jaar de Bilt).

Grootheid

Symbool

Waarde

Eenheid

Horizontale instraling (TRY)

EG

986

kWh/m2/jaar

Instraling in array-vlak

Ep

947

kWh/m2/jaar

Celoppervlak

A

402

m2

Ingestraalde energie op cellen

Ep,A

381

MWh/jaar

Energie geleverd door array

EA

36,2

MWh/jaar

Energie geleverd door Inverter

EFI

33,3

MWh/jaar

Gelijkstroomrendement

ηdc

9,3

%

Inverter-rendement

ηinv

92,4

%

Systeemrendement

ηsys

8,6

%

Performance Ratio

PR

0,73

-

3 4

We nemen dan een Tilt Ratio van 1.13 aan voor een zuid-45 vlak in het vrije veld. Berekend als 550 m2 x 80 kWh = 44.000 kWh [Rijkswaterstaat et al, 1995].

6. Resultaten na twee jaar systeembedrijf De monitoring van het systeem is, zoals gezegd, gestart op 21 juli 1995. Meting van de instraling op het arrayvlak vindt pas vanaf 6 oktober 1995 op betrouwbare wijze plaats. Bij het opstellen van jaaroverzichten van het systeembedrijf richten we ons daarom op de periode oktober 1995 t/m september 1997. Om veranderingen in het systeemgedrag over de periode van twee jaar te kunnen beoordelen maken we ook vergelijkingen tussen het gedrag in het eerste jaar (oktober 1995 t/m september 1996) en het tweede jaar (oktober 1996 t/m september 1997). 6.1

Beschikbaarheid en verwerking van data

In 17 van de 24 maanden is de beschikbaarheidsgraad van het monitoringsysteem MF groter dan 95% geweest (zie tabel 4). De gemiddelde beschikbaarheidsgraad van het monitoringsysteem is 92%. Voor maanden met data-uitval hebben we geen correctie voor data-uitval uitgevoerd op de data. Voor de analyse van de data hebben we alle data-records met een instraling in het arrayvlak Gref < 10 W/m2 weggefilterd. De gemeten instralingswaarden corrigeren we voor de temperatuurinvloed op de referentiecellen volgens [Baltus et al, 1997] met een temperatuurcoefficient voor de kortsluitstroom van 0,0007/C. De twee kWh-meters en de Solar Integrator zijn voortdurend in bedrijf geweest. In de periode dat referentiecel 2 uit het monitoringsysteem gehaald was om gecalibreerd te worden (14 tot 18 juli 1997) registreerde de Solar Integrator een meetsignaal 0. Bij de analyse verwaarlozen we deze onderbreking. De waarden van de kWh-meter die de energie aan het net levert en de Solar Integrator zijn achteraf geijkt aan data gemeten met het monitoringsysteem in periodes waarin de stand van de tellers is uitgelezen en het monitoringsysteem continu functioneerde. De kWh-meter is zo geijkt dat de energie geleverd aan het net geleverd plus het eigenverbruik (beide gemeten met de kWh-meters) gelijk is aan energie geleverd door de inverter (gemeten met het monitoringsysteem). 6.2

Instralingsgegevens

Een speciaal aspect van het PV array bij de A27 is de oriëntatie van het arrayvlak die vrij westelijk is (ZW tot ZZW). Dit betekent dat het arrayvlak minder instraling ontvangt dan een recht op het zuiden georiënteerd vlak.

22


Figuur 3 geeft de maandelijkse gemeten instralingswaarden (met het monitoringsysteem) in de periode oktober 1995 t/m september 1997 weer voor twee verschillende vlakken, namelijk een horizontaal vlak bij de Bilt en het arrayvlak bij het A27-systeem (tilt 50). Bovendien is de klimatologische normaalwaarde in de Bilt weergegeven. De waarden van het A27-systeem zijn niet gecorrigeerd voor uitval van het monitoringsysteem, omdat zo’n correctie een hoge onnauwkeurigheid zou hebben. We zien dat de horizontale instraling in de beschouwde periode niet sterk afweek van de normaalwaarden, met uitzondering van april en mei 1996 en augustus 1997. Op jaarbasis bedroeg de gemeten horizontale instraling in de Bilt in het eerste jaar 964 kWh/m2 en 978 kWh/m2 in het tweede jaar, terwijl de normaalwaarde 973 kWh/m2 bedraagt. De instraling gemeten met de referentiecellen in het arrayvlak bij de A27 bedroeg over het eerste jaar 758 en over het tweede jaar 698 kWh/m2. De lagere waarde in het tweede jaar wordt mede veroorzaakt door de lagere beschikbaarheidsgraad van het monitoringsysteem in met name de zomermaanden. [Alsema et al. 1996b] geven in (hun) figuur 4 de energieverdeling van de instraling het arrayvlak weer voor de periode oktober 1996 t/m september 1997. Het blijkt dat instralingswaarden boven de 950 W/m2 in het arrayvlak niet of nauwelijks voorkomen. Bovendien is de bijdrage van de lage instralingsklassen relatief groot door de minder gunstige oriëntatie van het arrayvlak. 180 H (klimaat), De Bilt

H, De Bilt

Hi (A27)

160

instraling (kWh/m2)

140 120 100 80 60 40 20 0 10

: 95

Figuur 3:

: 96

1

4

7

10

1

: 97

4

7

maand

Maandelijkse instraling H (in kWh/m2) op verschillende vlakken bij het A27 systeem. Ter referentie is tevens de klimatologische normaalwaarde voor de horizontale instraling weergegeven. (Data voor de horizontale instraling is afkomstig van [KNMI, 1995-1997]).

Tabel IV: Monitoringsresultaten voor de periode juli 1995- september 1997 ( NB: rendementen en PR-waarden vóór oktober 1995 zijn niet volledig betrouwbaar). Deze tabel bevat een aantal verschillen met tabel 4 in [Alsema et al, 1996]: Hier is de instraling gecorrigeerd voor de gewijzigde ijkfactor van de referentiecellen (zie hoofdstuk 3); in [Alsema et al 1996] waren voor juni 1996 de beschikbaarheids en monitoringsfactor van juni 1996 verwisseld, dat is hier gecorrigeerd; Tenslotte zijn iets andere selectiecriteria voor de datapunten gebruikt, wat kleine verschillen geeft in de BF en MF met tabel 4 in [Alsema et al 1996]. BF (-)

MF (-)

Href (kWh/m2)

EA (MWh)

EFI (MWh)

ηDC, 25 (%)

ηinv (%)

ηsys (%)

PR (-)

jul 1995 aug

1,00 1,00

0,34 0,78

52,1 107,60

2,02 4,24

1,90 3,97

10,7 10,7

93,5 93,6

9,1 9,2

0,75 0,76

sep

1,00

1,00

67,1

2,64

2,47

10,1

93,3

9,2

0,76

okt nov

1,00 0,53

1,00 0,85

66,4 11,9

2,37 0,38

2,22 0,35

9,1 7,7

93,9 93,5

8,3 7,5

0,69 0,62

dec

1,00

1,00

20,8

0,62

0,58

6,9

93,2

7,0

0,58

1,00

29,6

0,89

7,4

94,3

7,5

0,62

1,04

0,97

7,8

93,7

7,7

0,63

Maand

jan 1996

1,00

0,94

feb

1,00

1,00

31,7

mar

1,00

1,00

65,9

2,51

2,38

9,3

94,8

9,0

0,74

apr

1,00

1,00

110,00

4,42

4,17

10,3

94,4

9,4

0,78

1,00

92,4

3,44

10,1

93,7

9,3

0,77

1,23

1,15

9,8

93,7

9,0

0,74

mei

1,00

3,67

jun

0,50

0,80

31,9

jul

1,00

1,00

112,90

4,25

3,99

9,9

94,1

8,8

0,73

aug

1,00

1,00

98,3

3,63

3,39

9,7

93,3

8,6

0,71

1,00

85,7

2,93

9,4

94,1

8,5

0,71

sep

1,00

3,12


okt 1996

BF (-) 1,00

MF (-) 1,00

Href 2 (kWh/m 58,0 )

EA (MWh) 2,03

EFI (MWh) 1,91

ηDC, 25 (%) 8,8

ηinv (%) 94,2

ηsys (%) 8,2

PR (-) 0,68

nov

1,00

1,00

24,4

0,75

0,70

7,4

93,3

7,2

0,59

dec

1,00

1,00

20,1

0,59

0,56

6,8

93,8

6,8

0,57

0,94

26,4

0,76

7,2

94,6

7,2

0,59

0,79

0,74

7,5

93,2

7,3

0,60

Maand

jan 1997

1,00

0,81

feb

1,00

1,00

25,4

mar

0,84

1,00

63,2

1,96

1,81

7,8

92,2

7,1

0,59

apr

1,00

0,81

74,0

2,86

2,72

9,8

95,1

9,2

0,76

1,00

115,20

4,17

10,1

93,6

9,1

0,75

3,42

3,20

10,1

93,6

9,0

0,74

mei

1,00

4,46

jun

0,99

0,82

88,9

jul

1,00

0,87

102,40

3,90

3,65

10,0

93,7

8,9

0,74

aug

1,00

0,03

1,9

0,07

0,07

8,9

92,7

8,1

0,67

3,58

3,44

9,5

96,1

8,8

0,73

53,40

50,19

8,8

93,9

8,2

0,71

sep

1,00

0,99

97,4

2 jaar:

0,92

0,92

1455

okt 1995-sept 1997 BF = beschikbaarheidsgraad energiesysteem MF = beschikbaarheidsgraad monitoringsysteem Href = instraling in het arrayvlak tijdens beschikbaarheid PV-systeem en monitoringssysteem EA = energie geleverd door array EFI = energie geleverd door inverter ηDC, 25 = gelijkstroomrendement bij 25 C ηinv = inverterrendement ηsys = systeemrendement

Merk op dat de instraling in het arrayvlak berekend is over de perioden dat het PV-systeem en de monitoring in bedrijf waren. Dit heeft als gevolg dat de instraling in het arrayvlak in maanden waarin dat niet het geval was veel lager is dan de horizontale instraling. Vergelijking van de instraling in het arrayvlak met de horizontale instraling is dus alleen zinvol voor de overige maanden, waarin geldt dat zowel de beschikbaarheidsgraad van het monitoringsysteem MF=100% als de beschikbaarheidsgraad van het energiesysteem BF=100% zijn. De Solar Integrator is zowel op 6 oktober 1995 als op 1 oktober 1997 uitgelezen. Volgens deze meter is de cumulatieve instraling gemeten met referentiecel 2 (zonder temperatuurcorrectie) 1819 kWh/m2. Het monitoringsysteem heeft in dezelfde periode voor referentiecel 2 een cumulatieve instraling (zonder temperatuurcorrectie) van 1540 kWh/m2 geregistreerd. Onder verwaarlozing van de temperatuurcorrectie heeft het monitoringsysteem dus bij een beschikbaarheidsgraad van 0,92 84,6% van de beschikbare instraling geregistreerd. De maandelijkse, met het monitoringsysteem gemeten, instralingswaarden op het array voor 2 jaar staan ook in tabel IV. Deze waarden zijn niet gecorrigeerd voor uitval van data. De cumulatieve waarde over twee jaar is 1455 kWh/m2. Als we veronderstellen dat het monitoringsysteem 84,6% van de beschikbare instraling heeft geregistreerd, bedraagt de instraling in het arrayvlak na correctie voor uitval van het monitoringsysteem 1721 kWh/m2. In dezelfde periode is de horizontale instraling volgens het KNMI 1942 kWh/m2. De gemiddelde jaarlijkse tiltfactor RT*, gecorrigeerd voor uitval van het monitoringsysteem, bedraagt hiermee 0,89. Deze waarde is bepaald voor tilt 50 en azimut 245 met weglating van de gemeten instralingswaarden onder 10 W/m2 in het schuine vlak. 6.3

Opbrengsten en kentallen van het PV-systeem

Tabel IV toont de volgende maandelijkse kentallen: beschikbaarheidsgraad van het energiesysteem en het monitoringsysteem, instraling, energiestromen en de volgende maandelijkse energiekentallen: het rendement van het array (ηdc,25)), het rendement van de inverter (ηinv), het rendement van het totale systeem (ηsys) en de Performance Ratio (PR) gedrag in de hele periode (twee jaar) We zien dat de geregistreerde totale energie geleverd door de inverter in 2 jaar 50,2 MWh is. In deze periode is het eigenverbruik in de inverterruimte 3,2 MWh. In totaal is dus 47,0 MWh energie aan het net geleverd. De totale benutbare instraling over deze periode bedroeg 1455 kWh/m2 of 584 MWh gerekend over het totale celopppervlak van het array. Het gemiddelde systeemrendement na verrekening van het eigenverbruik bedraagt hiermee 8,0%. In [Alsema et al., 1996b] en in tabel 4 was het eigenverbruik niet verrekend bij de berekening van het systeemrendement. gedrag op jaarbasis De performance ratio is 0,72 voor het eerste jaar, 0,70 voor het tweede jaar en 0,71 voor de periode van twee jaar. Dit komt goed overeen met de waarde van 0,73 volgens SOMES (zie hoofdstuk 5). Het verschil in performance ratio tussen het eerste en tweede jaar bestuderen we aan de hand van het gedrag op maandbasis. In [Alsema et al 1996b] is berekend dat uitval van het PV-systeem gedurende het eerste jaar een opbrengstverlies van 12% van de jaaropbrengst heeft gekost. Door correctie van de systeemopbrengsten van de maanden maart en juni 1997 met de inverse van de


beschikbaarheidsfractie kan de grootte van de in het tweede jaar gemiste opbrengst worden benaderd. Dit geeft een waarde van 1,5% van de jaaropbrengst van het tweede jaar. Gedrag op maandbasis Figuur 4 toont voor het geluidsscherm langs de A27 de performance ratio op maandbasis. Het blijk dat in de maanden maart tot en met september de PR groter is dan 0,70 en in de overige maanden kleiner dan 0,70. In de winter zijn de conversieverliezen in de PV-modules en de inverter groter dan in de zomer door de lagere instraling; in het najaar zijn ze conversieverliezen in de PV-modules groter dan in het voorjaar door de hogere omgevingstemperatuur en daardoor hogere moduletemperatuur. Uit figuur 4 blijkt ook dat in het tweede jaar de PR op maandbasis lager is dan in de overeenkomstige maand uit het eerste jaar behalve in juli en september. De PR in juli en september 1996 is mogelijk lager dan in de overige maanden doordat de referentiecellen op 12 juli 1996 op 22 augustus 1996 zijn schoongemaakt. We hebben onderzocht of het verschil tussen jaar 1 en jaar 2 een gevolg is van het slechter functioneren van het systeem. Bij de beoordeling van de opbrengst van een systeem moet rekening worden gehouden met de afhankelijk van de instraling en omgevingstemperatuur. Volgens [Schreitmüller et al, 1998] kan de maandelijkse opbrengst van een netgekoppeld systeem zonder degradatie nauwkeurig (r2 < 0.99) worden weergegeven met de formule:

E FI = a 0 + a1 * Hi * ( 1 + a12 * Tam + a13 * Hi )

met

EFI H Tam a0, a1, a12, a13

(1)

= de energie geleverd door inverter; = de irradiantie in het array-vlak; = de gemiddelde omgevingstemperatuur; = coefficienten.

We hebben voor het geluidsscherm langs de A27 voor de maanden waarin de beschikbaarheidsgraad van het energiesysteem en het monitoringssysteem 100% is, formule 1 gefit aan maanddata van de gemeten energie geleverd door de inverter. De nauwkeurigheid < 0.99. Figuur 5 toont de van de fit is r2 = 0,999; deze waarde voldoet aan het criterium r2  gemeten en berekende waarden. Het blijkt dat de residuen (verschil van gemeten en berekende waarde) niet een trend vertonen. Hieruit concluderen we dat het verschil in performance ratio tussen eerste en tweede jaar niet te wijten is aan is degradatie van het systeem maar een gevolg is van de optredende instraling en temperatuur.

27

0.80 oktober '95 t/m september '96

Performance ratio

0.75

oktober '96 t/m september '97

0.70

0.65

0.60

0.55 Okt

Nov

Dec

Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Aug

Sep

Maand

Figuur 4: De opbrengstfactor ofwel performance ratio (PR) op maandbasis van het PVgeluidsscherm in de periode oktober 1995 tot en met september 1997.


3 measured calculated

2

1

0 '95 Okt Nov Dec '96 Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec '97 Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Aug Sep

monthly inverter output energy (kWh/(kWp*day))

inverter output energy

month

0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 -0.02 -0.04 -0.06 '95 Okt Nov Dec '96 Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec '97 Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Aug Sep

residual (kWh/(kWp*d))

Residual inverter output energy

month

Figuur 5: (a) De gemeten energie geleverd door de inverter en de waarde berekend volgens formule (1). (b) Het residu van de gemeten en de berekende energie geleverd door de inverter. In de berekening zijn alleen de maanden waarin de beschikb aarheid van de datamonitoring en het systeem 100% waren gebruikt.

29

6.4

Functioneren van afzonderlijke componenten

Het functioneren van de afzonderlijke componenten van oktober ‘95 tot september ‘96 is gedetailleerd geanalyseerd door [Alsema et al, 1996b]. Hier presenteren we de belangrijkste conclusies. De maandelijkse DC-rendementen van de afzonderlijke sub-arrays zijn niet gelijk maar verschillen in het algemeen maximaal minder dan 1% absoluut. Deze verschillen lijken gedeeltelijk te verklaren uit het verschil in kabelverliezen per subarray door variaties in kabellengte en kabeldikte. Met name voor sub-array 4 treedt een extra teruggang in het maandelijkse DC-rendement op in de periode oktober t/m februari, waarschijnlijk door beschaduwing door een richtingbord (zie Figuur 6) dat boven de weg hangt en door een nabijgelegen kantoorflat (zie Figuur 1). Vooral bij lage zonnestanden in de winter werpt het bord zijn schaduw op subarray 4 en waarschijnlijk ook op subarray 5. De schaduwwerking van de richtingborden treedt vermoedelijk over een langere periode op en zou deels verantwoordelijk kunnen zijn voor de algehele efficiencyvermindering van subarray 4 van november t/m februari. Het precieze effect van de beschaduwing zou verder onderzocht moeten worden. Overigens functioneert sub-array 4 ook buiten de winter slechter dan de overige subarrays. [Reinders 1998] noemt een afwijkend modulevermogen als mogelijke oorzaak voor dit verschil. Zo'n verschil is alleen waarschijnlijk als de modules van sub-array 4 uit een andere productieserie afkomstig zijn dan de modules van de andere sub-arrays Modelberekeningen suggereren dat het verschil in instraling tussen de meest extreme schermdelen op jaarbasis ruim 5% kan bedragen. Echter, over de periode oktober ‘95 t/m maart ‘96 bedraagt het verschil in instraling tussen referentiecel #1 en referentiecel #2 maar liefst 16%. Dit kan mogelijk verklaard worden doordat referentiecel #1 een deel van het op referentiecel #2 vallende licht afschermt. Verder speelt degradatie van cel #2 mogelijk een rol (zie paragraaf6.8). 6.5

Eigenverbruik

Het PV-systeem heeft een eigenverbruik van elektriciteit voor verwarming, verlichting, etc. in de inverterruimte. In het eerste jaar bedroeg dit eigenverbruik 2,1 MWh, wat overkomt met zo’n 8% van de opgewekte energie geleverd door de inverter in deze periode (volgens het monitoringsysteem). Vooral sinds de storing in de inverter in november ‘95, waarna men een extra verwarmingselement heeft geïnstalleerd, is het eigenverbruik sterk opgelopen tot ca. 400 kWh/maand in de winter ‘95/’96. Een zorgvuldiger afstelling van de thermostaat in de zomer van ‘96 heeft ervoor gezorgd dat in het tweede jaar het eigenverbruik is afgenomen tot 1,1 MWh of zo’n 5% van de energie geleverd door de inverter. Dit is nog steeds een aanzienlijke waarde en moet een punt van aandacht zijn bij het ontwerpen van inverters.


Figuur 6:

6.6

Subarray 4 op 30 januari 1996 ca 15 uur. Op deze foto is duidelijk te zien dat het subarray beschaduwd wordt door het verkeersbord.

Temperatuurgedrag van de modules

De opbrengst van een PV-array hangt af van de temperatuur van de modules. Als de modules vrijstaand zijn opgesteld kan bij hoge instraling de module zo’n 30 °C warmer worden dan de omgeving. Hier onderzoeken we het temperatuurgedrag van het PV-array bij de A27. Deze modules zijn aan de achterzijde voorzien metaalplaten die zich op een afstand van circa tien centimeter van de modules bevinden. We veronderstellen een lineair verband tussen de moduletemperatuur, gerelateerd aan de omgevingstemperatuur, en de instraling (zie ook [Green, 1986]):

TM - T am = k * G ref + T 0 met

TM Tam Gref k To

(2)

= gemiddelde moduletemperatuur (°C); = omgevingstemperatuur (°C); = gemiddelde instraling in het array-vlak (W/m2); = temperatuurcoefficient (°C.m2/W); = temperatuurverschil bij instraling 0 W/m2.

Figuur 7 toont een grafiek met 10-minuten data uit twee jaar systeembedrijf met daarin het verschil van moduletemperatuur en omgevingstemperatuur als functie van de instraling. Een eerste-orde fit aan deze data geeft de waarden k = 0,034 °C.m2/W en T0 = -2,4 °C. De waarde voor k is iets hoger dan de waarde van 0,03 °C.m2/W voor vrijstaande modules. De negatieve waarde van T0 duidt erop dat volgens de meting ook als er geen licht op de modules valt de omgeving en modules niet even warm zijn. Analyse van de data toont dat bij lage instraling (Gref < 30 W/m2) de omgevingstemperatuur gemiddeld 2,0 ± 0,6 °C hoger is dan 31

moduletemperatuur 1 en moduletemperatuur 1 gemiddeld 0,7 ± 0,2 °C hoger dan moduletemperatuur 2. Omdat deze verschillen nauwelijks variëren met de omgevingstemperatuur zijn ze mogelijk te wijten aan een offset in de meting van de omgevingstemperatuur en hebben ze niet een fysische oorzaak (bv. verschil in opwarming van de temperatuursensoren door verkeer). Overigens dient het volgende te worden opgemerkt: De moduletemperatuur is ook afhankelijk van de windsnelheid. Doordat deze relatie niet expliciet is opgenomen in vergelijking (2) betekent dit dat de k-waarde afhankelijk is van het windregiem. De gevonden waarde is dus niet automatisch overdraagbaar naar een locatie met een ander windklimaat zoals bijvoorbeeld vlak aan de kust. In [Fuentes, 1987] wordt een relatie voorgesteld waarin de windsnelheid wel expliciet verdisconteerd is. Het temperatuurgedrag van de combinatie van module en bevestigingstechniek kan dan gekarakteriseerd worden met de grootheid "Installed Nominal Operating Conditions Temperature" die onafhankelijk van het windklimaat is. Bepaling van deze grootheid vereist echter wel de aanwezigheid van een windsnelheidsmeter bij de meetopstelling.

Figuur 7: Het verschil tussen moduletemperatuur en omgevingstemperatuur als functie van de instraling voor meetpunten met een 10-minutentijdstap. De moduletemperatuur is het gemiddelde van de temperaturen gemeten bij de twee modules met temperatuursensor in subarray 5 (Beide oriëntatie 2500). De instraling is bepaald met referentiecel 1 (onbeschaduwd en met oriëntatie 2520). De rechte lijn geeft de gefitte lineaire functie aan.


6.7

Temperatuurverliezen

Door de hogere moduletemperaturen ten opzichte van de nominale moduletemperatuur van 25 °C bij Standaard Test Condities STC, is de opbrengst van het array lager dan hij bij bedrijf op 25 °C zou zijn. Dit energieverlies Everlies, TM (kWh) bepalen we op maandbasis en jaarbasis met de volgende formule: E verlies,`TM =Σβ MPP * (TM- TSTC) * P A met

MPP  TSTC TM PA

(3)

= temperatuurcoefficient voor het vermogen van de modules (hier: -0,45%/°C); = sommatie gebeurt over de gemeten data; = moduletemperatuur bij STC (25 °C); = gemeten moduletemperatuur (°C); = gemeten arrayvermogen (kWh).

Figuur 7 toont de maandelijkse resultaten als percentage van de nominale energie geleverd door het array Enom. Deze is gedefinieerd als: E nom = H ref * η STC * A array met stc = de cell-efficiency bij STC; Aarray = het totale celoppervlak van het array.

(4)

Enom geeft de energie die het PV-array zou produceren als het bij elke instralingswaarde met STC-efficiency zou werken. Het jaarlijkse verlies door verhoogde moduletemperaturen is 2% met betrekking tot Enom. In [Betcke et al 2002] wordt, op basis van simulatie met SOMES, voor twee vrijstaande PV-systemen temperatuurverliezen berekend van respectievelijk 0% en 0,6%. In [van Schalkwijk et al, 1995] worden temperatuurverliezen ter waarde van respectievelijk 0,4% en -0,7% gevonden. In [Boumans en van der Weiden, 1995] wordt een veel hoger temperatuurverlies van 5% voor een vrijstaand systeem genoemd, maar dit wordt niet verantwoord. We concluderen dat de extra temperatuurverliezen door de bij het A27-systeem toegepaste manier van opstellen 1 tot 2 % bedragen.

33

6

4

Everlies, TM (%)

2

0 okt

nov

dec

jan

feb

mar

apr

mei

jun

jul

aug

sep

jaar

-2

-4

-6 maand

Figuur 8:

6.8

Het energieverlies Everlies, TM ten gevolge van bedrijf van de modules bij moduletemperaturen ongelijk aan 25 0C, relatief ten opzichte van de norminale opbrengst bij 25 0C, in het eerste jaar.

IJking referentiecellen en modules

De in dit onderzoek gebruikte referentiecellen en de modules zijn oorspronkelijk in 1995 door Shell Solar geijkt volgens de ESTEC standaard. De onnauwkeurigheid van de ijking volgens deze standaard is 3%. De JRC/ESTI standaard is in Europa de algemene standaard voor de ijking van referentiecellen voor de monitoring van PV-systemen geworden. Vergelijking van beide standaarden liet een verschillen van ca. 2% zien. Verder zijn de JRC/ESTI standaarden in 1997 met 3% verlaagd [Ossenbrink 1997]. Netto heeft dit tot effect dat de oorspronkelijke ijkfactor van de referentiecellen bij met ca. 7% verlaagd moest worden [van Zolingen, 2001]. Dit betekent dat de waardes van de instralingsmetingen met 7% moest worden verhoogd en de STC-vermogens van de modules met 7% verlaagd. Dat is in dit rapport gedaan, waardoor waardes voor vermogen, instraling en efficiency afwijken van eerder gepresenteerde waardes in [Alsema et al 1996a] en [Alsema et al 1996b]. Verder is gebleken dat de lichtdoorlatendheid van het glas en de kortsluitstroom van de referentiecellen niet stabiel waren [van Zolingen, 2001]. In november 1997 zijn de referentiecellen van het A27 opnieuw geijkt bij het ECN volgens de PTB standaard. Hierbij zijn aanzienlijke verschillen met de oorspronkelijke ijkwaardes gevonden. Voor cel #1 bleek de door ECN gemeten ijkfactor 12% lager te liggen dan de oorspronkelijke Shell ijkfactor, voor cel #2 bleek de door ECN gemeten ijkfactor 8% lager te liggen dan de oorspronkelijke Shell ijkfactor [Bultman, 1997]. Voor cel #2 komt het gevonden verschil goed overeen met de door Shell genoemde bijstelling van de ijkfactor.


Voor cel #1 is deze overeenkomst minder goed. Mogelijk is hier sprake van degradatie. Het is niet duidelijk waarom de ene cel meer degradeert dan de andere. Overigens dient te worden opgemerkt dat eerder gepubliceerde monitoringsresultaten van andere projecten dienen te worden gecorrigeerd voor de bijgestelde ijkfactor. 6.9

Vervuiling van de modules

Het PV-geluidsscherm staat langs een drukke snelweg. De invloed van vervuiling van de modules door stof en uitlaatgassen kan relatief groot zijn. Dit is onderzocht door de twee referentiecellen te karakteriseren voor en na reinigen. Hiertoe zijn de referentiecellen van 14 - 18 juli ‘97 uit het monitoringsysteem gehaald. ECN heeft de elektrische eigenschappen van de twee referentiecellen bij STC-condities bepaald in een zonsimulator [Bultman 1997a]. Na meting van de kortsluitstroom van de cellen zijn ze grondig gereinigd met water en zeep en is de kortsluitstroom opnieuw gemeten. Het bleek dat na reiniging de kortsluitstroom van referentiecel #1 met 4,5% was toegenomen en van referentiecel #2 met 6,6% [Bultman 1997b]: de gemiddelde waarde voor de toename bedraagt 5,5%. Als we aannemen dat de twee referentiecellen en de modules van het PV-geluidsscherm in vergelijkbare mate zijn blootgesteld aan vervuiling en aan reiniging door regen, geldt dat in dezelfde periode door vervuiling de opbrengst van de modules 5,5% lager is dan in schone toestand. Het is mogelijk dat de modules sterker vervuild zijn dan de referentiecellen omdat ze lager bij de grond geplaatst zijn: in dat geval zou vervuiling de opbrengst van de modules sterker beïnvloeden. Het is niet goed bekend hoe vervuiling van modules zich in de loop van de tijd opbouwt. Voor PV-systemen op daken van huizen in Nederland zou gelden dat door vervuiling met stof de opbrengst van schone modules in korte tijd met 1% afneemt, waarna de afname door vervuiling en schoonmaken dynamisch varieert rond een evenwichtswaarde van 1,5% [van Zolingen 1997]. Het is goed mogelijk dat langs de snelweg de harde vervuilingslaag dikker is ten gevolge van vervuiling door het verkeer. Een waarde van 5,5 ± 0,5% zou dan een mogelijke evenwichtswaarde voor afname van de opbrengst door vervuiling kunnen zijn en daarmee het opbrengstverlies van het PV-array bij de A27 door vervuiling. Omdat de vervuiling een vergelijkbare invloed heeft op de gemeten instraling als op de gemeten opbrengst is de invloed op de opbrengstfactor waarschijnlijk verwaarloosbaar. 6.10

Vergelijking ontwerpopbrengst en werkelijke opbrengst

In hoofdstuk 5 is een opbrengstberekening van het A27 systeem gemaakt. De resultaten daarvan zijn gepresenteerd in Tabel III. In dit hoofdstuk geeft Tabel IV de resultaten van twee jaar monitoring aan het PV-systeem. Vergelijking van de beide tabellen laat zien dat gemeten gelijkstroomrendement, inverterrendement, systeemrendement en performance ratio redelijk tot goed overeenstemmen met de voorspelde waardes, maar dat de gemeten instraling in het schuine vlak (Href) , de door het array geleverde energie (EA), en de door de inverter geleverde energie (EFI) 20 tot 30% onder de berekende waarde liggen. Door uitval van het monitoringssysteem en het PV-systeem, verschillen tussen het Test Reference Year en de monitoringsperiode en vervuiling van de modules zijn de waardes niet direct te vergelijken. Om zo'n vergelijking wel mogelijk te maken hebben we de gemeten waardes gecorrigeerd voor deze effecten. 35

In Tabel V zijn de correcties op de instraling weergegeven. Allereerst is per maand gecorrigeerd voor uitval van het meetsysteem door de gemeten waarde te delen door de monitoringsfractie. In juni 1996 en august 1997 gaf dit echter een onwaarschijnlijk lage waarde en is de waarde van de corresponderende maand van het andere jaar gebruikt. Vervolgens is gecorrigeerd voor het verschil in horizontale instraling tussen het Test Reference Year en de jaren van de monitoringsperiode. Ten slotte is een correctie van 5,5 % voor de vervuiling toegepast. Na deze correcties zijn de verschillen tussen gemeten en berekende instraling 3% voor jaar 1 en 4% voor jaar 2. Dit resterende verschil is te verklaren door de onnauwkeurigheid van de correcties (niet-lineaire effecten), mogelijke beschaduwing van referentiecel #2 en de ijknauwkeurigheid van de referentiecel (3%). De door het array en de inverter geleverde energie zijn vergelijkbaar te maken met de voorspelde waarde door dezelfde correctie als voor de instraling toe te passen. Dit leidt tot de gecorrigeerde waardes die te zien zijn in Tabel VI. Deze tabel laat zien dat na correctie het verschil tussen de gemeten en berekende array energie (EA) gereduceerd is tot 6% voor jaar 1en 9% voor jaar 2. Het verschil tussen berekende en gemeten inverterenergie (EFI) wordt door de correctie gereduceerd tot 8% voor jaar 1 en 7% voor jaar 2. Mogelijke verklaringen voor het resterende verschil zijn de onnauwkeurigheid van de correcties (niet-lineaire effecten), beschaduwing van het array, mismatch door verschillen in instraling door kromming van het array. We concluderen dat met SOMES een goede schatting van het functioneren onder ideale omstandigheden is gegeven. Tabel V:

Correcties op de gemeten jaarlijkse instralings om voorspelling en meting vergelijkbaar te maken. De horizontale instraling is die gemeten bij het KNMI in de Bilt [KNMI 1995-1997]. jaar

berekening SOMES meting ongecorrigeerd meting na correctie MF meting na correctie verschil met TRY

array instraling (kWh/m2) 947 758 698 845 827 864

tiltfactor

TRY jr1 jr2 jr1 jr2 jr1

Horizontale Instraling (kWh/m2) 986 964 980 964 980 986

jr2 jr1 jr2

986 986 986

862 915 913

0.87 0.93 0.93

meting na correctie vervuiling Tabel VI:

0.96 0.79 0.71 0.88 0.84 0.88

Correcties op de door het array geleverde energie.

berekening met SOMES meting ongecorrigeerd meting na correctie

jaar

Energie array (EA) (MWh) 36,2

Energie geleverd door inverter (EFI) (MWh) 33,3

ratio EFI meting/ berekening 1

TRY jr1 jr2 jr1 jr2

28,2 25,2 34,0 32,9

25.5 23.7 30,8 31,0

0,76 0,71 0,92 0,93


6.11

Invloed van de oriëntatie op de instraling in het schuine vlak

De oriëntatie van het array van het PV-systeem langs de A27 wijkt aanzienlijk af van de optimale tilt en oriëntatie van respectievelijk 1800 en 360. We kunnen een schatting maken van het verlies dat hierdoor optreedt door een vergelijking te maken met de instraling zoals die gemeten is op het schuine vlak van het PBB-systeem van de Universiteit Utrecht, dat op ca 1 km afstand ligt. Tabel VII laat de instraling zien in respectievelijk het horizontale vlak, het arrayvlak van het A27 systeem en het arrayvlak van het PBB-systeem zoals gemeten in 1996 met een referentiecel. Allereerst laat de tabel zien dat de verschillen in horizontale instraling tussen het PBB-systeem en de Bilt te verwaarlozen zijn, waardoor ook de instraling in het arrayvlak te vergelijken is. Ten tweede laat de tabel zien dat de instraling in het arrayvlak van het A27 systeem 82% van de instraling in het arrayvlak van het PBB-systeem bedraagt. Tabel VII:

De instraling in het horizontale gemeten met een pyranometer en in het schuine vlak gemeten met een referentiecel in 1996. De waarden van het A27 systeem zijn per maand gecorrigeerd voor datauitval en vervuiling van de referentiecellen. Overigens is de met een referentiecel gemeten instraling niet direct te vergelijken met de instraling zoals gemeten met een pyranometer. Dit is het gevolg van de spectrale gevoeligheid van de referentiecel en de reflecties die optreden aan het oppervlak.

Meetlokatie

vlak

meetinstrument

KNMI, de Bilt

horizontaal

pyranometer

jaarlijkse instraling (kWh/m2) 951

PBB-systeem, Utrecht A27-systeem, de Bilt (1996)

horizontaal

pyranometer

953

1

tilt 50°, oriëntatie 245°

886

0,93

PBB-systeem, Utrecht (1996)

tilt 45°, oriëntatie 179°

referentiecel (monokristallijn, gemiddelde van beide cellen) referentiecel (polykristallijn)

1080

1,13

37

tilt factor 1

7. Ontwikkeling van een performance indicator voor beheer 7.1 Inleiding Voor beheer van het systeem langs de A27 zou een automatische signalering van systeemdefecten praktisch zijn. Tijdens de monitoring van het systeem van augustus ‘95 t/m september ‘97 is het functioneren van het systeem handmatig gecontroleerd door: 1) On-line controle van momentane meetsignalen In het algemeen is een keer per week of vaker via de modemverbinding ingelogd op de datalogger, waarbij is gecontroleerd of zinnige waarden gemeten werden. De waarden van gelijksoortige variabelen zijn onderling vergeleken (de omgevingstemperatuur met de twee moduletemperaturen; de stromen, spanningen en energieopbrengst van de zes subarrays) en er is gecontroleerd of bij voldoende instraling de inverter energie leverde. 2) Controle van de datafiles Eens per week zijn de data opgehaald en opgeslagen in een file. Na het ophalen is gecontroleerd of elke tien minuten een datarecord geregistreerd was en of het aantal samples per record correct was. 3) Analyse van de opgehaalde data Tenminste een keer per maand zijn opgehaalde data geanalyseerd. Hiertoe zijn diverse kentallen die genoemd worden in de aanbevelingen van de Nederlandse werkgroep PV-monitoring [Baltus et al, 1997] voor het energiesysteem als geheel en voor de afzonderlijke subarrays. Maandelijkse overzichten hiervan zijn opgestuurd naar Remu. Bovendien is voor sommige dagen het gedrag van de subarrays onderling vergeleken in grafieken met 10-minuten data van de stroomsterkte per subarray als functie van de tijd. Deze analyses zijn niet voor alle dagen gemaakt. Bij deze analyses zijn de volgende typen afwijkingen in het functioneren van het systeem waargenomen (met tussen haakjes de dagen waarop het defect begon en verholpen was):  uitval van de inverter door een defect in de inverter (31/10/95 tot 16/11/95; 2/6/96 tot 17/6/96) of door handmatig uitschakelen van de inverter (4/3/97 tot 9/3/97);  beschaduwing van een of meer van de subarrays (in ieder geval waargenomen in december ‘95). Bij de monitoring zijn de volgende typen fouten opgetreden:  ontbreken van records, waarschijnlijk ten gevolge van storingen op het net;  aantal samples per record was niet correct;  verlies van data door een stroomstoring bij het ophalen van data of door defecten in de datalogger. Automatische signalering moet in ieder geval de geconstateerde defecten detecteren onder in achtneming van de fouten in de monitoring. 7.2

Indicatoren voor het beheer van het A27 systeem

Bij beheer gaat het erom om verlaging van de opbrengst van het systeem door defecten te onderscheiden van variaties in de opbrengst ten gevolge van het weer (instraling en temperatuur). Voor een indicator voor beheer gelden de volgende eisen. Hij moet automatisch (dat wil zeggen zonder handwerk) te bepalen zijn, hij moet een defect binnen enkele dagen kunnen constateren, en hij moet geen (of nauwelijks) valse meldingen geven.


Bij het PV-geluidsscherm is de lange-termijn opbrengst van de verschillende subarrays afhankelijk van de instraling en moduletemperatuur van het subarray (die afhangen van de oriëntatie van het subarray) en van de interactie tussen de subarrays die in een gemeenschappelijk MPP worden bedreven. De opbrengst van de subarrays varieert op korte termijn ten opzichte van elkaar door fluctuaties in de instraling en omgevingstemperatuur en door interactie tussen de subarrays. Om de korte-termijn variaties in het functioneren van het systeem en de subarrays uit te schakelen berekenen we voor beheer indicatoren op dagbasis. Voor dit systeem stellen we de volgende indicatoren op dagbasis voor: 1) De performance ratio PR van het systeem, gedefinieerd als [Baltus et al, 1997]:

PR =

met

EFI Href PSTC

EFI *(1000 W/m 2 ) H ref *PSTC

(1) 5

= de dagelijkse energie geleverd door de inverter (kWh); = de dagelijkse instralingsenergiedichtheid (gemiddeld over de twee referentiecellen) (Wh/m2); = het geinstalleerd vermogen van het array onder STC (piekvermogen).

2) De array ratio per subarray: met

i EA, i Hi PSTC, i

= het nummer van het subarray; = de dagelijkse energie geleverd door subarray i (kWh); = de dagelijkse instralingsenergiedichtheid op subarray i (interpolatie over de twee referentiecellen) (Wh/m2); = het geinstalleerd vermogen van subarray i onder STC (kWp).

ARi =

EA, i *(1000 W/m 2) Hi P * STC, i

(1) 6

De performance ratio test of het PV-systeem levert bij voldoende instraling. Met de array ratio kan het functioneren van elk subarray gecorrigeerd voor de instraling die op het array valt bepaald worden. 7.3

Analyse van de twee jaar data met de indicatoren voor beheer

Om de bruikbaarheid van de voorgestelde indicatoren gebruiken we om het functioneren van het systeem langs de A27 in de periode 7 oktober ‘95 t/m september ‘97 te beoordelen. Hiertoe hebben we uit de 10-minuten data in deze periode de PR van het systeem en AR van de subarrays op dagbasis berekend. Dagen waarop 1 of meer datarecords ontbreken laten we in deze berekeningen buiten beschouwing. Voor 634 van de in totaal 725 dagen (87%) berekenen we een waarde voor de indicatoren.

39

Performance ratio Figuur 8 toont de performance ratio als functie van de dagelijkse instraling op het array-vlak (gemiddelde waarde voor de twee referentiecellen) voor de hele periode. Het blijkt dat de waarden in het algemeen op een band liggen met een verticale breedte van 0,15. De band bevat de waarden die voorkomen bij correcte werking van de inverter. De breedte in de band is de variatie in de performance ratio ten gevolge van variaties op dagbasis in de instraling en in het moduleopbrengst. Daarnaast zijn er punten die onder deze band liggen. Deze punten komen overeen met dagen uit elk van de drie periodes waarop al eerder geconstateerd was dat de inverter defect of handmatig uitgeschakeld was. Daarnaast liggen er drie punten onder de band die overeenkomen met dagen waarop voor zover bekend de inverter correct functioneerde (19 en 20 februari 1996 en 23 mei 1997): op die dagen zou de melding van de indicator dus vals zijn. Merk op dat de PR negatief kan worden als de inverter uitstaat of de meetsensor van de inverter is losgekoppeld. 1.0 0.8 0.6 0.4

PR

0.2 0.0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

-0.2 -0.4 -0.6 -0.8 -1.0 Href (Wh/m2)

Figuur 9:

Dagwaarden van de performance ratio als functie van de instraling in het array-vlak voor oktober 1995 tot en met september 1997. Dagen waarvoor uit eerder analyses al gebleken was dat de inverter defect of uitgeschakeld was zijn apart aangegeven (vierkanten). daarnaast liggen er drie punten onder de band (driehoeken), die corresponderen met dagen waarop, zover bekend, de inverter correct functioneerde.


Array ratio Figuur 9 toont voor subarray 6 de array ratio als functie van de dagelijkse instraling op het array-vlak voor (gemiddelde waarde voor de twee referentiecellen) voor de hele periode. Ook hier ligt een deel van de waarden in een band en deel eronder. Op analoge wijze als bij de performance ratio interpreteren we de punten in de band als een goed werkend subarray en de losse punten als een defect. De losse punten komen overeen met 1) dagen waarop met de test op PR al geconstateerd was dat de inverter niet goed werkt; 2) dagen in de winter met hoge instraling; 3) een dag in de zomer (27/8/96). We hebben enkele van de winterdagen met hoge instraling waarop de array ratio van subarray 6 naar verhouding te laag nader geanalyseerd: op de geanalyseerde dagen wordt de opbrengst van een of meer subarrays beinvloed door beschaduwing (zie [Alsema et al 1996b]). Het is goed mogelijk dat dit ook voor de nietgeanalyseerde dagen in winter met hoge instraling geldt. Voor het afwijkend gedrag op 27/8/96 hebben we geen verklaring gevonden. Voor subarray 4 is dezelfde plot gemaakt (Figuur 11). De data liggen op een band die een lager maximum heeft dan subarray 6. Dit is in overeenstemming met eerdere observaties dat subarray 4 het minder goed doet dan subarray 6. De losse punten komen overeen met dezelfde dagen waarop ook met de analyse van subarray 6 al defecten geconstateerd waren. Bovendien zijn er extra losse punten die alle in de periode 15 oktober tot 15 februari liggen. Aangezien subarray 4 direct beschaduwd kan worden door het VSB-gebouw, is subarray 4 gevoeliger voor schaduw dan subarray 6. We concluderen dat de test op performance ratio en array ratio per subarray in principe bruikbaar zijn als indicatoren voor het vaststellen van defecten. Het is mogelijk om deze indicatoren op eenvoudige wijze te implementeren in het huidige monitoringsysteem, zodat de beheerder een melding krijgt gegeven van de geconstateerde fout.

41

1.0 0.9 0.8

AR subarray 6

0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2

Href (W/m )

Figuur 10: Dagwaarden van de array ratio van subarray 6 als functie van de instraling in het array-vlak voor oktober 1995 tot en met september 1997. Dagen waarvoor de test op de performance ratio al afwijkend gedrag had gesignaleerd zijn apart aangegeven (grijze vierkanten). Punten onder de band corresponderen met winterdagen met een hoge instraling (driehoeken). 0.9 0.8 0.7

AR subarray 4

0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Href (W/m2)

Figuur 11: Dagwaarden van de array ratio van subarray 4 als functie van de instraling in het array-vlak voor oktober 1995 t/m september 1997. Dagen die de test op de performance ratio al als afwijkend had aangewezen zijn apart aangegeven (grijze vierkanten). Winterdagen met hoge instraling die onder de band liggen en die al gesignaleerd waren met de test op de array ratio van subarray 6 zijn ook apart aangegeven (driehoeken). Winterdagen met hoge instraling die onder de band liggen en alleen met de test op de array ratio van subarray 4 zijn gesignaleerd, zijn ook apart aangegeven (kruizen).


43

8. Conclusies en aanbevelingen In de periode oktober 1995 tot en met september 1997 het PV-systeem op het geluidsscherm langs de A27 bij de Bilt 50,2 MWh aan energie aan het openbare net geleverd. Hierbij bedroeg het systeemrendement 8,2% en de opbrengstfactor 0,71. Over deze periode was het systeem 92% van de tijd beschikbaar. In totaal hebben er zich vier storingen aan het PV-systeem voorgedaan. Twee storingen gedurende het eerste jaar hebben een opbrengstverlies van ca 12% van de jaaropbrengst veroorzaakt. Twee storingen gedurende het tweede jaar hebben een opbrengstverlies van ca. anderhalf procent van de jaaropbrengst veroorzaakt. Geen van de storingen was het gevolg van technische onvolkomenheden aan het systeem. Op grond van de monitoring over de onderzochte periode van twee jaar kan worden gesteld dat het PV-systeem geplaatst op een geluidsscherm langs de A27, gedurende normaal systeembedrijf, goed gefunctioneerd heeft en voldoet aan de verwachtingen die er, realistisch gesproken, van verwacht mogen worden. Het subarray vier functioneert gedurende het hele jaar beduidend minder dan de overige vijf subarrays. In de winter is dit te wijten aan beschaduwing door een verkeersbord en een nabijgelegen kantoortoren. Het exacte effect van de beschaduwing dient verder onderzocht te worden. Een mogelijke oorzaak voor het verschil in de overige maanden zou een afwijkend gemiddeld modulevermogen in subarray vier kunnen zijn. Gedurende het eerste jaar is 8% van de door de inverter geleverde energie gebruikt voor verwarming van de inverterruimte. Door een zorgvuldigere thermosstaat afstelling is dit in het tweede jaar verminderd tot 5%. Dit is echter nog steeds een aanzienlijke waarde en dient punt van aandacht te zijn bij toekomstige ontwerpen. De PV modules van het A27 systeem zijn aan de achterzijde afgedekt met metaalplaten. Dit geeft een kleine, maar niet verwaarloosbare vergroting van de temperatuurverliezen van 1% tot 2 % ten opzichte van een geheel vrije opstelling. Na de monitoringsperiode is de ijkfactor van de referentiecellen met 7% bijgesteld De meetresultaten en kentallen in dit rapport zijn daarvoor gecorrigeerd. Verder is duidelijk geworden dat referentiecellen gevoelig zijn voor degradatie en is de operationele onnauwkeurigheid bijgesteld tot 10%. Dit maakt de referentiecel ongeschikt voor nauwkeurige instralingsmetingen. Instralingsonderzoek dient daarom met pyranometers te gebeuren. Door de emissies van het verkeer langs de het PV-geluidsscherm raken de modules sterker verontreinigd dan bij andere toepassingen. Om dit effect te onderzoeken zijn de elektrische eigenschappen van de bij het A27 systeem gebruikte referentiecellen in een zonnesimulator voor en na schoonmaken onderzocht. Dit liet zien dat de vervuiling, gemiddeld over de twee cellen 5,5%, van de instraling afschermt. Voor de modules liggen deze waarden mogelijk nog hoger. De sterk westelijke oriëntatie van het arrayvlak veroorzaakt een instralingverlies van ca 18% ten opzichte van een optimale oriëntatie.


De prestaties van het systeem waren berekend met het simulatieprogramma SOMES 3.2. Het berekende gelijkstroomrendement, inverterrendement, systeemrendement en performance ratio kwamen goed overeen met de resultaten van de monitoring. De gemonitorde instraling in het arrayvlak, de DC-energie en de aan het net geleverde energie lagen 20% tot 30% onder de gesimuleerde waarde. Dit verschil was echter goed te verklaren uit monitoring- en systeemuitval, verschillen in instraling tussen het voor de simulatie gebruikte Test Reference Year en de monitoringsperiode, vervuiling van de modules en beschaduwing. Er is een eenvoudige methode voor beheersmonitoring ontwikkeld waarbij dagelijks bepaalde waarden van de performance ratio en van de (sub) array ratio's als indicatoren voor het correct functioneren van het PV-systeem gebruikt worden. We concluderen dat deze methode in principe geschikt is om vroegtijdig fouten op te sporen. Op grond van de monitoring over de onderzochte periode van twee jaar kan worden gesteld dat het PV-systeem geplaatst op een geluidsscherm langs de A27, gedurende normaal systeembedrijf, goed gefunctioneerd heeft en voldoet aan de verwachtingen die er, realistisch gesproken, van verwacht mogen worden.

45

9. Literatuur Alsema et al 1996a

Alsema, E.A., A.H.M.E. Reinders, E.A. Sjerps-Koomen. Opbrengstgegevens van het PV geluidsscherm langs de A27 Monitoringperiode: juli '95 - maart '96. Rapport 96020. Vakgroep Natuurwetenschap en Samenleving, Universiteit Utrecht, Utrecht, 1996.

Alsema et al 1996b

Alsema, E.A., A.H.M.E. Reinders, E.A. Sjerps-Koomen. Opbrengstgegevens van het PV geluidsscherm langs de A27 na één jaar systeembedrijf. Monitoringperiode: juli '95 - september '96. Rapport 96096. Vakgroep Natuurwetenschap en Samenleving, Universiteit Utrecht, Utrecht, 1996.

Baltus et al, 1997

Baltus, C. W. A., E. A. Alsema, A. Reinders, J. Boumans, R.J.C. van Zolingen, B.C. Middelman, Aanbevolen werkwijze voor de monitoring van netgekoppelde PV-systemen in Nederland. Uitgave 02. Utrecht, Novem, 1997.

Baltus et al, 1998

Baltus, C.W.A., N.J.C.M. van der Borg, V.A.P. van Dijk, A.H.M.E. Reinders, A.J. Kil, R.J.C. van Zolingen, The suitability of several methods to quantify energy losses in PV-systems, rapport ECN-C--98098, ECN, Petten, december 1998.

Betcke et al, 1998

Betcke, J.W.H., V.A.P. van Dijk, L.A.M. Ramaekers, R.J.C. van Zolingen. Evaluatie van instralingsmetingen op horizontale en getilte vlakken, Rapport 98110, Vakgroep Natuurwetenschap en Samenleving, Universiteit Utrecht, Utrecht, 1998.

Betcke et al, 2002

Betcke, J.W.H., V.A.P. van Dijk, E.A. Alsema, Evaluatie van PVsysteemontwerpen in de gebouwde omgeving 1997-2000, Vakgroep Natuurwetenschap en Samenleving, Universiteit Utrecht, Utrecht, Juni 2002.

Boumans en van der Weiden, 1995 Boumans, J.H., T.C.J. van der Weiden, Monitoring dakgeïntegreerd PV-systeem WoubruggeEindrapportage, Ecofysrapport E249, Utrecht, oktober 1995. Bultman, 1997a

Bultman J., Kalibratie-rapport referentiecellen, brief aan Universiteit Utrecht, 12 november 1997, ECN, Petten.

Bultman, 1997b

Bultman, J. Invloed van schoonmaken cellen, brief aan Universiteit Utrecht, 19 december 1997, ECN, Petten.

Fuentes, 1987

Fuentes, M. K., A Simplified Thermal Model for Flat-Plate Photovoltaic Arrays, Sandia, Albuquerque, 1987.

Geuzendam en van Mierlo, 1995

C. Geuzendam, B. van Mierlo, De totstandkoming van drie bijzondere PV-pilotprojecten, IVAM, 1995.


Green, 1986

Green, M.A. Solar Cells, University of New South Wales, Kensington, 1986.

Intersec, 1997

Intersec, PV-schermen rijksweg A27 Biltse Rading, Intersec, Zoetermeer april 1997.

KNMI, 1995-1997

Maandoverzicht van het weer, Oktober 1995 t/m September 1997, KNMI, De Bilt, 1995, 1996, 1997.

Osterwald et al, 1996 Osterwald, C.R., S. Anevsky, A.K. Barua, J. Dubard, K. Emery, D. King, J. Metzdorf, F. Nagamine, R. Shikmokawa, N. Udayakumar, Y.X. Wang, T. Wittchen, W. Zaaiman, A. Zastrow, J.Zhang, 1996. Results of the PEP '93 intercomparison of reference cell calibrations and newer technology performance measurements. Proceedings of the 25th IEEE PVSEC, blz 1263, 1996. Ossenbrink, 1997

Ossenbrink, H. 1997, Brief, Ispra, 26 september 1997.

Reinders en van Dijk, 1997

A. Reinders, V. van Dijk, De opbrengst van het PVgeluidsscherm, Conferentieboek Nederlandse Duurzame Energie Conferentie, Ede, November 1997, DE-federatie, blz 232-233.

Reinders et al, 1997

A. Reinders, E. Alsema, E. Sjerps-Koomen, , V. van Dijk, A 52 kWpsound barrier system - Performance during the first year, Proceedings of the 14th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Barcelona, 1997, Stephens & Associates, blz. 1842-1845.

Reinders 1999

Reinders, A. H. M. E., Performance analysis of photovoltaic solar energy systems, (Proefschrift), Universiteit Utrecht, 1999.

Reinders et al, 1999

Reinders, A. H. M. E., V. A. P. v. Dijk, E. Wiemken, W. C. Turkenburg, Technical and Economic Analysis of Grid -connected PV Systems by Means of Simulation, Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 1999, vol 7, blz 71-82.

Rijkswaterstaat et al, 1995

Geluidswering en zon geven energie, Brochure van Rijkswaterstaat, Holland Scherm, R&S en REMU, 1995.

Schlangen et al, 1992

Schlangen, J., K. Burgel, R.C. van Puffelen, M.P.J. Voorhuis, W. Hagen, Studierapport integratie van PV in geluidsschermen, RNZ003-02, Samenwerkingsverband R&S Renewable Energy Systems / AVECO / Holland Scherm, 1992.

Schreitmuller et al, 1998

Schreitmüller K.R., Niemann M., Tegtmeyer D., Statistische Untersuchungen des Betriebsverhaltens von photovoltaikanlagen. 11. Internationales Sonnenforum, Köln, Juli 1998.

47

Trouw, 1995

Zonnepanelen op geluidswal, fotobijschrift in dagblad Trouw, 1 juni 1995.

Uitzinger et al, 1997

J. Uitzinger, B. van Mierlo, Zonnecellen langs de snelweg. Wat vindt men ervan, IVAM, april 1997.

van Schalkwijk et al, 1995

Schalkwijk, M. van, A.J. Kil, T.C.J. van der Weiden, Final technical report, Grid connected PV/inverter units on flat roofs of office buildings and hangars in Portugal and the Netherlands, rapport E 240, Ecofys, Utrecht, december 1995.

van Zolingen, 1997

van Zolingen, R.J.C. Persoonlijke communicatie, Shell Solar Energy, Helmond, 16 juli 1997.

Van Zolingen, 2001

van Zolingen, R.J.C., Calibratiewaarden referentiecellen, presentatie voor de werkgroep technische monitoring, 23 januari 2001, Novem, Utrecht.

Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf

Recommend Documents