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

Transcriptie

1 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 ISBN Novem Projectnummer mei 2002 Copernicus Instituut sectie Natuurwetenschap en Samenleving Padualaan CH Utrecht tel: fax: web:

2 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

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

4 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

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

6 Inhoud Voorwoord... 2 Samenvatting Inleiding Technische specificaties van het PV-systeem Het monitoringsysteem Monitoring tot en met september Monitoring na september De beschikbaarheid van het PV-systeem en het monitoringsysteem PV-Systeem Monitoringsysteem Schatting van de ontwerp-opbrengst Resultaten na twee jaar systeembedrijf Beschikbaarheid en verwerking van data Instralingsgegevens Opbrengsten en kentallen van het PV-systeem Functioneren van afzonderlijke componenten Eigenverbruik Temperatuurgedrag van de modules Temperatuurverliezen IJking referentiecellen en modules Vervuiling van de modules Vergelijking ontwerpopbrengst en werkelijke opbrengst Invloed van de oriëntatie op de instraling in het schuine vlak Ontwikkeling van een performance indicator voor beheer Inleiding Indicatoren voor het beheer van het A27 systeem Analyse van de twee jaar data met de indicatoren voor beheer Conclusies en aanbevelingen Literatuur

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

8 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 kwp 1. 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 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 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

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

10 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 ten opzicht van noord (ZW) en (ZZW). De modules op het geluidsscherm staan onder een hellingshoek van 50 o 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

11 Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf, 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 P STC (gemiddeld) η STC Shell Solar Energy RSL50 (monokristallijn silicium) 43,5 Wp (flash test data) 12,5 % (encapsulated cell efficiency) Array Aantal modules 1116 P STC 48,5 kwp Modules in serie 18 (string) Tilthoek 50 Subarray oriëntatie P STC aantal aantal kabel- afstand inverter weerstand kabels strings kabels doorsnede tot subarray [Reinders 1999] (nr.) ( ) (kwp) (mm 2 ) (m) (Ω) 1 236,0 7, , ,6 7, , ,2 7, , ,8 7, , ,4 9, , ,0 7, ,05 Nominale DC-spanning 300 V Totaal celoppervlak A = 401,8 m 2 Inverter Type SMA PV-WR-T-40 P nom 40 kw η > 93,5% (bij 1.00*P nom ) > 91,5% (bij 0.25*P nom) Nominale AC-spanning 400 V

12 6 meetmast 5 inverter N 4 3 bewegwijzering borden 2 +/- 500 meter 1 PV-systeem VSB gebouw h=89 m A27 Figuur 1: 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

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

14 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: irradiantie 2 in het arrayvlak, gemeten door 2 referentiecellen (G i,ref,p1, G i,ref,p6 ); temperatuur van twee verschillende modules (T M1,T M2 ); omgevingstemperatuur (T am ); arrayspanning per subarray; de gemiddelde waarde van de 6 arrayspanningen wordt opgeslagen (V A ); stroomsterkte per subarray (I A1..I A6 ); DC-vermogen per subarray (P A1..P A6 ); AC-vermogen geleverd door de inverter (P FI ). 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 252 o en #2 op 238 o (beide met tilthoek 50 o ). 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 G ref,p6 en G ref,p1. We berekenen de instraling op het arrayvlak G ref als het gemiddelde van G ref,p1 en G ref,p6. In overeenstemming met eerdere analyses [Alsema et al, 1996b] gebruiken we G ref,p1 voor de instraling op subarray 1 en G ref,p6 voor de instraling op subarray 6. We bepalen de instraling op de tussenliggende subarrays (respectievelijk G p2, G p3, G p4 en G p5 ) door lineaire interpolatie van G ref,p1 en G ref,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

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

16 I n v e r te r M K1 E le k tr i c i te i ts - n e t K2 E i g e n v e r b r u i k M : m e e t s e n s o r e n e r g i e g e l e v 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

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

18 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

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

20 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: PV-array: MPPT: Inverter: TRY de Bilt 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. 50 o tilt en 245 o 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 0 C (direct mount) met NOCT=44 0 C (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 %) 20

21 Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf, 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 45 0 wordt verwacht 3. 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 45 o tilt en 245 o 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 vermeld 4 [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 Tabel III: Resultaten van de SOMES-simulatie van het PV-geluidsscherm (op basis TRY-jaar de Bilt). Grootheid Symbool Waarde Eenheid Horizontale instraling (TRY) E G 986 kwh/m 2 /jaar Instraling in array-vlak E p 947 kwh/m 2 /jaar Celoppervlak A 402 m 2 Ingestraalde energie op cellen E p,a 381 MWh/jaar Energie geleverd door array E A 36,2 MWh/jaar Energie geleverd door Inverter E FI 33,3 MWh/jaar Gelijkstroomrendement η dc 9,3 % Inverter-rendement η inv 92,4 % Systeemrendement η sys 8,6 % Performance Ratio PR 0,73-3 We nemen dan een Tilt Ratio van 1.13 aan voor een zuid-45 vlak in het vrije veld. 4 Berekend als 550 m 2 x 80 kwh = kwh [Rijkswaterstaat et al, 1995].

22 6. Resultaten na twee jaar systeembedrijf De monitoring van het systeem is, zoals gezegd, gestart op 21 juli 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 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 G ref < 10 W/m 2 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

23 Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf, 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 Op jaarbasis bedroeg de gemeten horizontale instraling in de Bilt in het eerste jaar 964 kwh/m 2 en 978 kwh/m 2 in het tweede jaar, terwijl de normaalwaarde 973 kwh/m 2 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/m 2. 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 Het blijkt dat instralingswaarden boven de 950 W/m 2 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 H (klimaat), De Bilt H, De Bilt Hi (A27) 140 instraling (kwh/m2) :10 Figuur 3: 96: maand Maandelijkse instraling H (in kwh/m 2 ) 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, ]). 97:1 4 7

24 Tabel IV: Monitoringsresultaten voor de periode juli 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]. Maand BF (-) MF (-) H ref (kwh/m 2 ) E A (MWh) E FI (MWh) jul ,00 0,34 52,1 2,02 1,90 10,7 93,5 9,1 0,75 aug 1,00 0,78 107,60 4,24 3,97 10,7 93,6 9,2 0,76 sep 1,00 1,00 67,1 2,64 2,47 10,1 93,3 9,2 0,76 okt 1,00 1,00 66,4 2,37 2,22 9,1 93,9 8,3 0,69 nov 0,53 0,85 11,9 0,38 0,35 7,7 93,5 7,5 0,62 dec 1,00 1,00 20,8 0,62 0,58 6,9 93,2 7,0 0,58 jan ,00 1,00 29,6 0,94 0,89 7,4 94,3 7,5 0,62 feb 1,00 1,00 31,7 1,04 0,97 7,8 93,7 7,7 0,63 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 mei 1,00 1,00 92,4 3,67 3,44 10,1 93,7 9,3 0,77 jun 0,50 0,80 31,9 1,23 1,15 9,8 93,7 9,0 0,74 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 sep 1,00 1,00 85,7 3,12 2,93 9,4 94,1 8,5 0,71 η DC, 25 (%) η inv (%) η sys (%) PR (-)

25 Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf, Maand BF MF okt ,00 (-) 1,00 (-) nov 1,00 1,00 dec 1,00 1,00 H ref (kwh/m 58,0 2 ) 24,4 20,1 E A E FI (MWh) 2,03 (MWh) 1,91 0,75 0,70 0,59 0,56 jan ,00 0,94 26,4 0,81 0,76 7,2 94,6 7,2 0,59 feb 1,00 1,00 25,4 0,79 0,74 7,5 93,2 7,3 0,60 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 mei 1,00 1,00 115,20 4,46 4,17 10,1 93,6 9,1 0,75 jun 0,99 0,82 88,9 3,42 3,20 10,1 93,6 9,0 0,74 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 sep 1,00 0,99 97,4 3,58 3,44 9,5 96,1 8,8 0,73 2 jaar: η DC, 25 (%) 8,8 7,4 6,8 η inv 94,2 (%) 0,92 0, ,40 50,19 8,8 93,9 8,2 0,71 okt 1995-sept 1997 BF = beschikbaarheidsgraad energiesysteem MF = beschikbaarheidsgraad monitoringsysteem H ref = instraling in het arrayvlak tijdens beschikbaarheid PV-systeem en monitoringssysteem E A = energie geleverd door array E FI = energie geleverd door inverter η DC, 25 = gelijkstroomrendement bij 25 C η inv = inverterrendement η sys = systeemrendement 93,3 93,8 η sys (%) 8,2 7,2 6,8 PR 0,68 (-) 0,59 0,57

26 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/m 2. Het monitoringsysteem heeft in dezelfde periode voor referentiecel 2 een cumulatieve instraling (zonder temperatuurcorrectie) van 1540 kwh/m 2 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/m 2. 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/m 2. In dezelfde periode is de horizontale instraling volgens het KNMI 1942 kwh/m 2. De gemiddelde jaarlijkse tiltfactor R T *, 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/m 2 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 (η dc,25) ), het rendement van de inverter (η inv ), het rendement van het totale systeem (η sys ) 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/m 2 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

27 Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf, 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 (r 2 < 0.99) worden weergegeven met de formule: EFI = a0 + a1*h i *(1+ a12 *Tam + a13 *H i ) (1) met E FI = de energie geleverd door inverter; H = de irradiantie in het array-vlak; T am = de gemiddelde omgevingstemperatuur; a 0, a 1, a 12, a 13 = 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 van de fit is r 2 = 0,999; deze waarde voldoet aan het criterium r 2 < Figuur 5 toont de 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

28 0.80 oktober '95 t/m september ' oktober '96 t/m september '97 Performance ratio 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.

29 Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf, monthly inverter output energy (kwh/(kwp*day)) inverter output energy month measured calculated '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 '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 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

30 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.

31 Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf, Figuur 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. 6.6 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]): T M - T am = k * G ref + T 0 (2) met T M = gemiddelde moduletemperatuur ( C); T am = omgevingstemperatuur ( C); G ref = gemiddelde instraling in het array-vlak (W/m 2 ); k = temperatuurcoefficient ( C.m 2 /W); T o = temperatuurverschil bij instraling 0 W/m 2. 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.m 2 /W en T 0 = -2,4 C. De waarde voor k is iets hoger dan de waarde van 0,03 C.m 2 /W voor vrijstaande modules. De negatieve waarde van T 0 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 (G ref < 30 W/m 2 ) de omgevingstemperatuur gemiddeld 2,0 ± 0,6 C hoger is dan 31

32 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 ). De instraling is bepaald met referentiecel 1 (onbeschaduwd en met oriëntatie ). De rechte lijn geeft de gefitte lineaire functie aan.

33 Opbrengstgegevens van het PV-geluidsscherm langs de A27 na twee jaar systeembedrijf, 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 E verlies, TM (kwh) bepalen we op maandbasis en jaarbasis met de volgende formule: E verlies,`tm =Σβ MPP * (T M - T STC ) * P A (3) met MPP = temperatuurcoefficient voor het vermogen van de modules (hier: -0,45%/ C); = sommatie gebeurt over de gemeten data; T STC = moduletemperatuur bij STC (25 C); T M = gemeten moduletemperatuur ( C); = gemeten arrayvermogen (kwh). P A Figuur 7 toont de maandelijkse resultaten als percentage van de nominale energie geleverd door het array E nom. Deze is gedefinieerd als: E nom = H ref * η STC * A array (4) met stc = de cell-efficiency bij STC; A array = het totale celoppervlak van het array. E nom 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 E nom. 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

34 6 4 2 E verlies, TM (%) 0 okt nov dec jan feb mar apr mei jun jul aug sep jaar maand Figuur 8: Het energieverlies E verlies, TM ten gevolge van bedrijf van de modules bij moduletemperaturen ongelijk aan 25 0 C, relatief ten opzichte van de norminale opbrengst bij 25 0 C, in het eerste jaar. 6.8 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.