Performancevergleich bei PV-Wechselrichtern

Geschmackvoll

von Alfons Armbruster, Anselm Kröger-Vodde

Die dynamische Marktentwicklung mit vorübergehendem Siliziummangel und Innovationsschub im Schlepptau sowie die steile Preissenkungskurve haben eine Vielfalt von Optionen für PV-Anlagen auf die Menükarte von Kleinanwendern wie Kraftwerksprojektierern gebracht. Während die Kellner durchreichen, was gut riecht und die Köche im vielstimmigen Kanon ihre jeweiligen Kreationen besingen, sehnt sich der vermeintliche Genießer nach guten Empfehlungen von fachkundigen Gourmets. Alfons Armbruster und Anselm Kröger-Vodde machen sich auf die Suche nach dem besten Geschmack.

Gut, dass uns heute mehrjährige Erfahrungen mit unterschiedlich gebauten PV-Anlagen vorliegen. So sind zum Beispiel in den letzten Jahren vermehrt große PV-Kraftwerke mit dezentralen Wechselrichtern installiert worden, während andere Projekte alternativ mit Zentralwechselrichtern ausgestattet worden sind. Das zeigt, dass die Frage nach der langfristig ökonomisch attraktivsten Lösung zu sehr unterschiedlichen Einschätzungen der Entscheidungsträger führen kann. Dies wird verständlich, wenn die große Bandbreite an Auswahlkriterien ins Blickfeld gerät (acht Kriterien im Beispiel, siehe [3]), die mit einer langen Liste von Vor- und Nachteilen der Alternativen einhergehen kann. Für das Kriterium „maximale Energieerträge“ wird nach Monitoringdaten von realen PV-Anlagen gegriffen – in der Absicht, die Theorie mit Performance Ratio-Werten zu unterfüttern.

Eine professionelle Verkostung

Zahlenkolonnen allein helfen qualitativ nicht weiter. Die erste Sichtung der Monitoringdaten untersucht daher die zeitliche Datenverfügbarkeit, welche 99 % überschreiten sowie mindestens ein volles Betriebsjahr umspannen soll. Die Validität der Daten muss anhand einer Analyse der Qualität des Monitoringsystems überprüft werden. Dazu gehören eine Messunsicherheit von max. 1 % für Energie und eine von max. 3 % für die Einstrahlung bei empfohlenen maximalen Datenintervalllängen von 5 Minuten. Weitere wichtige Messgrößen sind Modul-Rückseitentemperatur, Umgebungstemperatur sowie DC-Ströme und -Spannungen, die an ausgesuchten Wechselrichtern mit einer Genauigkeit gemessen werden, wie sie die Wechselrichterregelung nicht erreicht. Monitoringdaten, die diese Kriterien erfüllen, sind im Rahmen der vom Fraunhofer ISE angebotenen Dienstleistungen zur Qualitätssicherung von PV-Anlagen und PV-Komponenten in internationalen, wissenschaftlichen Langzeitmessungen an Anlagen mit unterschiedlichen Anlagenkonzepten, Wechselrichtertypen und Modultypen gesammelt worden. Die sehr wertvolle Datenbasis reicht bis ins Jahr 1990 zurück, als Klaus Kiefer mit Kollegen begann, anlagenspezifische, auf die Wünsche des Kunden ausgelegte Monitoring systeme erfolgreich im Feld zu betreiben (das „Feld“ waren seinerzeit allerdings Dächer wie aus 1001 Sonnentagen).

86 % oder 90 %? Hopp oder Top?

Der kleine Unterschied entscheidet über Millioneninvestitionen. Deshalb schenkt das ISE der Einstrahlungsmessung besondere Aufmerksamkeit. Es wird mit speziellen Si-Sensoren gemessen, die im institutseigenen CalLab auf eine Genauigkeit von 2 % kalibriert werden können, da sie mit Präzisionsshunt und einer 4-Leiter-Temperaturmessung ausgestattet sind [2]. Die Si-Sensoren werden üblicherweise nach Ablauf von 24 Monaten ausgetauscht und rekalibriert, wobei auch der Verschmutzungsgrad und die Sensorstabilität ermittelt werden. Vor diesem Validierungsschritt müssen die Einstrahlungsdaten noch unter Vorbehalt stehen. Üblicherweise driften die Si-Sensoren aber um weniger als 0,5 % pro Jahr. Zu beachten ist allerdings, dass der Unterschied in der spektralen Empfindlichkeit sowie der Abhängigkeit vom Einfallswinkel der Strahlung bei Si-Sensoren gegenüber jenen bei Pyranometern zu bis zu 5 % höheren Werten für die Performance Ratio führt [1], als dies bei Pyranometer-Messung der Fall wäre. Zum Glück können viele Vergleiche auf Basis von Si-Sensor-Messungen durchgeführt werden, da sich Letztere – technologisch bedingt – besser zur Ertragsüberwachung von PV-Anlagen eignen und am häufigsten vorzufinden sind. Dabei sollte ggfs. die vereinfachende Annahme getroffen werden, dass die Verschmutzung der Sensoren vergleichbar mit jener der Anlagen ist. Die verbleibenden Messungenauigkeiten wirken sich über Messzeitraum und eine Vielzahl von Anlagen kaum aus. Das wertvolle Besteck und Geschirr ist gedeckt, die Datensätze sind plausibel, vollständig und valide.

Vor dem Probieren: Portionierung

Die Performance Ratio (PR) soll ermöglichen, Anlagen unabhängig von ihren Modulwirkungsgraden gemäß Datenblatt miteinander zu vergleichen. Es fließen erzeugte Energie und Einstrahlung in Modulebene in die Berechnung ein. Ein anderes Modul? kWp ist kWp. Ein anderer Modulwinkel? Die Einstrahlung wurde genau dort gemessen. Soll ein Transformator herausgerechnet werden, kann von Standardverlusten von jährlich 1 % ausgegangen werden. Zur Ermittlung der PR wird die erzeugte Jahresenergie mit folgender Formel auf die Nennleistung des PV-Generators normiert:

Spezifischer Ertrag = Ertrag/Nennleistung Generator

Das Ergebnis ist die spezifische Energie. Der Bezug auf die Leistung laut Moduldatenblatt ist sinnvoll, da Projektentwickler, finanzierende Institutionen und Anlagenbetreiber fast ausschließlich mit der Nennleistung gemäß Datenblatt arbeiten. Die durch Marktbedingungen und Marktpolitik über die Jahre variierenden, realen mittleren Modulleistungen sind also in Vergleichen unvermeidbar enthalten, daher empfiehlt es sich, auf die jeweiligen Baujahre zu achten. Im entscheidenden Schritt wird dann die Performance Ratio jedes Betriebsjahres als Quotient der spezifischen Energie zur Einstrahlung in Modulebene berechnet.

PR= spezifischer Ertrag [kWh/kWp] / normierte Einstrahlung in Modulebene [kWh/(m² *kWp/m²)]

Leichte Änderungen in der Empfindlichkeit der Si-Sensoren können berücksichtigt werden, wenn die zu Messbeginn und nach Sensortausch gemessene Differenz über den Messzeitraum linear interpoliert und für jedes Messintervall eine Korrektur durchgeführt wird.

… und Temperierung

Für Vergleiche kann außerdem der Einfluss von Unterschieden in der Modulbetriebstemperatur verringert werden, falls dies erwünscht und sinnvoll ist. Dazu werden die PR-Werte auf eine Modultemperatur von 30 °C normiert. Bei der Normierung müssen Unterschiede in dem Temperaturkoeffizienten selbstverständlich berücksichtigt werden. Eingangsgröße der Normierung ist der Jahreswert der gewichteten Modultemperatur, die gemäß folgender, auf jeden 5-Minuten-Wert angewandter Formel ermittelt wird:

Tmod, i = Modultemperatur im 5 min-Intervall i
Gi = Einstrahlung im 5 min-Intervall i

Realer Betrieb ist nicht optimaler Betrieb

Zwar werden die Funktionen der Monitoringsysteme und PV-Anlagen kontinuierlich vom ISE überwacht, die wichtigsten Kenndaten einschließlich der Performance Ratio täglich im Internet bereitgestellt und die Anlagenbetreiber bei Ertragseinbrüchen umgehend mit einer qualifizierten Fehlermeldung vom ISE versorgt, jedoch können Fehler aus unterschiedlichen Gründen nicht immer umgehend behoben werden. Eventuell länger andauernde Fehler sind ebenso in der PR enthalten wie Wartungsabschaltungen oder Netzprobleme. In Vergleichen sind außerdem Unterschiede in Anlagenauslegung, Verschattungssituationen und Schneebedeckung enthalten, sodass diese umsichtig interpretiert werden müssen.

Welche Performance Ratios sind zu erwarten?

Den Freunden der traditionellen Küche sei gesagt, dass Performance Ratios von über 90 % heute durchaus realistisch sind [4]. Performance Ratios, die auf der Grundlage von Si-Sensor-Messungen und der Nennleistung von PV-Generatoren ermittelt werden, können in State-of-the-Art-Anlagen Werte von 94 % überschreiten. Ein Trend zu höheren Werten bei neueren Anlagen war bereits in den letzten Jahren festzustellen. Die Werte für die Performance Ratio streuen aufgrund vieler Einflussfaktoren jedoch stark und variieren auch in einer Anlage deutlich von Betriebsjahr zu Betriebsjahr. Abbildung 2 für den beispielhaften Vergleich von Anlagen mit dezentralen Wechselrichtern mit solchen mit Zentralwechselrichtern veranschaulicht dies. Wie wäre im Beispiel also die Bewertung? Obwohl in Ertragsgutachten häufig eine höhere Performance Ratio für Anlagen mit dezentralen Wechselrichtern ermittelt wird, kann dies anhand der realen Betriebsergebnisse nicht eindeutig nachgewiesen werden.

Eindeutiges JEIN mit Hinweis auf Esskultur

In dem Beispiel des Vergleiches von Anlagen mit dezentralen und Anlagen mit zentralen Wechselrichtern konnte der theoretisch beste Koch nicht triumphieren. Denn den Ausschlag gibt die Esskultur, die im Praxisbeispiel die Anlagenauslegung sowie die Umsetzung eines angemessenen Wartungs- und Reparaturkonzeptes ist.

Literatur
[1] G. Blaesser, D. Muro, „Guidelines for the Assessment of Photovoltaic Plants, Document B, Analysis and Presentation of Monitoring Data“, Report EUR 16339 EN, CL-NA-16339-EN-C, Joint Research Centre of the European Commission, 1995.
[2] K. Kiefer, B. Müller, W. Heydenreich, D. Dirnberger & A. Kröger-Vodde, „A Degradation Analysis of PV Power Plants“, Proceedings 25th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Valencia, 2010.
[3] A. Kröger-Vodde, A. Armbruster & E. Rössler, „Vergleich der Performance von PV-Anlagen mit dezentralen und zentralen Wechselrichtern“, 26.Symposium Photovoltaische Solarenergie, Staffelstein, 2011.
[4] N. Reich, A. Armbruster, B. Müller, K. Kiefer, „Performance Ratio Revisited: Are PR > 90% Realistic?“, Proceedings 26th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Hamburg, 2011.