Wenn man darüber nachdenkt, eine Photovoltaikanlage in ein bestehendes oder noch zu errichtendes Gebäude zu integrieren, müssen zunächst alle Einschränkungen sorgfältig geprüft werden.
Faktoren, die die Kapazität (und damit die Rentabilität) eines Systems beeinflussen sind:
1. die globale Sonneneinstrahlung pro Jahr, ausgedrückt in kWh/m² per Jahr
2. der Ausrichtungswinkel nach Süden, ausgedrückt in Grad (°) (für ein geneigtes Dach oder eine Fassade)
3. der Grad der Neigung gegenüber einer horizontalen Ebene, ausgedrückt in Grad (°) (für ein geneigtes Dach)
4. die verfügbare Fläche, ausgedrückt in m²
5. die verwendete Technologie (Effizienz ausgedrückt in Wp/m²)
6. die Art der Integration oder Montage
7. Der Schatten von Gegenständen (Kamine, Dachaufbauten)
Abbildung 1 zeigt für Belgien die Verteilung der Sonnenstrahlung auf einer ideal gelegenen Fläche und die Stromproduktion, die durch ein optimal ausgerichtetes Sonnensystem erzeugt werden könnte (Azimut von 0° ganz nach Süden und eine Neigung von 35°).
Die Produktionszahlen in kWh/m² per Jahr basieren auf einer 1 kWp-Anlage mit einem Wirkungsgrad (Performance Ratio - PR) von 75 %.
Dieses Leistungsverhältnis ist definiert als das Verhältnis des Endertrags zum Referenzertrag; Es quantifiziert die Effizienz des Systems von der Photovoltaik-Umwandlung in den Solarmodulen (mit einer nominalen Spitzenleistung) bis zum tatsächlichen Ertrag des/der Wechselrichter(s).
Das Verhältnis ist auch das Verhältnis der tatsächlich erzeugten Energiemenge zu der Energiemenge, die in einer idealen Photovoltaikanlage bei einer Temperatur von 25° und gleichmäßiger Sonneneinstrahlung ohne Verluste hätte erzeugt werden können.
Der ermittelte Wert für Brüssel liegt bei - 840 kWh/kWp bei einem PR von 75 % - eher niedrig; Im Allgemeinen werden Projekte in Brüssel mit 850 kWh/kWp berechnet.
Abbildung 1
Abbildung 1: Solarkarte von Belgien mit globaler Sonneneinstrahlung in kWh/m² pro Jahr und Stromproduktion in kWh für ein ideal ausgerichtetes System (Süden, 35° Neigung) mit einem Wirkungsgrad von 75 % (PVGIS © Europäische Gemeinschaften, 2001-2008)
Entscheidend ist der Montageort auf dem Dach. Idealerweise sollte eine Installation (in unseren Breitengraden) direkt nach Süden ausgerichtet sein und eine Neigung von 35° aufweisen. Eine zwischen West und Ost positionierte Anlage bietet jedoch auch bei einer Neigung zwischen 20° und 60° noch ausreichend Effizienz. Eine Abweichung von der Idealposition führt daher nur zu einem Renditeverlust von wenigen Prozent (siehe Abbildung unten).
Abbildung 2
Abbildung 2: Korrekturfaktor (CF) für die Effizienzberechnung einer Photovoltaikanlage
Die Sonnenscheibe in Abbildung 3 ist eine grafische Darstellung des Effizienzverlusts: Dies ist die globale Sonnenstrahlung in Uccle als Funktion der Ausrichtung und der Neigung der schiefen Ebene. Der Korrekturfaktor (CF) wird hier ebenfalls in % ausgedrückt und reicht von Gelb (100 %) bis Blau (30 %). (Anmerkung: Ukkel (französisch: Uccle) ist nach der Stadt Brüssel die flächenmäßig größte Gemeinde in der Region Brüssel-Hauptstadt und liegt südlich des Zentrums von Brüssel.)
Es ist zu beachten, dass es eine ziemlich wichtige Zone gibt, bei der Ausrichtung und Neigung keinen großen Einfluss auf die Sonneneinstrahlung haben: nämlich die Zone, die von West/Südwest nach Ost/Südost verläuft und eine Neigung zwischen 10° und 55° aufweist. Der Energieverlust beträgt jährlich weniger als 10 %. Der Grund dafür ist der große Anteil an Streustrahlung in unseren Breitengraden: In Belgien erreichen uns etwa 60 % der Sonnenenergie in Form von Streustrahlung.
Abbildung 3
Abbildung 3: Jährliche relative Strahlung in Uccle auf einer schiefen Ebene als Funktion der Ausrichtung (Polarkoordinaten) und der Neigung (Radialkoordinaten)
Außerhalb dieser optimalen Zone beträgt beispielsweise der jährliche Strahlungsverlust einer vertikalen Südfassade 27 %, während er bei einer horizontalen Fläche nur 13 % beträgt.
Eine horizontale Montage von Solarmodulen ist generell nicht zu empfehlen, da sich dort leicht Schmutz ansammeln kann. Damit der Selbstreinigungseffekt des Regens seine Wirkung entfalten kann, ist eine Neigung von mindestens 5° erforderlich.
Die folgende Umrechnungsformel berechnet die Gesamtproduktion der Anlage (ohne Schattenwurf):
Produktion = Leistung (Wp) x Spezifische Produktion der Anlage x Korrekturfaktor [kWp x kWh/kWp x % = kWh/Jahr]
Beispiel: Eine 2,6 kWp-Anlage steht auf einem Dach mit einer Neigung von 50° und einer Ausrichtung von 120° Ost. Den Korrekturfaktor leiten wir von der Sonnenscheibe ab: 85 %. Die Mindestproduktion, die erreicht werden muss, beträgt:
2,6 x 850 x 0,85 = 1878,5 kWh/Jahr.
Auf der Website der Gemeinsamen Forschungsstelle der Europäischen Kommission kann die durchschnittliche Systemleistung anhand von Eingabedaten für Leistung, Ausrichtung, Neigung, physischen Standort und Technologie berechnet werden. Die Website finden Sie unter: Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS). Verfügbar in Englisch, Französisch, Italienisch, Spanisch und Deutsch.
Gewoonlijk houdt men rekening with a rentable system rate of 14%, es kann jedoch durch eine zorgvuldige Planung bis zu 12% erreicht werden.
Die verfügbare Oberfläche und die Art der Integration bestimmen die maximale Leistung.
Bei Schrägdächern wird die Nutzfläche durch den nach Süden ausgerichteten Teil abgegrenzt und nicht durch Schornsteine oder andere Hindernisse verschattet. In komplexen Situationen ist immer eine genaue Bestandsaufnahme aller natürlichen Hindernisse erforderlich, damit die Auswirkungen des Schattens quantifiziert werden können. Wie sich die Nutzfläche in Produktionskapazität umsetzt, hängt von der Effizienz der gewählten Technologie ab.
In der Region Brüssel werden Ökostromzertifikate auf der Grundlage der erzeugten Energiemenge und der Größe der Anlage in m² vergeben. Dabei werden die Technologien mit dem höchsten Wirkungsgrad bevorzugt (Module mit einem Wirkungsgrad von 17 bis 18 %), da diese mehr Leistung pro m² entwickeln.
Traufen und Gesimse von Flachdächern, die viel Strahlung aufnehmen, reduzieren die Nutzfläche oft um 10 bis 15 %. Diese Nutzfläche kann mit horizontalen amorphen Modulen oder mit Modulen in Sägezahnanordnung (Sheds) ausgenutzt werden (siehe Seite 6). In beiden Fällen beträgt die Spitzenleistung ca. 60 bis 70 Wp/m² Dachfläche.
Technologie:
1. Kristalline Technologie, in Sägezahnanordnung
Rendite 1. 14 %
Oberfläche der Paneele: 85 m², der maximale Schattenwinkel zwischen den Reihen beträgt 17° und die Neigung beträgt 35°
Spitzenleistung 11 kWp
2. Amorphe Technologie, horizontal (Dünnschichttechnologie)
Rendite 2. 7 %
Oberfläche der Paneele: 170 m²
Spitzenleistung 11 kWp
Beispiel: Ein Flachdach von 200 m² brutto. Unter Berücksichtigung von Traufen und Gesimsen ergibt das eine Nutzfläche von ca. 170 m². Mit beiden Technologien kann auf dieser Oberfläche die gleiche Spitzenleistung erreicht werden.
Wenn eine Photovoltaikanlage in ein Gebäude integriert wird (was in der Region Brüssel fast immer der Fall ist), wird sie in den meisten Fällen auf dem Dach platziert. Im Modul 6 (Verschiedene Installationsarten) gehen wir auf die verschiedenen Möglichkeiten ein, wie dies möglich ist: auf Flach- und Schrägdächern oder integriert in die Fassade.
Photovoltaikanlagen, die – auch teilweise oder zeitweise – im Schatten liegen, produzieren jährlich weniger Energie.
In der Region Brüssel-Hauptstadt hing die Energieprämie für Photovoltaikmodule (unter anderem) von der professionellen Vorstudie ab, die zum einen alle natürlichen Hindernisse, die Schatten werfen könnten, kartiert und zum anderen die unmittelbare Umgebung am 21. Dezember simuliert.
Bei weit entfernten Hindernissen von den Solarpaneelen (Hügel, Klippen) wird davon ausgegangen, dass sich der Strahlungsverlust gleichmäßig auf alle Paneele verteilt (dies hängt von der Größe der Anlage und der Entfernung zum Hindernis ab).
Dies gilt nicht für Hindernisse in der Nähe. Der Schattenwurf auf eines der Module einer Photovoltaikanlage kann während der gesamten Installation zu erheblichen Verlusten führen. Daher ist es wichtig, bei der Schätzung der Jahresproduktion jeden möglichen Schatten zu berücksichtigen, auch den, der durch relativ kleine Hindernisse (Schornstein, Mast, Antenne, Lüftungsrohre usw.) verursacht wird.
Abbildung 4a
Abbildung 4a ist ein Beispiel für ein Computermodell für eine Photovoltaikanlage auf einem Flachdach mit 80 cm Gesims und dem Schatten eines Baumes und eines nahegelegenen Gebäudes.
Abbildung 4b
Der gelbe Bereich von Abbildung 4b ist eine Darstellung des Sonnenlaufs für sieben verschiedene Zeiträume im Jahr (die Erklärung finden Sie oben rechts im Diagramm) an einem durchschnittlichen Tag zwischen 6 und 20 Uhr. Die gestrichelten Linien (die Erklärung finden Sie oben links im Diagramm) zeigen die Verluste durch Schatten an. Für den Zeitraum vom 20. April bis 23. August (Route 3) kommt es zwischen 7 und 13 Uhr zu einem Verlust von 1 % durch Verschattung; Gleiches gilt für die Route 4 vom 20. März bis 23. September. Zwischen den Pfaden 4 und 5 steigen die Verluste für ungefähr das gleiche Zeitintervall auf 5 % an. Und so weiter.
Der Projektentwickler muss die Auswirkung des Schattens im Kontext der Anlage und des Leistungsverhältnisses bewerten und auf dieser Grundlage die Realisierbarkeit des Photovoltaikprojekts beurteilen.
Beispiel:
Eine Installation von 3 kWp besteht aus 2 Feldern mit 8 Modulen von 185 Wp und einem Gesamtpaket von 2 100 W.
Der Schatten eines Schornsteins fällt auf eines der Felder. Dies führt zu einer Produktionsreduzierung von etwa 1,5 kWh pro Tag oder einem Gesamtverlust von +-10 %.
Spezielle Softwareanwendungen wie PVSYST 2 (von der Universität Genf) oder PVSOL 3 ermöglichen es, das Gebäude und seine Umgebung in einem Computermodell abzubilden und auf dieser Basis die Auswirkungen des Schattens zu berechnen. Diese Programme berücksichtigen den Sonnenstand anhand der Breiten- und Längengrade des physischen Standorts der Anlage. Da der Sonnenstand zu jeder Jahreszeit bekannt ist, kann die Software die Auswirkung des Schattens berechnen. Diese Methode ist für Neu- und Bestandsgebäude anwendbar und ermöglicht die Quantifizierung des Verschattungsverlustes. Im ausführlichen Abschlussbericht finden Sie eine Übersicht aller Verluste – und damit auch der Schattenverluste – ausgedrückt in %.
Der Einfluss von Schatten ist ein entscheidender Punkt, da der Zusammenhang zwischen Schatten und Produktionsverlust nicht linear ist. Bei gleichem Schattenanteil auf einem Modul kann die Auswirkung je nach Lage des Schattens und der Verkabelung der Zellen im Modul zwischen 0 und 100 % liegen.
Da die Zellen in Reihe geschaltet sind, bestimmt die Zelle, die am wenigsten Sonneneinstrahlung erhält (die im Schatten liegt), wie viel Strom durch die anderen Zellen fließt. Dies ist der sogenannte „Gartenschlaucheffekt“. Wenn Sie einen Gartenschlauch halb durchdrücken, kommt nur halb so viel Wasser heraus! Wird eine Solarzelle zu 50 % verschattet, sinkt auch die PV-Produktion um 50 %. Dieser negative Effekt kann durch Schutzmaßnahmen (Bypass-Dioden) und sogenannte Multi-String-Wechselrichter begrenzt werden.
Die meisten Panels sind daher mit Bypass-Dioden ausgestattet, die die Schattenwirkung begrenzen (und die Zellen schützen). Dennoch ist die Wirkung von Schatten nicht zu unterschätzen.
Die Auswirkungen der Schatten müssen von Beginn des Projekts an genau untersucht werden. Der Installateur muss die Baustelle besuchen und auf Hindernisse hinweisen, die Schatten verursachen könnten. Davon kann die finanzielle und energetische Rentabilität des Projekts abhängen.
Wenn es nicht möglich ist, Schatten zu beseitigen, kann über den Einsatz bestimmter Technologien wie amorpher aSi-Module oder hybrider (gemischt amorpher und monokristalliner) HIT-Module nachgedacht werden, da diese weniger anfällig für dieses Problem sind.
Lesestoff: PVsyst
Lesestoff: Simulationssoftware für Erneuerbare Energien
Abbildung 5
Abbildung 5: Vergleich der Schattenwirkung auf ein Photovoltaik-Panel im Quer- und Längsschnitt und dem (vereinfachten) Ersatzschema.
In den Abbildungen 6 und 7 sehen wir ein Beispiel für ein Panel mit Hochformatausrichtung in verschiedenen Schattensituationen. Die unterschiedlichen Produktionsverluste lassen sich durch das Vorhandensein von Bypass-Dioden erklären, die die Module vor den schädlichen Auswirkungen von Schatten schützen und dafür sorgen, dass das abgeschirmte Modul und die anderen Module im Strang weiterhin funktionieren.
Abbildung 6
Abbildung 6: Vier Situationen, in denen der Schatten vertikale Bänder bedeckt, was zu einem Produktionsverlust von 30 % bis 100 % führt (abhängig von der Anzahl der Bypass-Dioden und der Größe des abgeschatteten Teils).
Abbildung 7
Abbildung 7: Drei Situationen, in denen der Schatten horizontale Bänder verdeckt (aufgrund einer schlecht dimensionierten Sägezahnanordnung), was zu einem Produktionsausfall von bis zu 100 % führt.
Abbildung 8
Abbildung 8: Beispiel für einen Schatten, der fast 100 % Produktionsausfall verursacht.
Die Technik des maximalen Schattenwinkels wird häufig verwendet, um die Auswirkungen von Schatten zu antizipieren. In Belgien beträgt dieser Winkel 17°, kann aber zwischen 15° und 18,5° variieren. Das Beispiel der Abbildung 9 zeigt, dass es bei Einhaltung des maximalen Schattenwinkels von 17° am 21. Dezember um die Mittagszeit keinen Schatten gibt. Es ist zu beachten, dass der Winterschatten nur einen sehr begrenzten Einfluss auf die weltweite Produktion hat, da die Wintermonate von November bis Februar (ein Drittel des Jahres) weniger als 1/6 zur Jahresproduktion beitragen. Darüber hinaus behindert der Schatten nur die direkte Strahlung und macht im betrachteten Zeitraum nur etwa 30 % der Sonnenenergie aus; der Rest besteht aus Streustrahlung. In den Monaten April bis September hat der Schatten jedoch eine sehr ausgeprägte Wirkung.
Abbildung 9
Abbildung 9: Einfluss der Neigung der Photovoltaikmodule auf die Produktionsverluste, Vergleich einer Sägezahnanordnung (Schuppen) mit einem Einzelpanelsystem (PVSYST-Software).
Abbildung 10
Abbildung 11
Die obere Grafik von Abbildung 10 zeigt einen Vergleich (grüne und schwarze Linien) zwischen einem Einzelpaneelsystem und einem mehrreihigen Paneelsystem und die entsprechenden Verschattungsverluste. Bei unterschiedlichen Plattenreihen (schwarze Linie) steigt die Jahresproduktion mit zunehmendem Gefälle und die verfügbare Fläche nimmt mit zunehmendem Gefälle ab.
Es gibt Instrumente zur Visualisierung von Hindernissen mithilfe optischer Techniken. Ein Panoramafoto kann einen Eindruck von der Schwere des Schattenproblems am Projektstandort vermitteln (vorausgesetzt, das Foto verfügt über einen bekannten Referenzpunkt, anhand dessen Azimut- und Neigungswinkel kalibriert werden können).
Abbildung 12
Abbildung 12: Beispiel eines optischen Instruments zur Visualisierung von Hindernissen (Schattenquellen).
Abbildung 13
Abbildung 13: Weitere einfache Hilfsmittel zur Visualisierung von Hindernissen: Kompass und Neigungsmesser
Wir können die Bahn der Schattenquellen abbilden, indem wir alle Punkte der Azimut-/Höhenkombination verbinden. Diese Kurve kann auf die Hauptschattenquellen beschränkt werden und muss daher nicht sehr detailliert gezeichnet werden.
Abbildung 14
Abbildung 14: Azimut - Höhe
Abbildung 15
Abbildung 15: Übersicht der Schattenquellen
In Abbildung 15 liegt der Azimut auf der x-Achse, ausgedrückt als Winkel mit einem Wert zwischen –120° und +120°. In der Praxis genügen Azimutwerte zwischen -90° und +90°. Die Höhe wird auf der y-Achse als Winkel mit einem Wert zwischen 0° und 90° ausgedrückt.
Der Tagesanfang und das Tagesende [gelbe Zonen in Abbildung 15] haben nur geringen Einfluss und werden daher nicht berücksichtigt. Der Gesamtschatten des Hindernisses wird durch die rote Fläche dargestellt. Auf diese Weise kann der Schadensfaktor berechnet werden, der bei der Berechnung der Photovoltaikproduktion des Feldes berücksichtigt werden muss.
Die Berechnung dieses Faktors ist sehr komplex. Es basiert auf geometrischen Prinzipien, die mit Schattenflächen, Stunden- und Kalenderperioden verknüpft sind. Zur genauen Berechnung des Faktors ist in der Regel eine spezielle Software erforderlich (z. B. PVSyst-Software).
Wenn sich herausstellt, dass der Schatten am Projektstandort ein großes Problem darstellt, kann darüber nachgedacht werden, die Paneele zu versetzen, ihre Größe zu verringern oder ihre Ausrichtung zu ändern.
Wenn sich beispielsweise herausstellt, dass der Schatten am Nachmittag zum Problem wird, kann man darüber nachdenken, die Paneele stärker nach Osten auszurichten, um mehr Morgensonne einzufangen. Bei der Optimierung muss oft berücksichtigt werden, dass die Geometrie (Ausrichtung, Neigung und Abstand zwischen aufeinanderfolgenden Plattenreihen) die Produktion und damit die finanzielle Rendite beeinflusst, mit der sich die Installation letztendlich amortisiert.