Wo Licht ist, ist auch mal Schatten

Effiziente Nutzung von PV-Generatoren mit zeitweiliger Verschattung. Die Auswirkungen einer Teilverschattung auf den Energieertrag einer PV-Anlage werden oft drastisch überschätzt. Aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten sollte eine Verschattung dennoch vermieden werden.

    Teilen

    Die Auswirkungen einer Teilverschattung auf den Energieertrag einer PV-Anlage werden oft drastisch überschätzt. Aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten sollte eine Verschattung dennoch vermieden werden. Aus diesem Grund wurde die Systemtechnik, also auch der Wechselrichter, bisher auf unverschattete PV-Generatoren optimiert. Eine kurzzeitige oder saisonale Teilverschattung ist jedoch nicht immer vermeidbar. Multi-String-Wechselrichter von SMA mit ihrer neuen, auf verschattete PV-Anlagen optimierten Betriebsführung OptiTrac® Global Peak sind gerade für solche Anwendungen ideal geeignet. Bei richtiger Planung und Wechselrichter-Wahl können solche teilverschatteten PV-Anlagen jetzt mit minimalen Verlusten und somit durchaus wirtschaftlich betrieben werden.
    Bevor jedoch auf die richtige Planung teilverschatteter PV-Anlagen eingegangen wird, soll zunächst betrachtet werden, welche Auswirkung eine Verschattung auf den Energieertrag einer PV-Anlage hat.

    Auswirkung von Teilverschattungen auf PV-Anlagen

    Jedes PV-Modul hat einen individuellen Arbeitspunkt, bei dem es die höchstmögliche elektrische Leistung abgeben kann: Den so genannten Maximum Power Point (MPP). Wie groß diese Leistung ist, hängt vor allem von der Höhe der Einstrahlung und dem daraus resultierenden Strom des PV-Moduls ab. Wird ein PV-Modul verschattet, fällt sein MPP-Strom durch die geringere Einstrahlung stark ab. In einer für PV-Anlagen üblichen Reihenschaltung sind dann zwei MPP-Ströme möglich: Der große MPP-Strom der unverschatteten PV-Module oder der kleinere MPP-Strom der verschatteten PV-Module. Da in einer Reihenschaltung nur ein gemeinsamer Strom fließen kann, muss der Wechselrichter entscheiden, bei welchem dieser beiden MPP-Ströme er die Reihenschaltung betreibt und somit, ob er die verschatteten oder unverschatteten PV-Module an dem für sie optimalen Arbeitspunkt betreibt.
    Die Veränderung der elektrischen Eigenschaften, also der Leistungs-Spannungs-Kennlinie eines PV-Generators bei Verschattung, ist in Abbildung 1 dargestellt. Wie beschrieben bilden sich während der Verschattung des PV-Generators zwei verschiede MPP-Ströme und dadurch zwei Punkte maximaler Leistung, von denen der mit der höchsten Leistung als globales Maximum (GMPP) bezeichnet wird. Dieser globale MPP kann sich in Momentansituationen zum Teil stark vom lokalen Leistungsmaximum (LMPP) unterscheiden. Um den höchstmöglichen Energieertrag aus einem PV-Generator zu entnehmen, ist es also erforderlich, dass der MPP-Tracker des Wechselrichters das globale Leistungsmaximum jederzeit erkennt und sich nicht auf ein lediglich lokales Leistungsmaximum einstellt.
    Dieses Betriebsverhalten kann in der Praxis jedoch nicht ständig sichergestellt werden [1]. Die Folge: Je nachdem, wie häufig ein PV-Generator im lokalen MPP betrieben wird, kann ein unerwartet niedriger Energieertrag entstehen [2].
    Diese Auswirkung einer Verschattung auf die Momentanleistung beziehungsweise den Energieertrag einer PV-Anlage sollen am Beispiel einer Referenzanlage verdeutlicht werden. Abbildung 2 zeigt die PV-Anlage zur Messkurve aus Abbildung 1. Die Aufdachanlage besitzt eine ideale Südausrichtung, allerdings verursachen zwei Dachgauben einen Schatten, der im Laufe des Tages mehrere dicht an den Gauben montierte Teilgeneratoren überstreicht.
    An einem klaren und sonnigen Tag ergibt sich in dieser PV-Anlage für den am Morgen verschatteten Teilgenerator der Westseite (links neben der Gaube) ein Leistungsangebot, wie es in Abbildung 3 dargestellt ist. Anhand dieses gemessenen Diagramms lässt sich darstellen, welche Unterschiede in der Momentanleistung durch den Betrieb im globalen beziehungsweise lokalen MPP entstehen können. In diesem Fall kann der verschattete Teilgenerator bei einem Betrieb im lokalen Leistungsmaximum kurzzeitig (gegen 13:30 Uhr) nur 10 Prozent der Leistung abgeben, die beim Betrieb im globalen Leistungsmaximum möglich wäre.
    Aus diesem erheblichen Leistungsunterschied an einem bestimmten Zeitpunkt kann selbstverständlich noch nicht auf den Minderertrag über den gesamten Tag geschlossen werden. Wenn der Wechselrichter diese Anlage im Extremfall kontinuierlich im lokalen Leistungsmaximum betreiben würde, könnten im Vergleich zum Betrieb im globalen Leistungsmaximum an diesem Betriebstag nur 74 Prozent der Energie ins Netz gespeist werden. Wie hoch der Ertragsverlust über den betrachteten Tag in dieser PV-Anlage tatsächlich ist, hängt daher von der Dauer des Betriebs im lokalen bzw. globalen MPP ab.
    Um bewerten zu können, welchen Einfluss eine solche Verschattung auf die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage hat, müssen allerdings die energetischen Verluste über ein gesamtes Jahr betrachtet werden. Diese Bewertung ist in der Praxis sehr schwierig, da beliebig viele Verschattungskonstellationen vorstellbar sind und zusätzliche Einflüsse wie jahreszeitveränderliche Einstrahlung, Sonnenstand und Temperatur berücksichtigt werden müssen.
    Um den jährlichen Minderertrag besser einschätzen zu können, hat SMA eine interne Studie mit umfangreichen Simulationsrechnungen erstellt, in denen realitätsnahe aber auch atypische Verschattungssituationen in PV-Anlagen analysiert und deren Jahreserträge ermittelt wurden.
    Als ein Auszug aus dieser Simulation werden in Tabelle 1 die Auswirkungen einer leichten bzw. starken Verschattung auf den Jahresenergieertrag einer PV-Anlage ähnlich der oben beschriebenen Dachanlage dargestellt. Als Referenz wurde der Energieertrag einer völlig unverschatteten, aber ansonsten identischen PV-Anlage herangezogen.
    Die in Abbildung 2 beschriebene Referenzanlage ist mit dem Simulationsbeispiel der rechten Tabellenspalte vergleichbar, da hier durch die dichte Positionierung des Teilgenerators an der Dachgaube der Verschattungseinfluss sehr groß ist. Diese PV-Anlage würde im (unwahrscheinlichen) Fall des ständigen Betriebs im lokalen MPP

    • kurzzeitig nur ca. 10%,
    • über einen ganzen (sonnigen) Tag nur ca. 74 % und
    • über ein gesamtes Jahr hinweg nur ca. 84 % (Tabelle 1: 81,8% / 97,1%)

    des Energieertrags im Vergleich zu einem ständigen Betrieb im globalen MPP einspeisen.
    Wenn hingegen sichergestellt ist, dass der MPP-Tracker des eingesetzten Wechselrichters den PV-Generator ständig im globalen MPP betreibt, weichen weder die Momentanleistung noch der Energieertrag weit von den Werten einer identischen PV-Anlage ohne Verschattung ab. In diesen Fall reduziert sich der Jahresenergieertrag der simulierten PV-Anlage durch die Verschattung nur um maximal drei Prozent.
    Die Ergebnisse der Simulationsstudie zeigen, dass die durch eine Verschattung hervorgerufenen Energieertragsverluste einer PV-Anlage häufig mit den Verlusten in einem bestimmten Augenblick (z. B. Verschattung durch ein Hindernis am Morgen) gleichgesetzt und dadurch drastisch überschätzt werden. Entscheidend für möglichst geringe Verluste und damit die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage sind vielmehr zwei wesentliche Fragen:
    1. Wie sind die verschatteten PV-Module im Generator verschaltet?
    2. Kann der Wechselrichter den Betrieb im globalen MPP sicherstellen?
    Die Auswirkungen dieser Aspekte sollen im nächsten Abschnitt geklärt werden.

    Optimierter Betrieb teilverschatteter PV-Anlagen

    Die Auswirkungen einer Teilverschattung auf den Energieertrag eines PV-Generators müssen bereits in der Planungsphase auf ein Minimum reduziert werden. SMA hat hierzu die Regeln eines Schattenmanagements ausgearbeitet und veröffentlicht, die eine sinnvolle Verteilung der verschatteten PV-Module auf die einzelnen Strings beschreiben [3].

    Die wichtigsten Handlungsempfehlungen lauten:
    1. Generatorteile mit ähnlicher Beleuchtung zusammenfassen und
    2. Keine Parallelschaltung von Strings, sondern für jeden String einen separaten MPP-Tracker vorsehen (Multi-String-Wechselrichter).

    Die PV-Module werden also entsprechend ihrer individuellen und zeitabhängigen Verschattung sortiert und in Strings zusammengefasst. Mit einem Multi-String-Wechselrichter können diese Modul-Strings dann unabhängig voneinander optimal betrieben werden.

    Auswahl geeigneter Wechselrichter

    Um einen Großteil der verschattungsbedingten Ertragsverluste ausschließen zu können, ist es allerdings erforderlich, einen Wechselrichter einzusetzen, dessen MPP-Tracking den Betrieb im tatsächlichen, globalen Leistungsmaximum des PV-Generators sicherstellt.

    Hierzu hat SMA das bewährte MPP-Tracking OptiTrac seiner Wechselrichter weiterentwickelt. Das neue OptiTrac Global Peak beinhaltet eine spezielle Betriebsführung für Wechselrichter in verschatteten PV-Anlagen, die zum sicheren Auffinden des globalen Leistungsmaximums dient.

    In Abbildung 4 wird die Funktion dieser Verschattungserkennung an einer typischen Tagesgangkurve (die dem Tagesgang der Referenzanlage nachgebildet wurde, siehe Abbildung 2) dargestellt und mit dem Betriebsverhalten eines Wechselrichters mit konventionellem MPP-Tracking verglichen.
    Die Qualität dieses neuen MPP-Trackings wird in der Messaufzeichnung bereits auf den ersten Blick deutlich: Hier liegt der Arbeitspunkt (schwarz) stets beim globalen MPP (rot). So konnte OptiTrac Global Peak in diesem Test etwa 99 Prozent der angebotenen Energie nutzen.

    Alternative: Modulgenaues MPP-Tracking

    Alternative Systemtechnikkonzepte für den Betrieb teilverschatteter PV-Anlagen können in speziellen Situationen Modul-Wechselrichter oder modulnahe DC/DC-Wandler darstellen (siehe Abbildung 5). Im Gegensatz zum Wechselrichter in String-Technologie, der den Gleichstrom von mehreren miteinander verschalteten PV-Modulen in Wechselstrom umwandelt, konvertiert ein Modul-Wechselrichter den Gleichstrom individuell an jedem einzelnen PV-Modul in Wechselstrom. Modulnahe DC/DC-Wandler werden ebenfalls an jedem PV-Modul installiert. Ihre Aufgabe besteht aber lediglich darin, den MPP jedes PV-Moduls individuell einzustellen und deren Leistung dann einem zentralen Wechselrichter zuzuführen. Sie stellen daher einen Art Vorschaltbox zu einem konventionellen String-Wechselrichter dar.
    Beide Ansätze des modulgenauen MPP-Trackings dienen dem Zweck, eine Ertragsminderungen der Gesamtanlage durch einzelne verschattete PV-Module zu vermeiden. In der Praxis stehen diesen Konzepten aber nur selten hohe Mehrerträge in Aussicht. Wie Tabelle 1 entnommen werden kann, ist gegenüber einer gut geplanten teilverschatteten PV-Anlage, die im globalen MPP betrieben wird, nur noch eine minimale Steigerung des Energieertrags möglich. Im gesamten Jahr stehen dem höheren Ertrag – in den seltenen Situationen mit Verschattung – jedoch zusätzlich verursachte Wirkungsgradverluste durch den Betrieb der DC/DC-Wandler gegenüber. Ähnlich verhält sich dies bei Modul-Wechselrichtern mit ihrem im Vergleich zu String-Wechselrichtern geringeren Wirkungsgrad. In beiden Fällen wird also ein geringfügig höherer Energieertrag mit einem geringerem Systemwirkungsgrad erkauft, der den Mehrertrag meist überkompensiert.

    Ein weiteres Kriterium für den wirtschaftlichen Erfolg von PV-Anlagen, der insbesondere bei Systemtechnikkonzepten mit einer hohen Anzahl an elektronischen Komponenten zum Tragen kommt, ist die Zuverlässigkeit der verbauten Komponenten sowie die daraus resultierenden Servicekosten. In Tabelle 2 werden am Beispiel einer stark verschatteten Dachanlage (10 kWp) die Auswirkungen auf die Installations- und Servicekosten durch den Einsatz der beschriebenen Systemtechnikansätze veranschaulicht.
    Dieses Beispiel zeigt: Beide alternativen Systemtechnikkonzepte führen trotz hoher Zuverlässigkeit zu einer Steigerung der Service- und Installationskosten, so dass in den meisten Fällen der etwas höhere Energieertrag kompensiert würde. Weiterhin müssen natürlich noch die zusätzlichen Anschaffungskosten für Modulnahen DC/DC-Wandler beziehungsweise der Preisunterschied zwischen Modul- und String-Wechselrichter berücksichtigt werden. Die Anwendung dieser beiden Systemtechnikansätze wird so vermutlich auf extreme Verschattungssituationen beschränkt bleiben, wie sie z. B. in Fassadenanlagen oder aus architektonischen Gründen bewusst in Kauf genommen würde.

    Modul-Wechselrichter können darüber hinaus auch bei kleinen PV-Anlagen unter 1 kWp zum Einsatz kommen. In EInzelfällen könnte es aber auch sinnvoll sein, in mit String-Wechselrichtern ausgelegten größeren PV-Anlagen einzelne, besonders stark verschattete PV-Module durch den Einsatz von Modul-Wechselrichtern individuell zu betreiben.

    Fazit

    Ertragsverluste durch die Teilverschattung einer PV-Anlage werden häufig drastisch überschätzt. Durch das Befolgen bekannter Auslegungsregeln lässt sich ein teilverschatteter PV-Generator nahe am Optimum betreiben. Voraussetzung hierfür ist ein sichergestellter Betrieb der PV-Anlage in ihrem tatsächlichen Maximum Power Point. SMA hat hierfür gezielt Multi-String-Wechselrichter entwickelt und durch die Verschattungserkennung OptiTrac Global Peak ergänzt. Die SMA Wechselrichter Sunny Boy 3000TL-20 (kein Multi-String), Sunny Boy 4000TL-20 und Sunny Boy 5000TL-20 werden ab dem ersten Quartal 2010 serienmäßig mit dieser Betriebsführung ausgerüstet. Für bereits installierte Geräte dieser Baureihe wird zeitgleich ein kostenloses Software-Update angeboten. Im Laufe des Jahres 2010 wird OptiTrac Global Peak dann in weitere SMA Wechselrichter integriert.

    Quellen

    [1] G. Bettenwort, W. Groote, R. Juchem, C. Kühnel, J. Laschinski, G. Leonhardt: „PV Inverter Integrated Active Shadow Tracking Guarantees Maximum Energy Yield“, 23rd EUPVSEC, 2008, Valencia
    [2] M. Del Bueno, M. Armani,B. Pötz, D. Cattani, W. Sparber: „Performance Meassurments and Monitoring of Shadow Effects on PV Systems“, 23rd EUPVSEC, 2008, Valencia
    [3] G. Bettenwort, J. Laschinski: „Schattenmanagement – Der richtige Umgang mit teilverschatteten PV-Generatoren”; 23. Symposium Photovoltaische Solarenergie, 2008, Bad Staffelstein
    Der komplette Text mit Graphiken alspdf.