DE102015115485A1

DE102015115485A1 - Verfahren zum Bestimmen der Degradation von PV-Modulen

Info

Publication number: DE102015115485A1
Application number: DE102015115485.4A
Authority: DE
Inventors: Agustin Carretero
Original assignee: SKYTRON ENERGY GmbH
Current assignee: SKYTRON ENERGY GmbH
Priority date: 2015-09-14
Filing date: 2015-09-14
Publication date: 2017-03-16

Abstract

Ein Verfahren zum Bestimmen der Degradation eines PV-Moduls (2) umfasst die Schritte: – Bestimmen von Abweichungen von gemessenen Modul-Leistungswerten (31) von simulierten Modul-Leistungswerten (30); – Berechnen von Moduldegradationen (33) für wolkenfreie Tage durch Subtraktion der Abweichungen von Eins multipliziert mit Einhundert; – Berechnen einer linearen Näherung (34) über die Moduldegradationen (33) nach dem ersten Betriebsjahr; und – Berechnen einer langfristigen Moduldegradationsrate als Steigung der linearen Näherung (34).

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen der Degradation von PV-Modulen.
Die Degradation von PV-Modulen ist besonders in der ersten Betriebszeit schwer zu erfassen. Für eine genaue Charakterisierung der Module und der PV-Anlage ist es für Investoren und Anlagenbetreiber wichtig, diese Werte zu kennen.
Ein bekannter Ansatz ist es, die Module jeweils unter definierten Laborbedingungen zu flashen. Dieser aufwändige Test kann jedoch nur für einige Module durchgeführt werden, was die Signifikanz der Ergebnisse zumindest für Großanlagen in Frage stellt. Messwerte unter echten Bedingungen können aus Energiezählern und Invertern gewonnen werden. Diese Messwerte weisen jedoch nicht die notwendige Genauigkeit auf, da zum Beispiel ungewünschte Einflüsse aus der Anlage in die Messwerte einfließen.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zu Grunde, die Bestimmung der Degradation von PV-Modulen zu verbessern.
Diese Aufgabe wird mit den Merkmalen der Ansprüche 1 beziehungsweise 10 gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung sind in den abhängigen Ansprüchen definiert.
Gemäß der Erfindung umfasst ein Verfahren zum Bestimmen der Degradation eines PV-Moduls die folgenden Schritte:

– Bestimmen von Abweichungen von gemessenen Modul-Leistungswerten von simulierten Modul-Leistungswerten;
– Berechnen von Moduldegradationen für wolkenfreie Tage durch Subtraktion der Abweichungen von Eins multipliziert mit Einhundert;
– Berechnen einer linearen Näherung über die Moduldegradationen nach dem ersten Betriebsjahr; und
– Berechnen einer langfristigen Moduldegradationsrate als Steigung der linearen Näherung.

Das erfindungsgemäße Verfahren basiert auf der Bestimmung der Abweichungen der Modul-Leistungswerte von einem berechneten Referenzwert bzw. berechneten Referenzwerten. Da die PV-Module beziehungsweise deren Modulleistungen direkt verwendet werden und keine zusätzlichen Messgeräte verwendet werden, ist das Verfahren sehr genau und unabhängig von Modul- oder Sensortechnologien. Zudem sind die Modul-Monitoring-Daten einfach, genau und in hoher zeitlicher Auflösung verfügbar. Mit der ermittelten langfristigen Moduldegradationsrate kann das Alterungsverhalten des Moduls genauer eingeschätzt werden, um so zum Beispiel die Ertragsprognose zu verbessern oder die Modul-Datenblätter zu verbessern.
Das Verfahren kann auf Tageswerten basieren. Dies bedeutet, dass das Verfahren eine Auflösung von einem Tag hat. Die zugrundeliegenden Messwerte wie zum Beispiel die Modulleistung kann eine geringere Auflösung, beispielsweise von einer Minute haben. Die Auflösung von einem Tag ist ausreichend und erlaubt eine Bestimmung der Degradation nach einem abgelaufenen Tag oder nach Sonnenuntergang, wenn keine weiteren Messwerte mehr verarbeitet werden müssen.
Ein Einstrahlungssensor kann zur Berechnung der Modul-Leistungswerte verwendet werden. Mit dem Sensor kann die Leistungsberechnung und/oder die Berechnung des Referenzwerts abgeglichen werden, was die Zuverlässigkeit des Verfahrens erhöht.
Ein zeitlicher Versatz der Modul-Leistungswerte durch Ausrichtungsfehler des Einstrahlungssensors kann ermittelt und berücksichtigt werden. Diese Kalibrierung erhöht die Genauigkeit des Verfahrens.
Messfehler durch Alterung des Einstrahlungssensors können durch Vergleichen aller bisher beobachteten wolkenfreien Tagen ermittelt und berücksichtigt werden. Mit diesem Schritt kann die durch die Alterung entstehende Drift erkannt und kalibriert werden, so dass keine Verfälschung der Messergebnisse zu Stande kommt.
Modul-Leistungswerte können aus einem Zeitintervall von zum Beispiel einer Stunde um den maximalen Höhenwinkel der Sonne verwendet werden. In diesem Zeitintervall sind die Werte aufgrund der hohen Einstrahlung besonders stabil und zuverlässig.
Die Modul-Leistungswerte können verworfen werden, wenn eine Ausgangsleistung eines mit dem Modul verbundenen Inverters einen Grenzwert überschreitet, wobei der Grenzwert größer 95 Prozent und kleiner 100 Prozent einer Nenn-Ausgangsleistung des Inverters ist. Damit wird ein sogenanntes Inverter-Clipping ausgeschlossen, bei dem der Inverter über oder am Rande seiner Nennleistung betrieben wird, was zu unstabilen und damit für das Verfahren ungenauen Betriebszuständen führen kann. Das Verwerfen kann derart realisiert sein, dass dieser Tag nicht für die Ermittlung der Moduldegradation betrachtet wird.
Die Modul-Leistungswerte können verworfen werden, wenn eine durchschnittliche gemessene Einstrahlung um einen Grenzwert von einer simulierten Einstrahlung abweicht, wobei der Grenzwert zwischen 5 Prozent und 25 Prozent liegt. Hier werden Tage herausgefiltert, an denen die solare Einstrahlung für ein sicheres und genaues Verfahren nicht ausreichend hoch ist.
Die Modul-Leistungswerte können verworfen werden, wenn eine Abweichung zwischen zwei zeitlich aufeinander folgenden Messwerten der Einstrahlung einen Grenzwert überschreitet, wobei der Grenzwert zwischen 100 Watt pro qm und 300 W pro qm liegt. Hier werden Tage herausgefiltert, an denen die solare Einstrahlung für ein sicheres und genaues Verfahren nicht ausreichend stabil ist.
Die Modul-Leistungswerte können verworfen werden, wenn eine Ausgangsleistung eines Inverters zum Beispiel durch einen Defekt oder eine Abregelung begrenzt wurde. In diesen Fällen ist die Genauigkeit verringert, so dass diese Werte oder die Zeiträume für diese Werte nicht verwendet werden.
Die lineare Näherung kann auf den niedrigsten, am weitesten von der linearen Näherung abweichenden Wert der Moduldegradation verschoben werden, die verschobene lineare Näherung kann mit der Steigung bis zu dem ersten Wert der Moduldegradationen extrapoliert werden und eine Abweichung von der angegebenen Modul-Nennleistung kann durch Bilden des negativen Werts der verschobenen linearen Näherung an dem ersten Wert der verschobenen linearen Näherung berechnet werden. Die Abweichung von der vom Hersteller angegebenen Modul-Nennleistung beziehungsweise die Modul-Nennleistungstoleranz erlaubt eine Überprüfung der tatsächlich vorhandenen Modulleistung.
Gemäß der Erfindung umfasst ein Verfahren zum Bestimmen einer Stabilisierungszeit eines PV-Moduls die folgenden Schritte:

– Bestimmen von Abweichungen von gemessenen Modul-Leistungswerten von simulierten Modul-Leistungswerten;
– Berechnen von Moduldegradationen für wolkenfreie Tage durch Subtraktion der Abweichungen von Eins multipliziert mit Einhundert;
– Berechnen einer quadratischen Näherung über die Moduldegradationen über die gesamte Betriebszeit;
– Verschieben der quadratischen Näherung auf den niedrigsten, am weitesten von der quadratischen Näherung abweichenden Wert der Moduldegradation; und
– Bestimmen der Stabilisierungszeit des Moduls durch das Intervall von dem ersten Wert der Moduldegradation bis zu einem Minimum der verschobenen quadratischen Näherung.

Das erfindungsgemäße Verfahren bietet den Vorteil, die Stabilisierungszeit des Moduls genau berechnen zu können. Die Stabilisierungszeit dient als zusätzliche Informationsquelle, mit der zum Beispiel Aussagen zum Verhalten von Modulen bei unterschiedlichen Einsatzbedingungen wie Wetterbedingungen, Standort, Modultyp etc. gemacht werden können. Das Bestimmen der Stabilisierungszeit des Moduls kann nicht nur mittels der verschobenen quadratischen Näherung sondern alternativ auch mittels der (originalen) quadratischen Näherung durchgeführt werden.
Eine Näherung dritter Ordnung kann über die Moduldegradationen über die gesamte Betriebszeit berechnet werden, die Näherung dritter Ordnung kann auf den niedrigsten, am weitesten von der Näherung dritter Ordnung abweichenden Wert der Moduldegradation verschoben werden, und eine Übergangsdegradation des Moduls kann bestimmt werden durch die Differenz zwischen den Werten der Näherung dritter Ordnung am ersten Wert der Moduldegradation und an der Stabilisierungszeit. Da insbesondere im ersten Betriebsjahr eines Moduls größere Messschwankungen vorhanden sind, kann eine Näherung dritter Ordnung eine genauere Charakterisierung von Modulen erlauben. Dies erlaubt auch die Berechnung der Übergangsdegradation des Moduls, das heißt im ersten Jahr beziehungsweise auch das erste Jahr beinhaltend.
Eine Modul-Nutzungsdauer kann ermittelt werden durch Ermitteln des Zeitpunktes, an dem eine der verschobenen Näherungen einen Degradationswert von zwanzig Prozent erreicht. Im Allgemeinen wird das Ende der Modul-Nutzungsdauer oder der Modul-Lebensdauer als der Zeitpunkt bestimmt, zu dem das Modul noch achtzig Prozent seiner Nennleistung leistet. Wenn ausreichend Daten vorliegen, zum Beispiel für mindestens zwei oder drei Jahre, wird die verschobene Näherung dritter Ordnung für die Ermittlung ausgewählt, da sie am genauesten ist. Dieses Verfahren bietet eine genauere Berechnung an als die bisher üblichen Schätzungen der Lebensdauer, so dass zum einen Angaben des Herstellers berechnet oder überprüft werden können und zum anderen die zukünftige Planung der Anlage verbessert werden kann.
Das Verfahren kann für mehrere Module eines Strangs auf Strang-Leistungswerten basierend ausgeführt werden. In Bezug auf die PV-Anlage, also das regenerative Kraftwerk, können so bestimmte Teile, basierend auf einzelnen Strängen, oder das gesamte Kraftwerk, basierend auf allen Strängen, betrachtet werden. Statt einzelner Modulwerte fließen Strangwerte in die Berechnungen ein, die Werte der Module werden also gemittelt beziehungsweise in ihrer Gesamtheit am Strang betrachtet. Diese Variante bietet sich an, wenn keine Modulmesstechnik vorhanden ist, dann wird auf die Strangmesstechnik zurückgegriffen. Während die Auflösung zwar strangweise ist, können dennoch verlässliche und genaue Informationen über das ganze Kraftwerk gewonnen werden.
Im Folgenden wird die Erfindung anhand der Zeichnungen näher beschrieben, es zeigen:
1 eine schematische Darstellung eines PV Kraftwerks.
2 ein Diagramm zur Ermittlung eines zeitlichen Versatzes der Strang-Leistungswerte durch Ausrichtungsfehler eines Einstrahlungssensors.
3 ein Diagramm einer zeitlichen Darstellung des Verfahrens.
4 ein Diagramm darstellend ein Inverter-Clipping.
5 ein Diagramm einer solaren Einstrahlung eines Tages.
6 ein Diagramm zur Darstellung von hoher und stabiler Einstrahlung.
7 ein Diagramm darstellend eine Temperaturnormalisierung der Leistung.
8 ein Diagramm darstellend eine Einstrahlungsnormalisierung der Leistung.
9 ein Diagramm darstellend die Berechnung der Leistungsabweichung.
10 ein Diagramm der monatlichen Degradation der Strangleistung.
11 ein Diagramm einer einfachen Näherung der monatlichen Degradation der Strangleistung.
12 ein Diagramm der langfristigen Moduldegradationsrate.
13 ein Diagramm einer quadratischen Näherung der monatlichen Degradation der Strangleistung.
14 ein Diagramm einer verschobenen quadratischen Näherung der monatlichen Degradation der Strangleistung.
15 ein Diagramm einer Stabilisierungszeit eines Moduls.
16 ein Diagramm einer Näherung dritter Ordnung der monatlichen Degradation der Strangleistung.
17 ein Diagramm einer verschobenen Näherung dritter Ordnung der monatlichen Degradation der Strangleistung.
18 ein Diagramm einer eine Übergangsdegradation eines Moduls.
19 ein Diagramm einer Modul-Nutzungsdauer.
Die Zeichnungen dienen lediglich der Erläuterung der Erfindung und schränken diese nicht ein. Die Zeichnungen und die einzelnen Teile sind nicht notwendigerweise maßstäblich. Gleiche Bezugszeichen bezeichnen gleiche oder ähnliche Teile.
1 zeigt ein Photovoltaik-Kraftwerk 1 mit mehreren Solarmodulen 2. Die Solarmodule 2 sind hier in Strängen oder Strings 3 angeordnet. Dazu sind mehrere Solarmodule 2 hintereinander geschaltet. Mehrere Stränge 3 können logisch und/oder schaltungstechnisch zu Zonen zusammengefasst sein.
Jeder Strang 3 führt zu einem Generatoranschlusskasten 4 oder einem ähnlichen Anschlusspunkt für den Strang 3. Hier ist jedem Generatoranschlusskasten 4 ein Strang 3 zugeordnet, es können auch mehrere Stränge 3 an einem Generatoranschlusskasten 4 angeschlossen sein. Der Generatoranschlusskasten 4 muss keine eigenständige Einheit sein, sondern kann auch Bestandteil, wie zum Beispiel eine Platine, Baueinheit oder Softwareroutine für die Signalverarbeitung, einer anderen elektrischen und/oder elektronischen Einheit sein.
Die Generatoranschlusskästen 4 sind mit Wechselrichtern oder Stromrichtern 5 verbunden. Die Wechselrichter 5 richten den von den Solarmodulen 2 erzeugten Gleichstrom in Wechselstrom um. Hier sind zwei Generatoranschlusskästen 4 mit einem Wechselrichter 5 verbunden. Dieses Verhältnis kann je nach Anlage, verwendeten Komponenten usw. anders gewählt werden.
Die Wechselrichter 5 sind zu einem Kraftwerksblock 6 zusammengefasst und/oder sind an einen Netzübergabepunkt 6 angeschlossen. Der Netzübergabepunkt 6 ist ausgangsseitig mit dem Stromnetz oder Grid verbunden.
Die oben erläuterten Verbindungen zwischen den Solarmodulen 2, den Generatoranschlusskästen 4, den Wechselrichtern 5 und/oder dem Netzübergabepunkt 6 sind in erster Linie Verbindungen zur Übertragung von Energie. Darüber hinaus können über diese Verbindungen und/oder weitere Verbindungen Informationen übertragen werden. Diese Informationen können explizite Informationen wie zum Beispiel Steuerdaten, Betriebsdaten usw. oder implizite Informationen sein, die in der Energieübertragung enthalten sind und extrahiert werden.
Eine Steuer- oder Recheneinheit 7 nimmt Messwerte der Messkanäle 3 auf. Die Messwerte werden der Steuereinheit 7 über Signalleitungen 8 zugeführt. In 1 sind mehrere Signalleitungen zu den Solarmodulen 2, den Generatoranschlusskästen 4, den Wechselrichtern 5 und dem Netzübergabepunkt 6 gezeigt. Weitere Signalleitungen zu den anderen Solarmodulen 2, den Generatoranschlusskästen 4 und dem Wechselrichter 5 sind aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht dargestellt. Es kann auch lediglich ein einzelner Typ von Signalleitungen 8 zum Beispiel zu den Generatoranschlusskästen 4 verwendet werden.
Strang-Leistungswerte der einzelnen Stränge werden in den Generatoranschlusskästen 4 und/oder den Wechselrichtern 5 erfasst. Die Strang-Leistungswerte charakterisieren die pro Strang erzeugte elektrische Leistung, insbesondere die Wirkleistung. Die Strang-Leistungswerte werden regelmäßig gemessen, zum Beispiel in einem Takt von einer Minute oder von wenigen Minuten wie zum Beispiel fünf oder zehn Minuten.
Die Steuereinheit 7 verarbeitet bzw. validiert die Messwerte in Abhängigkeit vom Sonnenstand. Eine Kraftwerkssteuerung oder -regelung 9, welche Betriebsabläufe des Photovoltaik-Kraftwerks 1 überwacht und regelt steht in Verbindung mit der Steuereinheit 7, so dass Messwerte, Informationen, Ergebnisse und weitere Daten ausgetauscht werden können. Die Steuereinheit 7 kann als Bestandteil der Kraftwerkssteuerung 9 in Hardware und/oder Software ausgeführt sein.
In der Steuereinheit 7 und/oder der Kraftwerkssteuerung 9 wird das nachfolgend beschriebene Verfahren zum Erkennen der Degradation von PV-Modulen 2 eines Strangs 3 ausgeführt. Das Verfahren kann auch in einer anderen Einheit ausgeführt, die zum Beispiel von dem Photovoltaik-Kraftwerk 1 räumlich getrennt ist. Die Messwerte werden dann über drahtgebundene und/oder drahtlose Verbindungen von dem Photovoltaik-Kraftwerk 1 zu der Einheit übertragen.
Im Folgenden wird das Verfahren zum Erkennen der Degradation von PV-Modulen 2 eines Strangs 3 näher beschrieben.
In dem in 1 dargestellten Ausführungsbeispiel enthält jeder Strang mehrere PV-Module 2 und die Messtechnik ist in der Ebene der Generatoranschlusskästen 4 und/oder der Wechselrichter 5 vorgesehen. Auf dieses Beispiel bezieht sich die folgende Beschreibung des Verfahrens. Jedoch kann das Verfahren auch bei anderen Anlagen oder Anlagenkonstellationen zum Einsatz gelangen. Zum Beispiel bei Modulen mit integriertem Wechselrichter. Dann werden die Messdaten des Wechselrichters wie Strom, Spannung und Leistung verwendet, um das Verfahren für ein einzelnes Modul durchzuführen. Es kann auch für Anlagen verwendet werden, die Modulmesstechnik aufweisen, dann werden die Messdaten der Modulmesstechnik wie Strom, Spannung und Leistung verwendet, um das Verfahren für ein einzelnes Modul durchzuführen. In diesem Fall können ein oder mehrere Module an einem Wechselrichter angeordnet sein. Verallgemeinert ist festzustellen, dass hier ein Strang auch dann als Strang angesehen wird, wenn der Strang lediglich ein Modul umfasst. Dies impliziert, dass Begriffe wie Strang-Leistungswerte oder Strangdegradation mit entsprechendem Begriffen wie Modul-Leistungswerte oder Moduldegradation gleichgesetzt werden können.
Das Verfahren basiert auf der Berechnung oder Bestimmung der Abweichungen der Strang-Leistungswerte von einem berechneten Referenzwert bzw. berechneten Referenzwerten. Für die Berechnung der Degradation einzelner Module werden statt der Strang-Leistungswerte dann Modul-Leistungswerte betrachtet.
Die gemessene Strang-Leistung beruht auf akkuraten Strom- und Spannungsmessungen, die jede Minute ausgeführt werden. Die Normalisierung der standardisierten STC Leistung auf die gemessenen Wetterbedingungen wird für die berechneten oder simulierten Referenzwerte verwendet. Daten oder Messwerte des Einstrahlungssensors werden vor der Verwendung validiert oder kompensiert. Dies kann eine Kompensation einer Fehlausrichtung und/oder Abweichungen durch Alterung umfassen. Die Berechnung der Degradation wird nur bei geeigneten Umweltbedingungen innerhalb der Betriebsgrenzen des Inverter MPP Betriebs durchgeführt. Dann wird ein präziser Zeit-Filter-Algorithmus angewandt, um innerhalb ausgewählter klarer Tage das optimale Zeitfenster für die Berechnung zu positionieren.
Zunächst wird ein zeitlicher Versatz der Strang-Leistungswerte durch Ausrichtungsfehler eines Einstrahlungssensors ermittelt. Dies wird anhand von 2 beschrieben. 2 ist eine kombinierte Darstellung der Einstrahlung in W/m² und des Strangstroms in A aufgetragen über einen Zeitraum von einer Stunde in der Mittagszeit.
Aus einer Kurve der Einstrahlung 10 wird ein Näherungspolynom 11 mit einer maximalen Einstrahlung 12 um etwa 11:54 Uhr berechnet. Aus einer Kurve des Strangstroms 13 wird ein Näherungspolynom 14 mit einem maximalen Strom 15 um etwa 11:47 Uhr berechnet. Die beiden Maxima sind um eine Zeitspanne t, die hier sieben Minuten beträgt, voneinander versetzt. Diese Zeitspanne oder Dauer beruht auf einer horizontalen Fehlausrichtung des Sensors.
Folgende Formel beschreibt die Zeitverzögerung: Delay_SENSOR[minutes] = Time_{MAX. RADIATION} – Time_{MAX. STRING CURRENT}
Wobei Delay_Sensor die Zeitverzögerung ist, Time_{Max. Radiation} der Zeitpunkt der maximalen Einstrahlung und Time_{Max. String Current} der Zeitpunkt des maximalen Strang-Stroms ist.
3 zeigt den zeitlichen Ablauf des Verfahrens. Aufgetragen ist die Einstrahlung in W/m² über den Tag, das heißt von Null bis vierundzwanzig Stunden. Jeden Tag nach Sonnenuntergang wird überprüft, ob dieser Tag den im Folgenden beschriebenen Bedingungen genügt, um ihn für die Berechnung der Abweichung der Strang-Leistung beziehungsweise der Strang-Leistungswerte zu verwenden.
Die Überprüfung findet zu einem Zeitpunkt 16 statt, der hier 22:30 Uhr der lokalen Zeit des Kraftwerks 1 entspricht. Dies entspricht folgender Formel. Checking Time_{CLEAR-SKY DAY} = 22:30:00 (Local Time)
Wobei Checking Time_{Clear-Sky Day} dem Überprüfungszeitpunkt für einen Tag mit klarem Himmel entspricht. Der Zeitpunkt kann auch früher oder später gewählt werden, wichtig ist, dass keine Solarstrahlung mehr erwartet wird.
Ferner ist aus 2 ein Zeitintervall 17 von beispielsweise einer Stunde um den maximalen Höhenwinkel der Sonne zur Erfassung und/oder Berücksichtigung der Messwerte ersichtlich. In diesem Intervall 17 herrschen optimale Einstrahlungsbedingungen. Die Startzeit 18 für das Zeitfenster oder Intervall 17 berechnet sich anhand folgender Formel, welche die zuvor ermittelte Zeitverzögerung des Sensors berücksichtigt. Time start / NTW = Time_{SOLAR NOON} + Delay_SENSOR – 30 minutes
Wobei Time_{start NTW} dem Startzeitpunkt 18 des Intervalls 17 entspricht und Time_{Solar Noon} dem maximalen Höhenwinkel der Sonne entspricht.
Der überprüfte oder zu überprüfende Tag wird verworfen, wenn das Kraftwerk 1 beziehungsweise dessen Ausgangsleistung abgeregelt wurde oder Komponenten des Kraftwerks 1 defekt sind. Nur wenn die Ausgangsleistung des Inverters 5 oder der Inverter oder des Kraftwerks 1 über einem Leistungs-Grenzwert liegen, der eine Größe von beispielsweis über 90% hat, wird der Tag berücksichtigt. Der Leistungs-Grenzwert sollte möglichst nah an dem maximal möglichen Wert liegen.
Der überprüfte Tag wird auch verworfen, wenn der Inverter 5 des Strangs 3 sich seiner nominalen Ausgangsleistung annähert. Dies führt dazu, dass eine Ausgangsleistung eines Inverters 5 des Strangs 3 einen Grenzwert überschreitet, woraufhin die Strang-Leistungswerte dieses Strangs 3 oder sämtliche Messwerte des Kraftwerks 1 verworfen werden. Der Grenzwert soll vorzugsweise kleiner als 100 Prozent einer Nenn-Ausgangsleistung des Inverters 5 sein. Vorzugsweise ist der Grenzwert größer 95 als Prozent und kleiner als 100 Prozent und höchst vorzugsweise 99 Prozent einer Nenn-Ausgangsleistung des Inverters 5. Folgende Formel beschreibt dieses Kriterium. Power_inverter < Power nominal / inverter·x
Wobei Power_Inverter die Ausgangsleistung des Inverters 5, Power_{Nominal Inverter} die Nenn-Ausgangsleistung des Inverters 5 und x der Grenzwert ist.
Dieser Effekt, der als Inverter-Clipping bekannt ist, tritt auf, wenn die Module eine höhere Leistung als ihre angegebene standardisierte Leistung STC abgeben. Diese Leistung wird unter Normalbedingungen, beispielsweise für Einstrahlungen über 1000 W/m² und Modultemperaturen unter 25°C definiert.
In 4 ist ein Beispiel gezeigt. Dort ist eine Einstrahlungskennlinie 19 in W/m² und eine Leistungskennlinie 20 des Inverters 5 in kW dargestellt. Links ist ein Tag mit Clipping oder Übersteuerung der Leistungskennlinie 20 anhand erhöhter Einstrahlung dargestellt. Der rechte Tag mit niedrigerer Einstrahlung zeigt eine glatte Leistungskennlinie 20. Der linke Tag wird verworfen, während der rechte Tag weiter untersucht wird.
In einem nächsten Schritt wird die direkte durchschnittliche gemessene Einstrahlung während eines klaren Tages bei dem maximalen Höhenwinkel der Sonne (E_t,max) simuliert. Dabei werden die Intensität der solaren Strahlung über der Erdatmosphäre (E_S), der geographischen Breite Φ des Kraftwerks 1, dem Neigungswinkel β des Moduls 2, dem Neigungswinkel der Erde (δ) und dem Stundenwinkel der Sonne (ω) berücksichtigt. Folgende Formel beschreibt den Zusammenhang. E_t,max = E_S·[cos(Φ – β)·cosδ·cosω + sin(Φ – β)·sinδ]
5 zeigt ein Beispiel einer Einstrahlung eines klaren Tages. Dort ist die Einstrahlung in W/m² über einen Tag aufgetragen. Die Kurve 21 stellt die durchschnittliche gemessene Einstrahlung einer Referenzzelle dar. Die Kurve 22 zeigt die simulierte Einstrahlung und die Kurve 23 gibt die Differenz zwischen Messwert und Simulation an.
Der Tag oder die Strang-Leistungswerte werden verworfen, wenn die durchschnittliche gemessene Einstrahlung um einen Grenzwert von der simulierten Einstrahlung abweicht, wobei der Grenzwert zwischen 5 Prozent und 25 Prozent liegt. Somit wird der überprüfte Tag verworfen, wenn die solare Einstrahlung nicht hoch genug ist. Dies kann zum Beispiel anhand folgender Formel für einen Grenzwert von 25 Prozent berechnet werden. G_t,mean > 85%·E_t,max
Der Tag wird verworfen, wenn die solare Einstrahlung nicht stabil genug ist. Dies ist in 6 dargestellt. Dort sind die Einstrahlungswerte zweier Tage gegen die Stunden des Tages aufgetragen. Die Kurve 24 eines bewölkten Tages zeigt einen unstetigen Verlauf, während die Kurve 25 eines klaren Tages einen stetigen Verlauf zeigt, der für eine weitere Berechnung gut geeignet ist. Gemäß der Formel
soll die Summe von allen absoluten Differenzen zwischen der gemessenen solaren Einstrahlung G_i in jeder Minute des Mittags-Zeitintervalls 17 und der davorliegenden Minute G_i-1 unter einem Grenzwert y liegen. Der Grenzwert y liegt zum Beispiel zwischen 100 Watt pro qm und 300 W pro qm und kann als maximale Änderungsrate der Einstrahlung bezeichnet werden.
Wenn der überprüfte Tag nicht alle oder zumindest eine gewisse Auswahl der obigen Kriterien oder Bedingungen erfüllt, wird der Tag verworfen und eine Betrachtung eines nächsten Tages wird durchgeführt beziehungsweise die Suche nach einem klaren Tag wird weitergeführt. Als klarer Tage kann hier ein Tag bezeichnet werden, der alle oder zumindest eine gewisse Auswahl der obigen Kriterien erfüllt.
Erfüllt der Tag alle Kriterien wird eine Abweichung des Strang-Leistungswertes berechnet oder bestimmt. Diese Berechnung wird vorzugsweise jede Minute in dem Zeitintervall 17 ausgeführt.
Wenn der Inverter 5 sich nicht im MPP (Maximum Power Point) befindet, wird die entsprechende Minute verworfen.
Anschließend wird die Strang-Wirk-Leistung als Produkt des gemessenen Strang-Stroms und der gemessenen Strang-Spannung in der ersten Minute des Intervalls 17 gemäß folgender Formel berechnet. P_MPP,real = I_string·V_string
Die nominelle Strang-Leistung P_STC wird berechnet als das Produkt der Modul-STC-Leistung P_{Module STC}, der Anzahl der in Reihe geschalteten Module n und der Anzahl der parallel angeschlossenen Stränge in einem Messkanal p. Dies ist in der folgenden Formel angegeben. P_STC = P module / STC·n·p
Basierend auf der nominellen Strang-Leistung P_STC wird die Strang-Leistung bei gemessener Modultemperatur P_{Tmod STC} wie folgt berechnet.
Wobei T_mod die gemessene Modultemperatur und γ der Temperaturkoeffizient der Modulleistung ist.
In 7 sind die Kurven in Watt beziehungsweise °C gegenüber den Stunden des Tages aufgetragen. Die nominelle Strang-Leistung P_STC ist als Kurve 26 und die gemessene Modultemperatur T_mod ist als Kurve 27 dargestellt. Die temperaturnormalisierte Strang-Leistung P_{Tmod STC} ist als Kurve 28 dargestellt.
Die gemessene Einstrahlung G_tilted wird angepasst durch Kompensation mit der mittleren Abweichung des Sensors, die auf Alterung beruht. Damit berechnet sich die kompensierte Einstrahlung G_{tilted, comp} zu: G_tilted,comp = G_tilted·(1 + SensorAgeRate·years)
Die kompensierte Einstrahlung G_{tilted, comp} wird nun temperaturnormalisiert. Aufgrund des positiven Strom-Temperaturkoeffizienten (a) fließt bei höherer Temperatur der Referenzzelle T_Cell ein höherer Strom durch den internen Shunt-Widerstand R_s, wodurch die gemessene Einstrahlung erhöht wird. um diesen Fehler zu kompensieren, wird die Sensormessung auf eine Temperatur der Referenzzelle von 25 Grad Celsius gemäß folgender Formel normalisiert:
Die Sensorkalibrierungsspannung V_s zum letzten Kalibrierungsdatum sollte berücksichtigt werden. Da keine Temperaturmessung der Referenzzelle vorliegt, wird hier die Temperatur der gemessenen Modultemperatur angenommen.
Die Strangleistung unter der gemessenen Einstrahlung wird simuliert basierend auf der temperaturnormalisierten Strang-Leistung PTmod STC und unter Betrachtung der kompensierten Einstrahlung G_tilted,comp. Gemäß folgender Formel ergibt sich die Strangleistung unter der gemessenen Einstrahlung P_{MPP, sim} zu:
In 8 sind die Leistungen in W und die Einstrahlung in W/m² gegen die Stunden des Tages aufgetragen. Die Kurve 28 zeigt wie in 7 die temperaturnormalisierte Strang-Leistung P_{Tmod STC} und die Kurve 29 die kompensierte Einstrahlung G_tilted,comp. Die daraus resultierende Strangleistung unter der gemessenen Einstrahlung P_MPP,sim ist als Kurve 30 dargestellt.
In einem weiteren Schritt wird die Abweichung der Strang-Leistung Deviation_string als das Verhältnis zwischen der Strang-Wirk-Leistung P_MPP,real und der simulierten Strangleistung unter der gemessenen Einstrahlung P_MPP,sim gemäß folgender Formel berechnet.
Die Leistungsdegradation des Strangs wird gemäß folgender Formel Degradation_string[%] = (1 – Deviation_string)·100 als Komplement zu der Abweichung der Strang-Leistung Deviation_string gebildet.
Die Ergebnisse sind in 9 dargestellt, wobei die Strangleistung unter der gemessenen Einstrahlung P_MPP,sim als Kurve 30 und die Strang-Wirk-Leistung P_MPP,real als Kurve 31 dargestellt ist. Die Degradation der Strang-Leistung Degradation_string ist in Prozent als Kurve 32 dargestellt.
Die Strang-Leistungsdegradation Degradation_string,mean innerhalb des Intervalls 17 wird berechnet unter Berücksichtigung der Anzahl der Minuten n, in denen der Inverter 5 im MPP läuft. Die Anzahl n kann maximal 60 betragen beziehungsweise kann auf 60 gesetzt werden. Folgende Formel bietet die Berechnungsgrundlage.
Für jeden akzeptierten Tag beziehungsweise klaren Tag wird eine mittlere Degradation des Strang-Leistungswertes Degradation_string,mean berechnet und über die Zeit gemeinsam mit allen vergangenen Werten beziehungsweise allen Werten der Laufzeit der Anlage wie in 10 dargestellt aufgetragen. In 10 sind die täglichen Werte zu Monatswerten gemittelt und in einer Kurve 33 dargestellt. Diese Mittelung kann die Übersichtlichkeit verbessern.
Die mittlere Degradation des Strang-Leistungswertes Degradation_string,mean ist in Prozent über die Zeit aufgetragen.
Eine lineare Näherung oder Trendlinie a + bx 34 wird über die Werte der mittleren Degradationen des Strang-Leistungswertes Degradation_string,mean berechnet, wie in 11 dargestellt ist.
Die Steigung der linearen Näherung 34 gibt die langfristige Moduldegradationsrate Degradation_steady in Prozent pro Jahr gemäß folgender Formel an:
Weiterhin kann aus der linearen Näherung 34 eine Abweichung von der angegebenen Modul-Nennleistung berechnet werden, was anhand von 12 erklärt wird. Dazu wird die Kurve der linearen Näherung 34 auf den niedrigsten, am weitesten von der linearen Näherung abweichenden Wert der Strangdegradation 35 verschoben, so dass eine verschobene lineare Näherung 36 erhalten wird. Da der Wert der Strangdegradation 35 gemittelt ist, besteht er eigentlich nicht nur aus dem einen angezeigten (mittleren) Punkt, sondern aus einem Punktbereich oder Punktvektor, der sich in vertikaler Richtung erstreckt. Die Kurve 36 wird bis auf den minimalsten, hier also tiefsten, Punkt verschoben. Durch diese Verschiebung werden spektrale Abweichungen berücksichtigt.
Anschließend wird die verschobene lineare Näherung 36 mit der Steigung bis zu dem ersten Wert der Strangdegradationen 33 extrapoliert. Der erste Wert Degradation_simple,first 37 der verschobenen linearen Näherung 36 wird nun gemäß folgender Formel verwendet, um die Abweichung von der angegebenen Modul-Nennleistung NamePlate_Tolerance_module zu berechnen. NamePlate_Tolerance_module[%] = –Degradation_simple,first
Dies erlaubt eine Überprüfung oder Korrektur der angegebenen Modul-Nennleistung.
In einem weiteren Schritt kann nun die Modul-Stabilisierungszeit berechnet werden. Dazu wird zunächst eine quadratische Näherung a + bx + cx² 38 über die Strangdegradationen 33 über die gesamte Betriebszeit der Anlage berechnet und wie in 13 dargestellt in Prozent über die Zeit aufgetragen.
Dann wird, wie in 14 gezeigt, die Kurve der quadratischen Näherung 38 auf den niedrigsten, am weitesten von der quadratischen Näherung abweichenden Wert der Strangdegradation 35 verschoben, so dass eine verschobene quadratische Näherung 39 erhalten wird. Da der Wert der Strangdegradation 35 gemittelt ist, besteht er eigentlich nicht nur aus dem einen angezeigten (mittleren) Punkt, sondern aus einem Punktbereich oder Punktvektor, der sich in vertikaler Richtung erstreckt. Die Kurve 39 wird bis auf den minimalsten, hier also tiefsten, Punkt verschoben. Dies kann gemäß folgender Formel geschehen: Degradation_{second_order} = Trendline_{second_order} – Difference_{second_order,max}
Anschließend wird das Intervall von dem ersten Wert 40 der Moduldegradation beziehungsweise dem ersten Wert der Strangdegradationen 33 bis zu einem Minimum 41 der quadratischen Näherung 39 bestimmt. Dieses Intervall entspricht der Modul-Stabilisierungszeit 42.
Weiter kann eine Übergangsdegradation des Moduls anhand der folgenden Schritte berechnet werden.
Wie in 16 gezeigt wird zunächst eine Näherung dritter Ordnung a + bx + cx² + dx³ 43 über die Strangdegradationen 33 über die gesamte Betriebszeit der Anlage berechnet und in Prozent über die Zeit aufgetragen.
Dann wird, wie in 17 gezeigt, die Kurve der Näherung dritter Ordnung 43 auf den niedrigsten, am weitesten von der quadratischen Näherung abweichenden Wert der Strangdegradation 35 verschoben, so dass eine verschobene Näherung dritter Ordnung 44 erhalten wird. Da der Wert der Strangdegradation 35 gemittelt ist, besteht er eigentlich nicht nur aus dem einen angezeigten (mittleren) Punkt, sondern aus einem Punktbereich oder Punktvektor, der sich in vertikaler Richtung erstreckt. Die Kurve 44 wird bis auf den minimalsten, hier also tiefsten, Punkt verschoben. Dies kann gemäß folgender Formel geschehen: Degradation_{third_order} = Trendline_{third_order} – Difference_{third_order,max}
Wie in 18 dargestellt wird die Übergangsdegradation des Moduls bestimmt durch die Differenz zwischen den Werten der Näherung dritter Ordnung 43 am ersten Wert der Moduldegradation 45 und an der beziehungsweise am Ende 46 der Stabilisierungszeit 42. Die kann gemäß folgender Formel geschehen: Degradation_Transient = Degradation_{third_order,after_Stab_Time} – Degradation_{third_order,first}
Anhand von 18 wird nun erläutert, wie eine Modul-Nutzungsdauer ermittelt wird. Dazu werden die verschobenen Näherungen 36, 39 und/oder 44 in einem weiteren Zeitraum betrachtet. Üblicherweise ist es ausreichend, lediglich eine verschobene Näherung zu betrachten. Man wird diejenige auswählen, deren Genauigkeit am besten ist. Generell ist die höchste verschobene Näherung, hier dritter Ordnung, die Genaueste. Sie benötigt jedoch eine gewisse Anzahl an Datenwerten, sind diese nicht vorhanden, kann eine niedrigere verschobene Näherung genauer sein, so dass diese ausgewählt wird.
Es wird der Zeitpunkt 47 ermittelt, an dem die verschobene Näherung 39, 44 einen Degradationswert von zwanzig Prozent erreicht oder schneidet. Die zu diesem Zeitpunkt 47 gehörende Jahreszahl gibt die Modul-Nutzungsdauer 48 an.
Einzelne Schritte des oben beschriebenen Verfahrens wie zum Beispiel die Sensornormierung sind optional. Auch die Reihenfolge der Schritte kann anders gewählt werden, wenn möglich können Schritte auch parallel durchgeführt werden oder ein Schritt implizit in einem anderen Schritt ausgeführt werden.

Claims

Verfahren zum Bestimmen der Degradation eines PV-Moduls (2), mit den folgenden Schritten: – Bestimmen von Abweichungen von gemessenen Modul-Leistungswerten (31) von simulierten Modul-Leistungswerten (30); – Berechnen von Moduldegradationen (33) für wolkenfreie Tage durch Subtraktion der Abweichungen von Eins multipliziert mit Einhundert; – Berechnen einer linearen Näherung (34) über die Moduldegradationen (33) nach dem ersten Betriebsjahr; und – Berechnen einer langfristigen Moduldegradationsrate als Steigung der linearen Näherung (34).
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Verfahren auf Tageswerten basiert.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei ein Einstrahlungssensor zur Berechnung der Modul-Leistungswerte verwendet wird.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei ein zeitlicher Versatz der Modul-Leistungswerte durch Ausrichtungsfehler des Einstrahlungssensors ermittelt und berücksichtigt wird.
Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, wobei Messfehler durch Alterung des Einstrahlungssensors durch Vergleichen aller bisher beobachteten wolkenfreien Tagen ermittelt und berücksichtigt wird.
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei Modul-Leistungswerte aus einem Zeitintervall (17) um den maximalen Höhenwinkel der Sonne verwendet werden.
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei Modul-Leistungswerte verworfen werden, wenn eine durchschnittliche gemessene Einstrahlung um einen Grenzwert von einer simulierten Einstrahlung abweicht, wobei der Grenzwert zwischen 5 Prozent und 25 Prozent liegt.
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei die Modul-Leistungswerte verworfen werden, wenn eine Ausgangsleistung eines mit dem Modul verbundenen Inverters (5) begrenzt wurde.
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei die lineare Näherung (34) auf den niedrigsten, am weitesten von der linearen Näherung abweichenden Wert (35) der Moduldegradation (33) verschoben wird, die verschobene lineare Näherung (36) mit der Steigung bis zu dem ersten Wert der Moduldegradationen extrapoliert wird und eine Abweichung von der angegebenen Modul-Nennleistung durch Bilden des negativen Werts der verschobenen linearen Näherung (36) an dem ersten Wert (37) der verschobenen linearen Näherung (36) berechnet wird.
Verfahren zum Bestimmen einer Stabilisierungszeit eines PV-Moduls (2), mit den folgenden Schritten: – Bestimmen von Abweichungen von gemessenen Modul-Leistungswerten (31) von simulierten Modul-Leistungswerten (30); – Berechnen von Moduldegradationen (33) für wolkenfreie Tage durch Subtraktion der Abweichungen von Eins multipliziert mit Einhundert; – Berechnen einer quadratischen Näherung (38) über die Moduldegradationen (33) über die gesamte Betriebszeit; – Verschieben der quadratischen Näherung (38) auf den niedrigsten, am weitesten von der quadratischen Näherung abweichenden Wert (35) der Moduldegradation (33); und – Bestimmen der Stabilisierungszeit (42) des Moduls durch das Intervall von dem ersten Wert der Moduldegradation bis zu einem Minimum (41) der verschobenen quadratischen Näherung (39).
Verfahren nach Anspruch 10, wobei eine Näherung dritter Ordnung (43) über die Moduldegradationen (33) über die gesamte Betriebszeit berechnet wird, die Näherung dritter Ordnung (43) auf den niedrigsten, am weitesten von der Näherung dritter Ordnung abweichenden Wert (35) der Moduldegradation (33) verschoben wird, und eine Übergangsdegradation des Moduls bestimmt wird durch die Differenz zwischen den Werten der verschobenen Näherung dritter Ordnung (44) am ersten Wert der Moduldegradation (45) und an der Stabilisierungszeit (46).
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 11, wobei eine Modul-Nutzungsdauer (48) ermittelt wird durch Ermitteln des Zeitpunktes (47), an dem eine der verschobenen Näherungen (34, 38, 43) einen Degradationswert von zwanzig Prozent erreicht.
Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 12, wobei das Verfahren für mehrere Module (2) eines Strangs (3) auf Strang-Leistungswerten basierend ausgeführt wird.