Upload
others
View
1
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
Faculteit Bio-ingenieurswetenschappen
Academiejaar 2010 – 2011
Invloed van stof en schaduw op productiviteit van fotovoltaïsche installaties
Liesbet Symoens Promotor: Prof. dr. ir. Jan Pieters
Masterproef voorgedragen tot het behalen van de graad van Master in de bio-ingenieurswetenschappen: Milieutechnologie
i
Vertrouwelijkheidsclausule
“ De auteur en de promotor geven de toelating deze scriptie voor consultatie beschikbaar te stellen
en delen van de scriptie te kopiëren voor persoonlijk gebruik. Elk ander gebruik valt onder de
beperkingen van het auteursrecht, in het bijzonder met betrekking tot de verplichting de bron
uitdrukkelijk te vermelden bij het aanhalen van resultaten uit deze scriptie.”
© Juni 2011
Liesbet Symoens
ii
Woord Vooraf
Deze thesis dient ter afsluiting van mijn vijf jaar durende opleiding als bio-ingenieur. Een thesis maak
je echter nooit alleen, vandaar dat ik hier een aantal mensen wil bedanken die een belangrijke
bijdrage hebben geleverd om dit werk tot een goed einde te brengen.
Eerst en vooral wil ik mijn promotor, prof. dr. ir. Jan Pieters, bedanken voor de goede begeleiding, de
nodige feedback en de duwtjes in de juiste richting. Bedankt voor de tijd die u wou vrijmaken voor
het doornemen en verbeteren van mijn thesis. Tevens wil ik ook Eddy Philips en Dieter Iemants van
de vakgroep bedanken voor de nodige technische ondersteuning bij de experimentele opstelling.
Verder wil ik de bedrijven Trevi en Galloo bedanken om hun PV-installaties en gegevens ter
beschikking te stellen voor mijn onderzoek. Hierbij zou ik graag Pierre Vandeputte (Galloo), Marijn
Louwagie en Stefaan Deboosere (beiden Trevi) bedanken.
Voor het verzamelen van de juiste informatie en gegevens gaat ook een speciaal dankwoord naar
prof. dr. ir. Paul Van der Meeren en Quenten Denon (vakgroep Toegepaste analytische en fysische
chemie), Hugo Moor (Scheuten Solar) en Peter Rogier (Osmobright).
‘Last but not least’, wil ik de mensen bedanken die me gedurende deze vijf jaar gesteund hebben en
in me zijn blijven geloven: mijn ouders, mijn familie, mijn vriend Fré, mijn ploeggenoten van de
volleybal, mijn studiegenoten en dan vooral Lynn, Isabel en Nathalie. Het waren vijf zware
studiejaren maar dankzij jullie is het me gelukt.
Dank je wel allemaal!
iii
Samenvatting
De interesse in hernieuwbare energie groeit de laatste jaren meer en meer. Zonne-energie is een hot
topic waar tot op heden nog heel wat onderzoek naar wordt verricht. De opbrengst van
fotovoltaïsche installaties is onderhevig aan verschillende factoren en een goede analyse van de
impact van deze factoren is dan ook cruciaal. Schaduw en stof zijn twee belangrijke factoren die deze
opbrengst sterk kunnen beïnvloeden. In het kader van deze scriptie werden verschillende
experimenten uitgevoerd om de bijdrage van deze twee factoren in kaart te brengen. Het
experimentele onderzoek vond plaats onder zowel gecontroleerde omstandigheden als onder
praktijkomstandigheden. De gecontroleerde omstandigheden vonden plaats na optimalisatie van de
laboratoriumopstelling/buitenopstelling op moduleniveau, terwijl onder praktijkomstandigheden
gekeken werd naar het effect van beide factoren op volledige PV-systemen.
Uit de resultaten bleek dat (partiële) beschaduwing een sterk nadelig effect had op de
performantie/opbrengst van fotovoltaïsche modules en systemen. In het experimentele onderzoek
onder gecontroleerde omstandigheden werd ten eerste vastgesteld dat de mate van beschaduwing
en meer bepaald beschaduwing op zonnecellen van meerdere bypass diodes, zeer nadelig was voor
de opbrengst. Ten tweede gaf het type beschaduwing, tijdelijke beschaduwing door bv. een blad dat
op een zonnepaneel valt of beschaduwing t.g.v. de locatie door bv. schaduwmakende objecten op
afstand, weinig verschil op het schaduweffect. Diffuse straling die beter op de zonnecel valt bij groter
wordende afstand, bleek dus weinig invloed te hebben. Het allerbelangrijkste bleek hier de
afwezigheid van directe zonnestraling op de zonnecel. Dit werd vastgesteld bij een monokristallijne
module. Een polykristallijne module daarentegen hecht mogelijks meer belang aan diffuse straling.
Tot slot werd het schaduweffect beïnvloed door de temperatuur van de zonnecellen en de zonne-
instraling. In het experimentele onderzoek onder praktijkomstandigheden werden twee PV-
installaties (Trevi-I en Trevi-II) onderzocht. Ook hier bleek schaduw een sterk nadelige invloed te
hebben op de opbrengst.
De te trekken conclusie uit het experimentele onderzoek naar de invloed van beschaduwing op de
performantie van fotovoltaïsche systemen is hoe dan ook het vermijden van beschaduwing om een
zo goed mogelijke werking te garanderen, zelfs wanneer bypass diodes ingebouwd zijn.
Uit de resultaten bleek eveneens dat de invloed van stof op de performantie/opbrengst van
fotovoltaïsche modules en systemen sterk afhankelijk was van het type stof. In het experimentele
onderzoek onder gecontroleerde omstandigheden werd gebruik gemaakt van bloem en zand, twee
types stof die respectievelijk fijn en grover stof voorstelden. Fijn stof bleek een grotere impact op de
performantie te hebben dan grover stof voor eenzelfde massa stof per oppervlakte-eenheid. Dit was
iv
te verklaren door de hogere graad van bedekking van fijn stof t.o.v. grof stof. Het onderzoek op een
operationeel PV-systeem (Galloo) gaf vanuit wetenschappelijk oogpunt een significant verschil tussen
niet reinigen en reinigen. Procentueel gezien werd een verbetering van de opbrengst waargenomen
van ongeveer 1,6%. Economisch gezien zal reiniging bij kleinschalige installaties (< ±10kWp) niet
haalbaar zijn. Mogelijks is reinigen wel economisch zinvol bij een bepaalde grootte van de installatie.
v
Inhoudsopgave
Vertrouwelijkheidsclausule .................................................................................................................. i
Woord Vooraf ...................................................................................................................................... ii
Samenvatting ...................................................................................................................................... iii
Inhoudsopgave .................................................................................................................................... v
Symbolen & Afkortingen .................................................................................................................. viii
Inleiding ....................................................................................................................................... 1
1 Literatuuronderzoek ................................................................................................................. 3
1.1 De zon als duurzame energiebron ................................................................................................ 3
1.2 Beleidsondersteuning ................................................................................................................... 4
1.3 Opbouw fotovoltaïsche systemen ................................................................................................ 4
1.3.1 Zonnecellen ........................................................................................................................... 4
1.3.1.1 Fysische werking............................................................................................................................ 5
1.3.1.2 Soorten .......................................................................................................................................... 7
1.3.1.3 Elektrisch gedrag ........................................................................................................................... 8
1.3.2 Fotovoltaïsche modules....................................................................................................... 12
1.3.2.1 Opbouw ....................................................................................................................................... 12
1.3.2.2 Elektrisch gedrag ......................................................................................................................... 13
1.3.3 Omvormers .......................................................................................................................... 14
1.3.4 Soorten PV-systemen .......................................................................................................... 14
1.4 Opbrengst van fotovoltaïsche systemen .................................................................................... 15
1.4.1 Algemeen ............................................................................................................................. 15
1.4.2 Invloed van oriëntatie en hellingshoek ............................................................................... 16
1.4.3 Invloed van schaduw ........................................................................................................... 17
1.4.3.1 Schaduwtypes ............................................................................................................................. 17
1.4.3.2 Zonnecel in reverse bias .............................................................................................................. 17
1.4.3.3 Wijziging elektrisch gedrag ......................................................................................................... 18
1.4.3.4 (Innovatieve) oplossingen ........................................................................................................... 19
1.4.4 Invloed van stof ................................................................................................................... 21
1.4.4.1 Definitie stof ................................................................................................................................ 21
1.4.4.2 Fase-I-onderzoeksperiode ........................................................................................................... 21
1.4.4.3 Fase-II-onderzoeksperiode .......................................................................................................... 22
1.4.4.4 Beïnvloedingsfactoren stofaccumulatie ...................................................................................... 24
1.4.4.5 Oplossing : zelfreinigende zonnepanelen .................................................................................... 25
vi
1.5 Conclusie en doelstelling ............................................................................................................ 26
2 Materiaal en methoden .......................................................................................................... 27
2.0 Proefopzet .................................................................................................................................. 27
2.1 Materiaal .................................................................................................................................... 28
2.1.1 Gecontroleerde omstandigheden ....................................................................................... 28
2.1.1.1 Fotovoltaïsche module ................................................................................................................ 28
2.1.1.2 Meters en sensoren ..................................................................................................................... 29
2.1.2 Praktijkomstandigheden...................................................................................................... 31
2.1.2.1 Installatie Galloo ......................................................................................................................... 31
2.1.2.2 Installatie Trevi-I .......................................................................................................................... 33
2.1.2.3 Installatie Trevi-II ......................................................................................................................... 35
2.2 Experimentele procedures ......................................................................................................... 36
2.2.1 Optimalisatie laboratoriumopstelling/buitenopstelling ...................................................... 36
2.2.2 Schaduweffect ..................................................................................................................... 36
2.2.2.1 Gecontroleerde omstandigheden ................................................................................................ 36
2.2.2.2 Praktijkomstandigheden ............................................................................................................. 39
2.2.3 Stofeffect ............................................................................................................................. 41
2.2.3.1 Gecontroleerde omstandigheden ................................................................................................ 41
2.2.3.2 Praktijkomstandigheden ............................................................................................................. 42
3 Resultaten en discussie ........................................................................................................... 43
3.1 Optimalisatie laboratoriumopstelling/buitenopstelling ............................................................. 43
3.2 Schaduweffect ............................................................................................................................ 43
3.2.1 Gecontroleerde omstandigheden ....................................................................................... 43
3.2.1.1 Experiment 1 ............................................................................................................................... 43
3.2.1.2 Experiment 2 ................................................................................................................................ 48
3.2.1.3 Experiment 3 ............................................................................................................................... 51
3.2.1.4 Experiment 4 ............................................................................................................................... 51
3.2.2 Praktijkomstandigheden...................................................................................................... 53
3.2.2.1 Trevi-I .......................................................................................................................................... 53
3.2.2.2 Trevi-II ......................................................................................................................................... 56
3.3 Stofeffect ..................................................................................................................................... 60
3.3.1 Gecontroleerde omstandigheden ....................................................................................... 60
3.3.1.1 Experiment 5 ............................................................................................................................... 60
3.3.1.2 Experiment 6 ................................................................................................................................ 61
3.3.2 Praktijkomstandigheden...................................................................................................... 62
4 Conclusie ................................................................................................................................ 66
5 Verder onderzoek ................................................................................................................... 70
Referentielijst ............................................................................................................................ 71
Appendix A ................................................................................................................................ 78
vii
Appendix B................................................................................................................................. 81
Appendix C ................................................................................................................................. 82
Appendix D ................................................................................................................................ 92
Appendix E ................................................................................................................................ .98
viii
Symbolen & Afkortingen
c0 Coëfficiënt van foto-elektrische stroom
f Frequentie
E Energie
G Zonne-instraling
h Constante van Planck
I Driftstroom
ID Diodestroom
IF ‘forward biased’ stroom
I0 Omgekeerde verzadigingsstroom
IP Stroom door parallelweerstand
ISC Kortsluitstroom
IR ‘reversed biased’ stroom
IPh Foto-elektrische stroom
m Diodefactor
η Efficiëntie of rendement (%)
RP Parallelweerstand
RS Serieweerstand
V Outputspanning
Vb Doorslagspanning
VOC Open klemspanning
VD Diodespanning
VF ‘forward biased’ spanning
VR ‘reversed biased’ spanning
VT Temperatuurspanning
w Stofdichtheid
AC Alternating current, wisselstroom
CIGS Copper-Indium-Gallium-diSelenide, koper-indium-gallium-diselenide
CIS Copper-Indium-diSelenide, koper-indium-diselenide
CdTe Cadmium-Telluride
DC Direct current, gelijkstroom
DSC Dye-Sensitized solar Cell, kleurstofgevoelige zonnecel
EDS Electrodynamic Dust Shield, elektrodynamische stofscherm
FF Fill Factor, vulfactor
FIT Feed-In Tarrif
ix
EVA Ethyl-Vinyl-Acetaat
GSC Groenestroomcertificaten
GVO Garantie Van Oorsprong
HIT Heterojunction with Intrinsic Thin layer
MPP(T) Maximum power point (tracking)
NASA National Aeronautics and Space Administration
PR Performance Ratio, opbrengstfactor
PV PhotoVoltaic, fotovoltaïsch
Si Silicium
STC Standaard testcondities
VREG Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Electriciteits- en Gasmarkt
W(p) Watt(piek)
kWh kiloWatthour, kiloWattuur
1
Inleiding
Duurzame energie wint de laatste jaren meer en meer aan belangstelling en economisch belang. De
grootste drijfveren achter duurzame energie zijn de uitputtelijkheid van de fossiele brandstoffen en
de slechte invloed op het leefmilieu door het gebruik van deze brandstoffen. Bovendien drukt de
productie van duurzame energie veel minder op het milieu doordat er minder CO2 vrijkomt. De
gekendste duurzame energiebronnen zijn water, zon en wind (Milieucentraal, 2010).
Op de klimaatconferentie in Kyoto (1997) engageerde Europa zich ertoe de uitstoot van
broeikasgassen, waaronder CO2, te reduceren in de periode 2008-2012 met 8% in vergelijking met
1990. Aangezien de energiesector hier grotendeels verantwoordelijk voor is, dringen veranderingen
in deze sector zich vooral op. Via rationeel energiegebruik, efficiënte energieopwekking en
investeren in hernieuwbare energiebronnen tracht Europa deze doelstellingen te behalen (Eyckmans,
2007). De recentste klimaatconferentie in Mexico (2010) bracht echter nog geen overeenstemming
over de verlenging van het Kyoto-protocol dat in 2012 afloopt (Milieuloket, 2010).
Deze scriptie focust zich op de zon als hernieuwbare energiebron. Zonnepanelen zijn een hot topic
waar tot op heden nog heel wat onderzoek naar verricht wordt. Deze technologie is nog jong en
dynamisch en staat eigenlijk nog maar in haar kinderschoenen. De opbrengst van fotovoltaïsche
zonnepanelen is onderhevig aan een aantal factoren en een goede analyse van de impact van deze
factoren is dan ook noodzakelijk (Pollet & Volcke, 2010).
Het doel van deze scriptie is om de invloed van stof en schaduw na te gaan op de opbrengst van
fotovoltaïsche installaties. De invloed van deze twee factoren werd zowel onder gecontroleerde
omstandigheden als onder praktijkomstandigheden onderzocht en geanalyseerd.
In Hoofdstuk 1 worden via literatuuronderzoek de werking en de opbouw van fotovoltaïsche
systemen besproken vooraleer de verschillende factoren aan te halen die invloed hebben op de
opbrengst van fotovoltaïsche systemen. In dit hoofdstuk wordt de basis gelegd voor het begrijpen
van de daaropvolgende hoofdstukken.
De materiaal en methoden die gebruikt werden voor de experimenten, worden in detail besproken in
Hoofdstuk 2. Dit hoofdstuk bevat onder meer de proefopzet van het experimentele onderzoek. Het
experimentele onderzoek kan na de optimalisatie van de laboratoriumopstelling/buitenopstelling,
opgedeeld worden in twee delen: het schaduweffect en het stofeffect.
2
De resultaten worden besproken en geanalyseerd in Hoofdstuk 3. Dit hoofdstuk omvat eveneens de
discussie met de link naar het literatuuronderzoek. De conclusies van deze scriptie worden in
Hoofdstuk 4 samengevat. In het afsluitende hoofdstuk worden nog aanbevelingen gegeven voor
verder onderzoek omtrent dit onderwerp in de toekomst.
3
Hoofdstuk 1
Literatuuronderzoek
1.1 De zon als duurzame energiebron
Zonne-energie bevat een enorm potentieel. De aarde ontvangt immers op één dag meer dan
voldoende zonne-energie om aan de jaarlijkse wereldwijde energiebehoeften (14 TW) te voldoen
(figuur 1.1). Het gevaar voor uitputting is bij de zon niet aan de orde. Bovendien kan zonne-energie
overal ter wereld aangewend worden met slechts een verschil in zonne-instraling, en dus
elektriciteitsproductie, van een factor twee à drie tussen bevolkte regio’s met de minste en meeste
zonne-instraling (Minnaert, 2008).
Fig. 1.1: Grafische voorstelling van het jaarlijks zonnepotentieel (TW = 10
12 Watt) (naar Minnaert, 2008)
Slechts een deel van de zonne-energie is transformeerbaar naar elektriciteit. Dit wordt verduidelijkt
in onderstaande figuur. Het spectrum van de zonnestraling kan onderverdeeld worden in ultraviolet
(UV) straling, zichtbaar, infrarood- (IR) en langgolvige warmtestraling. Het zichtbaar licht bestaat uit
verschillende lichtkleuren (= kleurenspectrum van het licht). Het is vooral dit deel van het spectrum
dat transformeerbaar is naar elektriciteit en dus bruikbaar is voor fotovoltaïsche toepassingen.
Fig. 1.2: Elektromagnetisch spectrum van de zon en transformeerbaar deel (uit Richir, 2007)
050000
100000
Wereldwijde energieconsumptie
Zonne-energie
14
89000
TW
4
1.2 Beleidsondersteuning
De hoge investeringskost van zonnepanelen vormt vaak een struikelblok voor vele voorstaanders.
Om zonne-energie op de kaart te zetten, zijn daarom verschillende systemen nodig. De belangrijkste
systemen die aangewend worden in Europa zijn (Commission of the European communities, 2005;
Laleman, 2009):
1. Hoeveelheidgebaseerd GSC-systeem (groenestroomcertificaten)
In het GSC-systeem worden quota vastgelegd voor minimale groene stroomproductie. Dit is een
hoeveelheidgebaseerd systeem omdat bij dit systeem de hoeveelheid groene stroom wordt
opgelegd. Een GSC is volgens VREG (2010a) een certificaat dat aantoont dat een producent in
een daarin aangegeven jaar 1000 kWh elektriciteit heeft opgewekt uit een hernieuwbare
energiebron. Het principe van het GSC-systeem in Vlaanderen wordt beschreven in Appendix A.
2. Prijsgebaseerd FIT-systeem (feed-in tarieven)
Feed-in tarieven zijn een systeem waarbij elektriciteitsleveranciers, zoals eigenaars van
zonnepanelen, een vaste prijs krijgen per aan het net geleverde hoeveelheid energie (Jacobs et
al.,2009). Hier wordt dus niet de hoeveelheid groene stroom vastgelegd, maar de prijs van de
groene stroom. Het FIT-systeem is dus prijsgebaseerd. De prijs wordt doorgaans voor meerdere
jaren vastgelegd en is afhankelijk van de soort groene energie. Zo ontvingen producenten van
zonne-energie in Duitsland in 2008 een feed-in tarief van 33-43 eurocent/kWh. Dit tarief werd in
2010 verlaagd met 8 tot 10% en zal na 2011 met jaarlijks 9% verlagen (Raedthuys, 2008).
De beleidsondersteuning werd kort weergegeven. Hier wordt niet dieper op ingegaan omdat dit niet
onderwerp uitmaakt van deze scriptie. Het toont wel aan dat verder onderzoek van de technologie
nodig is.
1.3 Opbouw fotovoltaïsche systemen
Het basiselement van een fotovoltaïsch systeem is de fotovoltaïsche cel of zonnecel. De zonnecellen
worden geassembleerd en geïncorporeerd in een fotovoltaïsche module of zonnepaneel. Deze
worden vervolgens in serie (of parallel) geschakeld en aan batterijen of omvormers gekoppeld. Het
geheel noemt men een fotovoltaïsch systeem (PV-systeem) inclusief de draagstructuur of
bevestigingstechniek, elektrische componenten, laadregelaars of omvormers, batterijen of andere
opslag, bekabeling, koppelingskast en beveiliging (ODE Vlaanderen, 2007). De zonnecellen, modules
en omvormers worden hieronder besproken.
1.3.1 Zonnecellen
Om meer inzicht te verwerven in hoe een zonnepaneel elektriciteit produceert uit het zonlicht, wordt
de fysische werking van een zonnecel besproken. Vervolgens wordt een overzicht gegeven van de
verschillende courante soorten zonnecellen die voorhanden zijn. In het kader van deze scriptie wordt
het elektrisch gedrag van een zonnecel besproken.
5
1.3.1.1 Fysische werking
Zonnecellen worden geproduceerd uit dunne plaatjes halfgeleiders. Het meest bekende en ook
oudste type zonnecel is de kristallijne siliciumzonnecel. De werking van een zonnecel wordt a.d.h.v.
dit type beschreven. De werking van een zonnecel is gebaseerd op het inwendig foto-elektrisch
effect. Er wordt onderscheid gemaakt tussen intrinsieke halfgeleiding van een zuivere halfgeleider
(Si) en extrinsieke halfgeleiding door dopering.
Intrinsieke halfgeleiding van halfgeleider
Bij de productie van kristallijne siliciumzonnecellen is zeer zuiver silicium vereist met een hoge
kristalkwaliteit. De siliciumatomen vormen een stabiele kristalstructuur. Zo heeft elk siliciumatoom
vier valentie-elektronen in de buitenste schil en wordt een stabiele elektronenconfiguratie bekomen
door elektronenpaarbinding met vier naburige atomen. De elektronenpaarbinding kan door
temperatuurstijging of absorptie van invallend licht (1eV energie ~ 1 quantum) verbroken worden.
Het elektron kan dan vrij bewegen doorheen het materiaal en laat een eveneens beweeglijk positief
geladen gat achter in de kristalstructuur (= thermische generatie) (figuur 1.3). De vrije elektronen
kunnen echter makkelijk terug op hun oude plaats terugkeren in onbewerkt silicium (= recombinatie).
Er ontstaat een dynamisch evenwicht tussen recombinatie en thermische generatie in ruw silicium.
Fig. 1.3: Kristalstructuur silicium (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
Extrinsieke halfgeleiding
Opdat het siliciummateriaal gebruikt kan worden om elektriciteit te produceren, dienen
verontreinigingen in de siliciumlagen ingebouwd te worden. Dit wordt ook wel het doperen van een
halfgeleider genoemd. Er bestaan twee manieren om een halfgeleider te doperen : n-type dopering
en p-type dopering (figuur 1.4).
Fig. 1.4: Structuur p- en n-type halfgeleider (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
Bij n-type dopering wordt een element toegevoegd met vijf elektronen op de buitenste schil, zoals
fosfor. Er blijft echter per fosforatoom één elektron over dat relatief vrij kan bewegen in de
6
structuur. Omdat negatieve ladingen (elektronen) een elektrische stroom kunnen geleiden, wordt dit
n-type dopering genoemd. P-type dopering wordt bereikt door een element toe te voegen met drie
elektronen op de buitenste schil, zoals boor. Per ingebouwd booratoom ontstaat een gat waar
elektronen van silicium in kunnen springen. Aangezien deze gaten een netto positieve lading hebben,
wordt dit een p-type dopering genoemd. Zowel p-type als n-type halfgeleiders zijn elektrisch
neutraal.
De twee types halfgeleiders worden in een zonnecel met elkaar in contact gebracht en vlakbij het
raakvlak (de pn-junctie) ontstaat er een verplaatsing van elektronen vanuit de n-kant (elektronenrijk)
naar de p-kant (elektronenarm) van de junctie. De elektronen vormen op deze manier combinaties
met de gaten van het p-type tot er een bepaald evenwicht bereikt is. Doordat de elektronen naar het
p-type silicium gaan, ontstaat een overschot aan positieve ladingen in het n-type silicium. De
elektronen vullen tegelijkertijd de gaten in het p-type waardoor er hier een overschot aan negatieve
ladingen ontstaat. Deze evenwichtsverstoring zorgt voor een elektrisch veld (‘depletion zone’ of
uitputtingszone) dat een verdere verplaatsing van ladingsdragers door de junctie verhindert (Aldous
& Toothman, 2000; Images SI, 2010). Het ontstaan van de uitputtingszone wordt in onderstaande
figuur verduidelijkt.
Fig. 1.5: Ontstaan uitputtingszone (naar Images SI, 2010b)
Wanneer zonlicht op de zonnecel valt, zorgt de absorptie van fotonen ervoor dat elektronen worden
vrijgemaakt (figuur 1.6). De fotonen moeten echter een bepaald energieniveau (= band gap energie)
halen om geabsorbeerd te worden. Wanneer de energie van een foton hoger is dan de band gap
energie van een materiaal, wordt de energie aan een elektron overgedragen en kan het elektron zich
losmaken. Er ontstaat een vrij elektron en een gat die door het aanwezige elektrisch veld naar
respectievelijk de voorzijde (n-type) en de achterzijde (p-type) worden gestuurd. Hierdoor treedt er
een spanningsverschil op tussen de voorzijde en achterzijde. Door beide zijden met elkaar te
verbinden, kan er een elektronenstroom lopen en wordt elektriciteit gegenereerd (Aldous &
Toothman, 2010; Schreurs, 2009; Sinke, 2007).
Fig. 1.6: Werking zonnecel (uit Images SI, 2010a)
7
1.3.1.2 Soorten
Er bestaat een heel gamma aan soorten zonnecellen. In figuur 1.7 wordt een overzicht gegeven van
de courante soorten. De PV-industrie is echter een snel evoluerende industrie waardoor dit schema
slechts indicatief is en nog steeds aangevuld kan worden.
Fig. 1.7: Soorten zonnecellen.
1Combinaties van koper, indium, gallium, selenium;
2Cadmium-Telluride;
3‘Dye-
sensitized solar cell’; 4‘Heterojunction with Intrinsic Thin layer’; *Experimentele fase; **Concentrator systemen,
ruimtevaart (naar RENIb, 2010-2011)
In deze scriptie wordt de aandacht gevestigd op kristallijne siliciumcellen omdat deze tot op heden
het meest wordt toegepast. De overige soorten worden slechts bij naam aangegeven maar hier
wordt niet dieper op ingegaan. Voor verdere informatie omtrent deze soorten zonnecellen wordt
verwezen naar RENIb (2010-2011).
Silicium is na zuurstof het meest aanwezige chemische element in de aardkorst en is voornamelijk
aanwezig in kwartszand (SiO2). Via een reductieproces op hoge temperatuur wordt silicium
gewonnen uit het kwartszand. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen monokristallijne enerzijds
en poly- of multikristallijn silicium anderzijds. Het verschil tussen beide wordt in tabel 1.1
aangegeven. Doordat in polykristallijn silicium de kristallen willekeurig georiënteerd zijn, worden
deze gescheiden door korrelgrenzen. Dit leidt tot efficiëntieverliezen. Bij monokristallijn silicium zijn
geen korrelgrenzen aanwezig waardoor de efficiëntieverliezen worden gereduceerd (Quaschning,
2004).
Tabel 1.1: Vergelijking mono- en polykristallijne siliciumzonnecellen (Pollet & Volcke, 2010)
Type Aantal kristallen/silicium plaatje Vorm Kleur
Monokristallijn silicium
Eén kristal Rond of vierkant met afgeronde hoeken
Egaal donkergrijs of donkerblauw
Polykristallijn silicium Meerdere kristallen (verschillende oriëntatie)
Vierkant, rechthoekig, zeshoekig of driehoekig
Gemarmerd donkerblauw tot donkerpaars
De keuze tussen mono- of polykristallijne siliciumzonnecellen is afhankelijk van de regio. Rond de
evenaar is er veel direct zonlicht waardoor er in deze regio voornamelijk gebruik wordt gemaakt van
monokristallijne siliciumcellen. In Noord-Europa zullen polykristallijne zonnecellen primeren omdat
daar vooral diffuus zonlicht op de zonnepanelen valt. In België worden beide types naast elkaar
gebruikt.
8
1.3.1.3 Elektrisch gedrag
In deze sectie wordt het elektrisch gedrag van een zonnecel besproken. Eerst wordt het equivalent
circuit besproken, vervolgens worden de I(V)-curve en de belangrijkste celparameters besproken.
Equivalent circuit
De belangrijkste grootheden in een equivalent circuit van een zonnecel worden in onderstaande
tabel opgesomd, samen met hun eenheden.
Tabel 1.2: De grootheden in een equivalent circuit (naar Wagner, 2009; Haselhuhn, 2005)
Parameter Symbool
(Eenheid)
Parameter Symbool (Eenheid)
Outputspanning V (V) Stroom door parallelweerstand IP (A)
Diodespanning VD (V) Diodefactor m (-)
Temperatuurspanning VT (V) Coëfficiënt van foto-elektrische stroom c0 (m2/V)
Driftstroom I (A) Zonne-instraling G (W/m2)
Diodestroom ID (A) Parallelweerstand RP (Ω)
Omgekeerde verzadigingsstroom I0 (A) Serieweerstand RS (Ω)
Foto-elektrische stroom IPh (A)
Zoals eerder vermeld, bestaat een zonnecel uit p- en n-gedopeerd siliciummateriaal. Een zonnecel
kan in principe beschouwd worden als een grootschalige diode. Deze diode kan ‘forward biased’ of
‘reversed biased’ ingesteld zijn. Deze begrippen worden verduidelijkt a.d.h.v. figuur 1.8. Wanneer
een externe vermogensbron aan de diode wordt toegevoegd, zal er enkel een elektronenstroom op
gang komen wanneer de negatieve kant van de bron in verbinding staat met de n-kant en de
positieve kant met de p-kant van de junctie. De elektronen stromen bij een bepaalde spanning nl. de
drempelspanning. De diode is ‘forward biased’ en de karakteristiek in het eerste kwadrant wordt dan
toegepast ( IF=f(VF) ) ( figuur 1.9(1) ). Wanneer de externe vermogensbron omgekeerd aangesloten
wordt, zal de diode ‘reversed biased’ zijn en wordt de karakteristiek in het derde kwadrant toegepast
( IR=f(VR) ). Bij een bepaalde spanning nl. de doorslagspanning, gaat het lawine-effect (‘avalanche
breakdown effect’) optreden. Hierop wordt teruggekomen in paragraaf 1.4.3.2.
Fig. 1.8: ‘forward biased’ en ‘reversed biased’ (uit Images SI, 2010b)
Zonnecellen worden gemodelleerd als een stroombron in parallel met een diode. Wanneer er geen
licht is en dus ook geen stroom gegenereerd wordt, gedraagt de zonnecel zich als een diode ( figuur
1.9(1) ). Voor een monokristallijne zonnecel kan een drempelspanning (‘forward or treshold voltage’)
van ongeveer 0,5V en een doorslagspanning (‘breakdown voltage’) van 12V tot 50V, afhankelijk van
de kwaliteit en het celmateriaal, aangenomen worden.
9
Fig. 1.9: (1) Equivalent circuit van een onbelichte zonnecel en de diodekarakteristiek; (2) Equivalent circuit van een belichte zonnecel en de zonnecelkarakteristiek; (3) Uitgebreid equivalent circuit van een zonnecel (naar Haselhuhn, 2005)
Wanneer een zonnecel belicht wordt, zal de energie van de fotonen vrije ladingsdragers genereren.
Een belichte zonnecel vormt idealiter een parallel circuit van een energiebron en een diode ( figuur
1.9(2) ) waarbij de energiebron de foto-elektrische stroom (IPh) produceert. De waarde van deze
stroom is afhankelijk van de instraling (G). De diodekarakteristiek (‘characteristic curve of a diode’)
verplaatst zich met een magnitude gelijk aan de foto-elektrische stroom. Op deze manier wordt de
karakteristiek van een zonnecel bekomen (‘characteristic curve of a solar cell’).
Het standaardmodel voor zonnecellen is weergegeven in figuur 1.9(3). Dit uitgebreid equivalent
circuit wordt ook wel ‘single-diode’ model1 genoemd. Gedurende de werking wordt de efficiëntie
van de zonnecel gereduceerd door twee inwendige weerstanden nl. parallelweerstand RP en
serieweerstand RS. De parallelweerstand staat ook bekend als RSh (‘shunt resistance’). In de zonnecel
treedt een spanningsdaling op wanneer de vrije ladingsdragers van de halfgeleider migreren naar de
elektrische contacten. Dit wordt beschreven door de serieweerstand (enkele mΩ). De
parallelweerstand daarentegen beschrijft de lekstromen (>> 10Ω) (Haselhuhn, 2005; Molitor, 2009).
Wanneer de serieweerstand toeneemt en/of de parallelweerstand afneemt, zal de karakteristieke
I(V)-curve afvlakken. Deze karakteristieke I(V)-curve wordt nu besproken.
1 Naast het ‘single-diode’ model bestaan er meer gesofisticeerde modellen zoals het ‘two diode’ model waarbij
een tweede diode geïntroduceerd wordt om het elektrisch gedrag van een zonnecel beter te benaderen en het effect van recombinatie in de uitputtingszone te beschouwen (Boronat, 2009).
V = VD
I = -ID= -I0[ exp(
-1 ]
Met VT =
(Gazoli et al., 2009a-b)
k (Boltzmannconstante) = 1,38 10-23 J/K ; celtemperatuur T (K) ; q (lading e-)= 1,6 10-19 As ; Ns (Aantal cellen in serie) = 1 voor één zonnecel
V = VD
IPh = c0 x G
I = IPh - ID = IPh -I0[ exp(
-1 ]
= Ideaal model (m=1 voor ideale diode)
V = VD – RS x I
I = IPh - ID - IP
I = IPh-I0[ exp(
-1 ]-
= ‘Single-diode’ model (m=1 voor ideale
diode)
1
2
3
Karakteristieke vergelijking (Wagner, 2009)
10
De karakteristieke I(V)-curve van een zonnecel
Slechts een deel van de karakteristiek van een zonnecel is interessant en wordt de I(V)-karakteristiek
van een zonnecel genoemd. In dit deel van de karakteristiek produceert de zonnecel stroom. De I(V)-
karakteristiek wordt bekomen door het vierde kwadrant (IV) van de karakteristiek van een zonnecel,
zoals in figuur 1.9(2) , te nemen en te spiegelen rond de horizontale spanningsas. De vorm van de
I(V)-karakteristiek ziet er dan uit zoals in figuur 1.10. Naast de I(V)-curve wordt in deze figuur ook de
P(V)-curve weergegeven.
Fig. 1.10: De karakteristieke I(V)-curve en P(V)-curve van een kristallijne zonnecel (10cm x 10cm) onder STC (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
De I(V)-karakteristiek wordt gekarakteriseerd door volgende drie punten :
1. Het maximaal vermogen punt (MVP = PMAX = PMPP) is het punt op de I(V)-curve waar de zonnecel
het maximaal vermogen opwekt. Dit vermogen wordt uitgedrukt in Wattpiek. Wattpiek (Wp) is
het elektrisch piekvermogen of nominaal vermogen onder standaard testcondities STC (AM2 =
1,5; zonne-instraling = 1kW/m2; zonneceltemperatuur = 25±2°C). Het MVP wordt berekend
volgens PMAX = IMPP x VMPP. De kunst is om de belasting van de zonnecel zo te kiezen dat bij het
desbetreffende instralingsniveau het vermogen van de zonnecel maximaal wordt. De elektronica
van de omvormer zorgt hiervoor (Haas, 2010). De omvormer wordt verder besproken (paragraaf
1.3.3).
2. De kortsluitstroom (‘short-circuit current’= ISC) is ongeveer 5-15% hoger dan de MPP-stroom
(IMPP). Voor kristallijne cellen (10cm x 10cm) onder STC is ISC rond 3A. Deze stroom wordt
berekend als de spanning gelijk is aan nul.
3. De open klemspanning (‘open-circuit voltage’=VOC) is ongeveer 0,5V tot 0,6V voor kristallijne
cellen (10cm x 10cm) onder STC. Deze spanning wordt berekend als de stroom gelijk is aan nul.
De temperatuur heeft een belangrijk effect op de I(V)-curve. De kristallen waaruit de halfgeleiders
zijn geproduceerd, zijn temperatuurgevoelig. Bij een zonnecel die blootgesteld wordt aan hogere
temperaturen zal ISC verhogen ( +0,05% / °C) en VOC verlagen (-0,5% / °C). Hogere temperaturen
zullen aldus leiden tot een verlaagd maximaal vermogen (PMAX). Naast de temperatuur, heeft de
zonne-instraling ook een belangrijk effect op de I(V)-curve. De kortsluitstroom is immers direct
2 De luchtmassafactor (AM) is een maat voor de afgelegde weg van het licht door de atmosfeer en wordt
gedefinieerd als AM = 1/sin(γs) met γs de zonne-elevatiehoek (Valks, 2003).
11
gerelateerd aan het aantal fotonen die worden geabsorbeerd door het halfgeleidend materiaal en is
dus evenredig met de lichtintensiteit. Beide effecten worden verduidelijkt in onderstaande figuur.
Fig. 1.11: Effect temperatuur en zonne-instraling op de I(V)-curve (Electropaedia, 2010)
Celparameters
Twee belangrijke celparameters zijn (National Instruments Developer Zone, 2009) :
1. De vulfactor FF (‘fill factor’) bepaalt de kwaliteit van een zonnecel. Het maximaal vermogen
(PMAX) wordt vergeleken met het theoretische maximum (PT). De mathematische en grafische
berekeningswijze staan afgebeeld in figuur 1.12. Voor kristallijne cellen is deze vulfactor rond
0,75 tot 0,85.
Fig. 1.12: Berekeningswijze vulfactor (uit National Instruments Developer Zone, 2009)
2. Het rendement of de efficiëntie van een zonnecel η. Deze wordt bepaald door de verhouding
van de elektrische vermogensoutput POUT en de vermogensinput PIN. De vermogensinput wordt
gelijk gesteld aan het product van de zonne-instraling G (W/m2) en het celoppervlak A (m2). POUT
kan gelijk gesteld worden aan PMAX wanneer de zonnecel op maximaal vermogen werkt.
=
Het rendement van zonnecellen is nooit 100%. Zonlicht bestaat uit verschillende kleuren
(paragraaf 1.1) en het materiaal waaruit de zonnecel wordt vervaardigd, is niet voor alle kleuren
even gevoelig. Een zonnecel werkt maar optimaal voor één bepaalde kleur. ‘Te rood’ zonlicht
(ca. 700 nm) beweegt doorheen de cel zonder geabsorbeerd te worden, terwijl ‘te blauw’ licht
(ca. 400 nm) maar voor een deel benut wordt. Kristallijne siliciumzonnecellen halen een
laboratorium en commercieel rendement van respectievelijk 25% en 15% (Minnaert, 2008).
12
1.3.2 Fotovoltaïsche modules
Losse zonnecellen kunnen in de praktijk niet gebruikt worden omdat ze slechts een kleine stroom en
lage spanning opwekken. Bovendien zijn zonnecellen breekbaar en vochtgevoelig. Vandaar dat ze
onderling verbonden worden via gesoldeerde strips in een PV-module. Het vermogen van de aparte
cellen wordt door parallel- en serieschakeling vergroot zodat bruikbare elektriciteit geproduceerd
wordt. De PV-module zorgt tevens voor mechanische stevigheid voor de broze zonnecellen en
praktische bevestiging op draagstructuren (ODE Vlaanderen, 2007).
1.3.2.1 Opbouw
De zonnecellen worden ingekapseld tussen enerzijds een weerbestendige bedekking, meestal van
glas en een achterplaat, meestal een plastic folie. In sommige gevallen is de achterplaat eveneens
van glas. Een vochtbestendige kunststof, meestal EVA (Ethyl-Vinyl-Acetaat), zorgt ervoor dat de
zonnecellen tussen de voor- en achterzijde op hun plaats worden gehouden en beschermd zijn tegen
weersinvloeden. In figuur 1.13 is de standaardconfiguratie weergeven van een PV-module. Het
aluminiumkader rond de module verzekert de stevigheid van het geheel en vergemakkelijkt de
montage op het draagvlak. Op de achterzijde is tevens een waterdichte ‘junction box’ of aansluitdoos
voorzien voor de elektrische kabelverbindingen. Een module bestaat typisch uit 36-72 zonnecellen.
Grotere modules van 72 zonnecellen en meer worden vaak geproduceerd om de kosten te drukken
(Anthony et al., 2007; ODE Vlaanderen, 2007; Schreurs, 2009).
Fig. 1.13: Standaardconfiguratie PV-module. 1: aluminiumkader , 2: glasplaat, 3: EVA , 4: zonnecel, 5: tedlar folie (naar Antony et al.,2007)
13
1.3.2.2 Elektrisch gedrag
De karakteristieke I(V)-curve van een PV-module
De vorm van de I(V)-karakteristiek zal niet echt wijzigen voor een PV-module t.o.v. de I(V)-
karakteristiek van een zonnecel. Wanneer zonnecellen in serie geschakeld worden, zal de open
klemspanning van een PV-module a x VOC bedragen met a het aantal seriegeschakelde zonnecellen.
De kortsluitstroom blijft in dit geval onveranderd. Indien de zonnecellen parallel geschakeld zijn,
blijft de open klemspanning onveranderd terwijl de kortsluitstroom gelijk wordt aan b x ISC met b het
aantal parallelgeschakelde zonnecellen. Als voorbeeld wordt in figuur 1.14 de I(V)-curve
weergegeven van een PV-module, bestaande uit 36 seriegeschakelde kristallijne zonnecellen (10cm x
10cm). De I(V)-karakteristiek van deze zonnecellen werd eerder weergegeven in figuur 1.10
(paragraaf 1.3.1.3).
Fig. 1.14: De karakteristieke I(V)-curve en P(V)-curve van een PV-module bestaande uit 36 seriegeschakelde kristallijne zonnecellen (10cm x 10cm) onder STC (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
De karakteristieke I(V)-curve na verbinding van PV-modules
PV-modules kunnen in serie of parallel geschakeld worden. Een string van seriegeschakelde modules
zorgt ervoor dat de spanningsoutput verder verhoogd wordt, terwijl parallelgeschakelde modules de
stroomoutput verder verhogen. De open klemspanning bij seriegeschakelde modules wordt aldus
gelijk aan n x VOC met n het aantal modules in serie. Bij parallelgeschakelde strings is het de
kortsluitstroom die gelijk wordt aan m x ISC met m het aantal strings in parallel. Als voorbeeld wordt
in figuur 1.15 de I(V)-curve weergegeven van drie modules in serie en drie strings in parallel.
Fig. 1.15: De karakteristieke I(V)-curve na verbinding van PV-modules (uit Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie, 2008)
14
1.3.3 Omvormers
De inverter of omvormer speelt een belangrijke rol en vormt het hart van het zonne-energiesysteem.
Eén van de voornaamste taken van de omvormer is het omzetten van gelijkstroom (DC) in
netconforme wisselstroom (AC). De omvormer is echter voor veel meer verantwoordelijk. Zo zorgt de
omvormer voor een optimaal werkingspunt waarbij er gezocht wordt naar de optimale combinatie
van spanning en stroom opdat het vermogen maximaal is (MPP-tracking). De kwaliteitsbewaking van
de stroomlevering aan het openbaar elektriciteitsnet en de beveiliging zijn ook belangrijke taken van
de omvormer. Een omvormer bezit dan ook heel wat regelapparatuur zodat de installatie tijdig kan
worden afgesloten van het openbaar net bij onregelmatige waarden (Cobben, 2002; ODE
Vlaanderen, 2007).
Goed werkende omvormers hebben bij lage lichtinstraling reeds een hoog omzettingsrendement van
minstens 90%. Hoe hoger het rendement van de omvormer, hoe meer gelijkstroom er zal omgezet
worden in wisselstroom en dat is juist wat aan het net wordt toegevoerd en waarvoor de producent
betaald wordt.
De plaatsing van de omvormer speelt een belangrijke rol. De omvormers worden liefst zo dicht
mogelijk bij de elektriciteitskast geplaatst. Meestal bevinden de omvormers zich in de kelder of de
zolder. In België wordt er geadviseerd het nominaal vermogen van de omvormer 10 à 15% lager te
kiezen dan het piekvermogen (Wp) van de panelen omdat de oriëntatie t.o.v. de zon niet altijd
optimaal is en er ook vaak bewolking optreedt (ODE Vlaanderen, 2007; Leefmilieu Brussel, 2010).
1.3.4 Soorten PV-systemen
Er bestaan verschillende types van PV-systemen. Algemeen kunnen PV-systemen onderverdeeld
worden in volgende twee systemen (De Roye & Neyens, 2004) :
1. Autonome (‘stand-alone’) systemen waarbij de opbrengst van de zonne-energie afgestemd is
op de energievraag. De meeste autonome systemen bevatten een loodzuur batterij om de
energie tijdelijk in op te slaan (IEA PVPS TASK 3 REPORT, 1999). Deze systemen worden vooral
aangewend bij woningen die te ver van het openbaar elektriciteitsnet gelegen zijn. Kleinschalige
toepassingen zijn o.a. rekenmachines, horloges, straatverlichting, parkeermeters, etc.
2. Netgekoppelde (‘grid-connected’) systemen zijn verbonden aan het openbare net. Deze
systemen hebben geen accu nodig. Wanneer het aanbod groter is dan de vraag, wordt het
overschot op het net gestuurd. ’s Nachts en wanneer de zonne-energie niet voldoende is om aan
de vraag te voldoen, wordt de nodige energie uit het elektriciteitsnet gehaald (ODE Vlaanderen,
2008). Aangezien deze scriptie zich focust op netgekoppelde systemen, worden hieronder de
verschillende componenten van dergelijk systeem afgebeeld (figuur 1.16). De groene
stroommeter registreert hoeveel groene stroom er geproduceerd is uit de zonne-energie. Dit
vormt dan de basis voor de toekenning van GSC (zie paragraaf 1.2).
15
Fig. 1.16: Netgekoppeld PV-systeem (naar Richir, 2007)
1.4 Opbrengst van fotovoltaïsche systemen
1.4.1 Algemeen
De opbrengst van PV-systemen hangt af van de hoeveelheid zonneschijn en het rendement. De
hellingshoek en de oriëntatie van het systeem bepalen of er maximale zonne-instraling is. De zonne-
instraling over een gegeven periode wordt uitgedrukt in uurequivalenten of in kWh per vierkante
meter. Om de energieopbrengst te bepalen van een PV-systeem kan volgende regel worden
toegepast (Leidraad zonnestroomprojecten, 2008) :
Opbrengst (kWh) = Uurequivalent Piekvermogen (kWp) Opbrengstfactor
Waarbij :
Uurequivalent : afhankelijk van de geografische ligging, uur van de dag, de tijd van het jaar en de
weersomstandigheden.
Piekvermogen (kWp) : Het vermogen dat een zonnepaneel onder STC levert.
Opbrengstfactor : De verhouding tussen het werkelijk rendement en het STC-rendement van het
PV-systeem. De opbrengstfactor wordt ook wel ‘performance ratio’ (PR) genoemd. Deze factor
ligt rond de 80% voor een netgekoppeld systeem.
Per land in Europa kunnen kaarten3 geraadpleegd worden over het jaarlijks zonaanbod (kWh/m2) en
de elektriciteitsproductie (kWh/kWp) bij een opbrengstfactor van 0,75. Deze kaarten zijn gebaseerd
op PVGIS4.
De werkelijke elektriciteitsproductie per kWp opgesteld vermogen hangt af van verschillende
factoren (figuur 1.17). In het kader van deze scriptie wordt de invloed van de hellingshoek en
oriëntatie, schaduw en stof besproken.
3 Via http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/cmaps/eur.htm
4 PhotoVoltaic Geographic Information System : http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php
16
Fig. 1.17: Beïnvloedingsfactoren elektriciteitsopbrengst (naar Pollet & Volcke, 2010)
1.4.2 Invloed van oriëntatie en hellingshoek
Een goede positionering en hellingshoek zijn belangrijke factoren die de opbrengst van zonnepanelen
beïnvloeden. Het is dus van belang om de opbrengst onder verschillende oriëntaties en
hellingshoeken te bestuderen om zo tot een optimale oriëntatie en hellingshoek te komen. De
hellingshoeken worden steeds bekeken t.o.v. de horizontale (Ahmad et al.,2004; Mondol et al.,
2007). De oriëntatie van een zonnepaneel hangt af van twee vrijheidsgraden: de azimuthoek en de
zenitale hoek. De azimuthoek geeft aan hoeveel graden de moduleoppervlakken afwijken t.o.v. het
zuiden [van -180° tot 180°, Oosten = -90°, Zuiden = 0°] en de zenitale hoek geeft de hellingshoek van
het dak weer [0°(horizontaal),90°(verticaal)] (Zonnepanelen, 2010; SMA Solar Technology, 2010).
De optimale hellingshoek en oriëntatie zijn afhankelijk van de geografische ligging. Nabij de evenaar
zal de optimale oriëntatie bijna horizontaal zijn. In het noordelijk halfrond en zuidelijk halfrond dient
het PV-systeem geheld te worden naar respectievelijk het zuiden en het noorden. De optimale
hellingshoek stijgt met hogere breedtegraden en is in de wintermaanden hoger dan in de
zomermaanden omwille van de stand van de zon (Quaschning, 2004). Dunlop et al. (2007) beweren
dat voor België zuidgerichte panelen met een hellingshoek van ongeveer 35° optimaal zijn om een
elektriciteitsproductie van gemiddeld 850 kWh/kWp te bereiken. Bij een verticale of horizontale
plaatsing daalt de opbrengst respectievelijk naar 650 kWh/kWp en 700 tot 800 kWh/kWp.
Een handig hulpmiddel bij het zoeken naar de optimale hellingshoek en oriëntatie is het
instralingsdiagram (figuur 1.18). Dit diagram toont de gemiddelde jaarlijkse zonne-instraling voor
verschillende vaste oriëntaties en hellingshoeken, uitgedrukt in percentage van de maximale zonne-
instraling. Zo bedraagt de instraling op een plat vlak (middelpunt cirkel) ongeveer 85% van de
maximale instraling. Op dit diagram kan ook worden afgelezen dat in België het maximum bereikt
wordt onder een hoek van 35° op het zuiden. Het instralingsdiagram varieert naargelang de
geografische ligging (Adva Solar, 2010).
17
Fig. 1.18: Instralingsdiagram voor België (uit Adva Solar, 2010)
1.4.3 Invloed van schaduw
In deze paragraaf wordt de invloed van beschaduwing op de opbrengst uiteengezet en worden
mogelijke (innovatieve) oplossingen overlopen. Eerst worden de mogelijke schaduwtypes opgesomd.
1.4.3.1 Schaduwtypes
In onderstaand schema worden de verschillende schaduwtypes vernoemd. Schaduw t.g.v. het
gebouw kan vermeden worden door de panelen en het schaduwmakend object zo ver mogelijk van
elkaar te plaatsen. De zelfschaduw bij platte daken kan vermeden worden door optimalisatie van de
hellingshoeken en de afstanden tussen de panelen.
Fig. 1.19: Schaduwtypes (naar Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, 2008)
1.4.3.2 Zonnecel in reverse bias
Een zonnepaneel bestaat -zoals eerder reeds uiteengezet- uit een aantal seriegeschakelde
zonnecellen waardoor een stroom gaat lopen bij lichtinval. Omwille van de serieschakeling moet de
stroom alle zonnecellen passeren. Wanneer er echter geen licht op een bepaalde zonnecel in het
paneel invalt (bv. door beschaduwing), reageert deze zonnecel als een weerstand. De zonnecel wordt
dan invers gepolariseerd of reverse bias. De opbrengst van het gehele paneel wordt hierdoor
18
negatief beïnvloed. Hetzelfde principe geldt voor een string van zonnepanelen : één beschaduwd
zonnepaneel zorgt voor een opbrengstvermindering van de hele string.
Doordat de beschaduwde zonnecel als een weerstand werkt, wordt de stroom die in de rest van de
serie wordt opgewekt omgezet in warmte in de beschaduwde zonnecel. Een beschaduwde zonnecel
wordt hierdoor warmer dan de rest van het paneel. Er wordt bijgevolg een ‘hot spot’ gecreëerd in de
keten. Als het vermogen gedissipeerd door de zonnecel in ‘hot spot’-omstandigheden het maximaal
vermogen dat in stand gehouden kan worden door de zonnecel overschrijdt, zal de zonnecel volledig
beschadigd zijn en ontstaat een open circuit (Leidraad zonnestroomprojecten, 2008; Boronat et al.,
2009).
Kovach (1995) voerde een grondige analyse uit van de ‘reversed biased’ zonnecel en paste het model
van Bishop (Bishop, 1988) toe om conclusies te trekken uit de ‘hot spot’-vorming en de
opbrengstvermindering. Het model van Bishop wordt verkregen door een extra term toe te voegen
aan het ‘single-diode’ model (paragraaf 1.3.1.3). Deze extra term E(V) omvat het lawine-effect dat
uitgedrukt wordt als een niet-lineaire vermenigvuldigingsfactor. Het model van Bishop ziet er dus als
volgt uit :
-n
Waarbij Vb de doorslagspanning is en a,n constanten zijn. De extra term E(V) wordt gemodelleerd als
een gecontroleerde stroombron. Het equivalent circuit van Bishop wordt weergegeven in figuur 1.20.
Fig. 1.20: Equivalent circuit van Bishop (naar Chouder & Silvestre, 2008)
1.4.3.3 Wijziging elektrisch gedrag
Er is al wat onderzoek gebeurd naar het effect van partiële en/of volledige beschaduwing van (een)
zonnecel(len) op de I(V)-karakteristiek. Dit zowel via modellering (Hanitsch & Quaschning, 1996;
Kawamura et al., 2003; Chouder & Silvestre, 2008) als via experimenteel onderzoek (Alonso-Garcia et
al., 2006).
Wanneer één zonnecel in een PV-module beschaduwd wordt, heeft dit een effect op de I(V)-
karakteristiek van deze zonnecel. Deze karakteristiek werd eerder besproken in paragraaf 1.3.1.3.
Belangrijk hierbij op te merken is dat de zonnecel nu werkt in reverse bias en de I(V)-karakteristiek
bekomen wordt door het derde kwadrant (III) in figuur 1.9(2) te spiegelen rond de horizontale
spanningsas. De I(V)-karakteristiek van de zonnecel in reverse bias wordt hieronder weergegeven en
E(V)
E(V)
19
dit voor verschillende schaduwcondities α (0≤α≤1 met α=0 volledige beschaduwing en α=1
onbeschaduwd). Bij toenemende beschaduwing (α kleiner) zullen het maximaal vermogen punt
(MVP) alsook de vulfactor (FF) afnemen van de gehele PV-module. Er werden reducties van 29,64%
van het maximale vermogen en 25,7% van de vulfactor waargenomen bij volledige beschaduwing van
één zonnecel op een PV-module, bestaande uit 36 zonnecellen en twee bypass diodes (18
zonnecellen/bypass diode). De werking van de bypass diode wordt beschreven in volgende
paragraaf.
Fig. 1.21: De I(V)-karakteristiek van een beschaduwde zonnecel in reverse bias onder verschillende schaduwcondities alpha (0≤α≤1 met α=0 volledige beschaduwing en α=1 onbeschaduwd) (uit Chouder & Silvestre, 2008)
1.4.3.4 (Innovatieve) oplossingen
In deze paragraaf wordt dieper ingegaan op verschillende (innovatieve) oplossingen die de impact
van schaduw op de output reduceren. De oplossingen die worden besproken, zijn achtereenvolgens
bypass diodes, herconfiguratie van de panelen, Active Array en micro-omvormers.
Bypass diodes
Om ‘hot spot’-vorming door schaduw te vermijden, wordt er vaak gebruik gemaakt van bypass
diodes. Deze bypass diodes bevinden zich in de junction box. De stroom wordt omgeleid via deze
diodes. In praktijk wordt meestal één bypass diode verbonden per 18 tot 20 cellen m.a.w. een PV-
module, bestaande uit 36 tot 40 cellen, heeft twee bypass diodes (Deutsche Gesellshaft Für
Sonnenenergie, 2008; Loix, xxxx).
Boronat et al. (2009) bestudeerden het effect van bypass diodes op de PV-modules. In deze studie
werden één of meerdere zonnecellen uit een PV-module, bestaande uit 36 zonnecellen en twee
bypass diodes (18 zonnecellen/bypass diode), onderworpen aan verschillende schaduwcondities (0%-
25%-50%-75%-100%). De configuratie van de PV-module ziet er als volgt uit :
Fig. 1.22: PV-module (uit Boronat et al., 2009)
20
Wanneer zonnecel 35 aan de verschillende schaduwcondities werd onderworpen, werd bypass diode
2 geactiveerd. De I(V)-curve vertoonde een stap en de P(V)-curve een nieuw lokaal maximum bij lage
spanning. Wanneer ook zonnecel 2 aan de schaduwcondities werd onderworpen, werden zowel
bypass diode 1 als bypass diode 2 geactiveerd en was er geen verandering waar te nemen in de vorm
van de I(V)- en P(V)-curve t.o.v. geen beschaduwing.
In de studie van Boronat et al. (2009) werd tevens het effect op het maximale vermogen onderzocht
wanneer twee zonnecellen op dezelfde bypass diode volledig beschaduwd werden. De PV-module
die hiervoor werd gebruikt, bestond uit 60 zonnecellen en twee bypass diodes (30
zonnecellen/bypass diode). Het maximale vermogen werd met 31% gereduceerd als gevolg van
beschaduwing.
Ter illustratie wordt in figuur 1.23 de wijziging van het elektrisch gedrag (de I(V)-curve) onder STC
weergegeven van een PV-module, bestaande uit 36 zonnecellen, waarvan één zonnecel 75%
beschaduwd wordt en dit met en zonder bypass diodes. Zonder bypass diodes zou de stroom van de
module volledig bepaald worden door de beschaduwde zonnecel. Overeenkomstig de lagere
instraling op deze zonnecel, resulteert dit in de rode curve op onderstaande figuur. Wanneer gebruik
wordt gemaakt van een bypass diode rond 18 zonnecellen, gaat de volledige stroom door minstens
18 niet-beschaduwde zonnecellen, wat resulteert in de groene curve. Bovendien daalde VMPP met de
helft t.o.v. geen beschaduwing.
Fig. 1.23: Karakteristieke I(V)-curves van PV-module met en zonder bypass diodes onder STC (uit Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, 2008)
Herconfiguratie van de panelen (Loix, xxxx)
Door toedoen van verschillende omgevingsfactoren, waaronder schaduw, dient telkens berekend te
worden wat de optimale configuratie is. Deze optimale configuratie kan bekomen worden via de
nodige schakelapparatuur. Deze oplossing kent echter hoge investeringskosten (schakelaars, regel-
en eventueel meetapparatuur).
Active Array™ (TwentyNinety, 2010)
De basis van deze technologie, ontwikkeld door TwentyNinety, is de ‘Active Tag’. Deze ‘Activa Tag’
bevindt zich in de junction box. Dit wordt ook wel een aangepaste of intelligente junction box
genoemd. Deze ‘Active Tag’ monitort de PV-performantie en de weersomstandigheden en kan een
21
module uit de string isoleren bij abnormale omstandigheden. De informatie wordt draadloos naar de
‘Active Combiner’ verzonden die de data analyseert en automatisch kan ingrijpen of de gebruiker
waarschuwen wanneer bepaalde panelen minder goed presteren. De gebruiker kan de data
raadplegen via ‘Active Array™ PC Management Console’. TwentyNinety (2010) beweert dat door de
identificatie en isolatie van slecht presterende modules meer dan 20% aan performantie gewonnen
kan worden.
Micro-omvormers (Enphase Energy, 2010)
De ‘Enphase Energy Microinverter System’ werd recent ontwikkeld door Enphase Energy (2010). Bij
deze technologie wordt elke PV-module voorzien van een omvormer. Dit heeft een aantal voordelen.
Ten eerste worden het design en de installatie sterk vereenvoudigd omdat er geen strings meer
gevormd moeten worden. De modules werken elk afzonderlijk als autonome systemen die in parallel
geschakeld worden. Ten tweede wordt het PV-systeem niet beïnvloed door het falen van één micro-
omvormer. Dit komt de energieopbrengst van het systeem ten goede. De informatie omtrent de
opbrengst van elke module wordt verzameld door de ‘Enphase Envoy’ en doorgestuurd naar de
Enlighten™ website. De gebruiker kan de data op deze website raadplegen.
1.4.4 Invloed van stof
Het historisch onderzoek naar de invloed van stof kan volgens Mani & Pillai (2010) ingedeeld worden
in twee grote onderzoeksperioden : de fase-I- (1940-1990) en fase-II-(1990-nu)onderzoeksperiode.
Beide fasen worden in deze sectie besproken nadat de definitie van stof verduidelijkt wordt.
Vervolgens wordt een algemeen schema bekomen van de beïnvloedingsfactoren van
stofaccumulatie.
1.4.4.1 Definitie stof
Stof wordt algemeen gedefinieerd als vaste deeltjes (diameter < 500 µm) die aanwezig zijn in de
atmosfeer. Verschillende bronnen van stof zijn o.a. vulkanische uitbarstingen, vervuiling, etc. Onder
stof kunnen ook minutieuze pollen (fungi, bacteriën en vegetatie) en microvezels (van bv. kleren,
tapijten) gerekend worden (Mani & Pillai, 2010).
1.4.4.2 Fase-I-onderzoeksperiode
Hottel & Woertz (1942) waren de eersten die de impact van stof op zonnesystemen bestudeerden.
Uit hun onderzoek bleek dat de performantie van drie sets zonthermische vlakke plaatcollectoren
verminderde met 1% omwille van vuil- en stofaccumulatie op een glasplaat met een hellingshoek van
30°. Deze collectoren waren gelegen in een industriële zone in Amerika, naast een thermische
centrale. Uit hun onderzoek werd een correctiefactor5 voor stof van 0,99 voor een hellingshoek van
45° voorspeld. Dit resultaat werd vastgelegd in het ontwerp van vlakke plaatcollectoren tot de jaren
70.
5 De correctiefactor voor stof wordt gedefinieerd als de verhouding van de lichtdoorlatendheid van de
ongereinigde plaat (τu) op de lichtdoorlatendheid van de gereinigde plaat (τc).
22
De invloed van stof op de lichtdoorlatendheid werd nadien geanalyseerd door Garg (1974) waarbij
het verschil tussen glasplaat en plastic films werd vergeleken. Deze studie vergeleek tevens het
verschil tussen horizontale en verticale glasplaten waarbij er vastgesteld werd dat de horizontale
glasplaten meer stof accumuleren dan de verticale. Hier werd een correctiefactor van 0,92
gehanteerd voor een glasplaat met een hellingshoek van 45°. Na een maand waren de waarden voor
lichtdoorlatendheid voor de horizontale en verticale glasplaten respectievelijk 30% en 88%.
Bovendien was de correctiefactor niet noodzakelijk wanneer de collectorplaten dagelijks werden
gereinigd. De correctie voor plastic films was tevens hoger (correctiefactor lager) ,voor gelijk welke
hellingshoek, dan deze voor glasplaten omwille van de hogere elektrostatische aantrekkingskracht
van plastic films.
Ook andere studies (Ahmed et al.,1985; Eugenio et al.,1988; Said,1990 en Wakim,1981) toonden
duidelijk aan dat er een reductie van lichtdoorlatendheid optreedt, te wijten aan stofaccumulatie. De
studie van Wakim (1981) toonde bovendien aan dat de invloed van stof ook afhankelijk is van de
seizoenen. Zo was de reductie hoger in de lente en zomer dan in de herfst en winter, omdat er meer
stof aanwezig is in de lente en zomer. Volgens Ahmed et al. (1985) heeft de hellingshoek eveneens
invloed op de lichtdoorlatendheid. Hoe groter de hellingshoek, hoe lager de reductie van
lichtdoorlatendheid (%) van de glasplaten. Na 38 dagen in Kuwait werden reducties van 64, 48, 38, 30
en 17% geobserveerd bij hellingshoeken van 0, 15, 30, 45 en 60°.
1.4.4.3 Fase-II-onderzoeksperiode
El-Shobokshy & Hussein (1993a, 1993b) waren de pioniers van een uitgebreide studie van de impact
van stof op de performantie van zonnecellen. De impact van fysische stofeigenschappen en de
stofdichtheid6 (g/m2) op de PV-efficiëntie werden in deze studies onderzocht. Er werd gewerkt met
vijf soorten artificieel stof en halogeenlampen. Drie soorten waren kalksteendeeltjes van
verschillende klassen (partikeldiameter 80, 60 en 50 µm) en de andere twee soorten waren cement
(partikeldiameter 10 µm) en koolstofdeeltjes (partikeldiameter 5 µm). De lichtintensiteit werd
constant gehouden op 195 W/m2, terwijl de stofdichtheid (g/m2) varieerde. Uit deze studie kon
geconcludeerd worden dat hoe fijner de deeltjes, hoe nadeliger het effect op de PV-efficiëntie.
Bovendien is dit effect groter bij hogere stofdichtheid. De aard van het stof, de grootteverdeling en
de stofdichtheid hebben aldus een belangrijke invloed op de PV-performantie.
De invloed van de wind en de oriëntatiekarakteristieken van een PV-systeem werden onderzocht
door Goossens et al.(1993). Wanneer het PV-systeem horizontaal georiënteerd is, zullen hoge
windsnelheden een schoonmaakeffect hebben. In het geval van verticale oppervlakken kunnen hoge
windsnelheden juist voor meer stofaccumulatie zorgen. De geometrie van het PV-systeem in relatie
tot de windsnelheden kan dus zowel een verhoogde als verlaagde stofaccumulatie met zich brengen.
De verspreiding van stof als gevolg van windsnelheden en geometrie van het PV-systeem hangt
bovendien ook af van de stofeigenschappen, met name de aard van het stof, grootteverdeling en
gewicht (Mani & Pillai, 2010).
6 Met stofdichtheid (g/m
2) wordt hier de stofconcentratie bedoeld op het oppervlak en niet de dichtheid ρ
(kg/m3) als stofeigenschap.
23
Door het werk van Al-Hasan (1998) is het mogelijk om de directe zonnestraling, dat een geheld PV-
systeem bedekt met zandpartikels (partikeldiameter = 6,44 ± 4 µm) ontvangt, mathematisch te
evalueren. De invloed van zanddeeltjes op de reflectie van glas voor verschillende golflengtes werd in
deze studie ook onderzocht. Uit de studie bleek dat de reflectie snel stijgt tot een zandconcentratie
van ongeveer 1 mg/cm2 (figuur 1.24), daarna is de stijging minder snel bij toenemende
zandconcentraties. De reden hiervoor is dat de zanddeeltjes het glas volledig bedekt bij een
concentratie van ongeveer 1 mg/cm2. De reflectie is tevens hoger bij langere golflengtes, wat te
verklaren is door de kleur van het zand. In deze studie werd rood/bruin zand gebruikt. Wanneer het
oppervlak bedekt wordt met een zandlaagje, worden de kleinere golflengtes geabsorbeerd en de
grotere gereflecteerd. Op deze manier wordt de roodachtige kleur van het zand bekomen.
Fig. 1.24: Reflectie (%) van stoffig glas voor verschillende golflengtes (uit Al-Hasan, 1998)
De invloed van stof op de lichtdoorlatendheid werd in de fase-II-onderzoeksperiode voor een 0,2 mm
LPDE (low density polyethylene) onderzocht door Kumar & Mastekbayeva (2000) en voor glasplaten
door Hegazy (2000). Ook hier werden reducties waargenomen van de lichtdoorlatendheid als gevolg
van stofaccumulatie.
Kumar & Mastekbayeva (2000) toonden via experimentele observaties gedurende 30 dagen in
Bangkok (Thailand) aan dat bij een hellingshoek van 15° de maximale stofaccumulatie gedurende de
zomermaanden tot 3,7 g/m2 steeg. De reductie van de lichtdoorlatendheid werd geschat op 11%
voor een stofdichtheid van 5 g/m2 voor een plastic plaat in tropisch vochtige condities. In deze studie
werd tevens een correctiefactor gevonden, gebaseerd op de hellingshoek en het aantal
blootstellingdagen in tropische condities (figuur 1.25).
Fig. 1.25: Stofcorrectiefactor bij een hellingshoek van 15° (DC15) in functie van aantal blootstellingsdagen (uit Kumar & Mastekbayeva, 2000)
DC15 = 0.0001 N2 - 0.0082N + 0.999
0 ≤ N (aantal blootstellingdagen) ≤ 30 R
2 = 0.9962
24
In het onderzoek van Hegazy (2001) in Minia (Centraal Egypte) werden negen vierkante glasplaten
(dikte : 3 mm, oppervlakte : 0,09 m2) gebruikt. Eén van de glasplaten werd proper gehouden en
diende als referentie. De overige werden gedurende een maand zuidgericht opgesteld onder
verschillende hellingshoeken (0°,10°,20°,30°,40°,50°,60° en 90°). Uit de experimentele data werd
een niet-lineaire vergelijking bekomen tussen de lichtdoorlatendheid van het glas en de stofdichtheid
w (g/m2):
(%) = 34,37 erf(0,17w
0,8473) met erf(x) = Gaussion error function
Samengevat hangt de reductie van de lichtdoorlatendheid sterk af van de stofaccumulatie en de
hellingshoek, maar ook van de oriëntatie van het oppervlak en de overheersende windrichting
(Abdel-Moneim et al., 2006). Er werden grotere reducties gevonden bij lagere hellingshoeken. Dit is
uiteraard toe te schrijven aan de stijging van de stofafzetting bij lagere hellingshoeken. Zo werden er
reducties van 52,54% (glasplaat : 0°) en 12,38% (glasplaat : 90°) gevonden bij een stofdichtheid van
respectievelijk 15,84 g/m2 en 4,48 g/m2. Door o.a. zandstormen, harde winden en onweersbuien kan
de output van het systeem een onregelmatig patroon vertonen. Bovendien kan er bij variaties in
vochtigheid dauw gevormd worden op de platen, met coagulatie van stof tot gevolg.
Een recente performantieanalyse van een netgekoppeld PV-systeem in Kreta schreef het
vermogensverlies door stofaccumulatie toe aan het stoftype, de reinigingscyclus en de tijd sinds de
laatste regenval (Kalykakis et al., 2009). Het vermogensverlies door stofaccumulatie was jaarlijks
5,86% met in de winter 4-5% en in de zomer 6-7%. In de zomer is er doorgaans meer stof waardoor
de verliezen dan hoger liggen.
1.4.4.4 Beïnvloedingsfactoren stofaccumulatie
Uit de fase-I- en fase-II-onderzoeksperiode worden de verschillende beïnvloedingsfactoren voor
stofaccumulatie gehaald. Deze factoren worden in onderstaande figuur schematisch weergegeven.
Fig. 1.26: Beïnvloedingsfactoren voor stofaccumulatie op PV oppervlak (naar Mani & Pillai, 2010)
25
De twee primaire factoren zijn de lokale omgeving en de stofeigenschappen. Naast de primaire
factoren zijn de karakteristieken van het PV-oppervlak (type beglazing) ook van belang. De
reinigingscyclus van het PV-oppervlak is tevens essentieel. Deze reiniging kan gebeuren door
regenval of manueel. Mani & Pillai (2010) stelden per klimaat een reinigingscyclus voor om de impact
van stof op die plaats te reduceren.
1.4.4.5 Oplossing : zelfreinigende zonnepanelen
Het probleem van stofaccumulatie op het PV-oppervlak kan verholpen worden door de panelen te
reinigen met water en spons. Bij grote zonnecentrales is dit niet altijd evident. Grote zonnecentrales
zijn veelal gelegen in de woestijn omwille van het grote zonnepotentieel en de grote open ruimtes.
Het probleem van schaduw wordt hier dus geëlimineerd. Er is echter wel veel stof aanwezig in
woestijngebieden, waardoor de stoflaag op de zonnepanelen regelmatig verwijderd dient te worden.
De reiniging gebeurt normaal gezien met water. Aangezien water schaars is in woestijngebieden, is er
nood aan een andere technologie om de stoflaag te verwijderen (Solar Power Engineering, 2010).
De technologie van de zelfreinigende zonnepanelen werd ontwikkeld door Malay Mazumber, een
onderzoeker aan de Universiteit van Boston, in samenwerking met de NASA. Deze technologie staat
ook bekend als EDS-technologie (‘Electrodynamic Dust Shield’) en werd oorspronkelijk ontwikkeld
voor ruimtemissies op Mars (Calle et al., 2007; Zuidema, 2010).
EDS is een transparante en elektrisch gevoelige coating die bestaat uit een doorlatende plastic plaat
(bv. PET-polyethyleentereftalaat) voor de weerstand tegen UV-straling en parallelgeschakelde
elektroden, gemaakt uit transparant Indium Tin Oxide (ITO), ingebed in een dunne transparante film
(PU-polyurethaan). De parallelgeschakelde elektroden worden verbonden aan een éénfasige AC-bron
(‘alternating current’) voor de productie van een elektromagnetische stofafstotende golf. Het EDS
wordt aangebracht op het glas van een zonnepaneel (figuur 1.27).
Fig. 1.27: EDS geplaatst boven een zonnepaneel (uit Biris et al., 2003; Biris et al.,2007)
Via een sensor wordt het stofniveau gemeten. Indien het stofniveau te hoog is, stoot een
elektromagnetisch veld op het PV-oppervlak, geproduceerd door de elektroden, de stofdeeltjes af
die reeds op het oppervlak aanwezig waren. Tevens wordt nieuwe stofaccumulatie verhinderd op het
oppervlak op voorwaarde dat de stofdeeltjes geladen zijn. Indien de stofdeeltjes ongeladen zijn,
zullen de deeltjes zich tijdelijk afzetten op het oppervlak. De deeltjes worden dan onderworpen aan
een inhomogeen elektrisch veld en bewegen over het PV-oppervlak. Door deze beweging worden de
26
initieel ongeladen deeltjes tribo-elektrisch7 geladen en van het oppervlak gestoten (Biris et al., 2003).
Biris et al. (2007) stelden vast dat wanneer gebruik wordt gemaakt van een driefasige AC, het EDS
alle stofdeeltjes afstoot, ongeacht of deze deeltjes initieel geladen of ongeladen waren. Met een
reinigingsefficiëntie van 90% in slechts twee minuten is dit een veelbelovende technologie.
1.5 Conclusie en doelstelling
Uit het literatuuronderzoek kan worden geconcludeerd dat schaduw een significante invloed heeft
op de performantie van fotovoltaïsche installaties. Het probleem van schaduw werd al eerder
onderzocht en dit zowel via modellering als via experimenteel onderzoek. Deze scriptie zal zich
vooral toespitsen op het experimentele onderzoek.
Wat de invloed van stof op de performantie betreft, werd er al veel onderzoek verricht naar het
effect van stofaccumulatie op de lichtdoorlatendheid. Er is echter nog niet zo veel onderzoek verricht
naar het effect op de opbrengst van fotovoltaïsche systemen in dit verband. De vertaling van
lichtdoorlatendheid naar opbrengst volgt niet duidelijk uit het literatuuronderzoek. Bovendien is het
onderzoek in Westerse landen beperkt. Er is tot nu toe vooral onderzoek verricht in het Midden-
Oosten. Een reden hiervoor is het enorme jaarlijks zonnepotentieel (6 kWh/m2) dat daar heerst,
alsook het woestijnklimaat met regelmatig zandstormen.
De doelstelling van deze scriptie bestaat er in na te gaan wat de invloed van schaduw en stof is op de
opbrengst van fotovoltaïsche installaties. Volgende zaken zullen bestudeerd worden:
o De verandering van het maximale vermogen en de vulfactor bij toenemende
beschaduwing
o De invloed van bypass diodes op het schaduweffect
o Het schaduweffect in functie van de afstand van het zonnepaneel tot het
schaduwmakend object
o De invloed van temperatuur en zonne-instraling op het schaduweffect
o Het schaduweffect bij een operationeel PV-systeem met naburige schaduwmakende
objecten en de relatie tussen de oriëntatie van het PV-systeem en dit schaduweffect
o De verandering van het maximale vermogen bij toenemende stofconcentraties van
verschillende soorten stof
o De invloed van regelmatige reiniging op de opbrengst van een PV-systeem
7 Tribo-elektrisch effect : elektrisch fenomeen waarbij een materiaal elektrisch geladen worden door contact
met een ander materiaal (wordIQ, 2010).
sch
adu
we
ffec
t st
ofe
ffec
t
27
Hoofdstuk 2
Materiaal en methoden
2.0 Proefopzet
Het experimentele onderzoek werd opgedeeld in twee delen. De structuur van het onderzoek wordt
verduidelijkt a.d.h.v. onderstaande figuur.
Fig. 2.1 : Structuur experimentele onderzoek
De invloed van schaduw werd bestudeerd onder gecontroleerde omstandigheden en onder
praktijkomstandigheden. Na optimalisatie van de laboratoriumopstelling/buitenopstelling, werd
onder gecontroleerde omstandigheden zelf schaduw gecreëerd en werden de PV-karakteristieken
bepaald m.b.v. één module en een meettoestel. In praktijkomstandigheden werd gebruik gemaakt
van de installatie van Trevi te Gentbrugge (Trevi-I) en de installatie in de Sint-Annastraat te Gent
(Trevi-II). Bij deze installaties werd schaduw gecreëerd door nabijgelegen objecten.
De invloed van stof werd eveneens bestudeerd onder gecontroleerde omstandigheden en onder
praktijkomstandigheden. Na optimalisatie van de laboratoriumopstelling/buitenopstelling, werd
onder gecontroleerde omstandigheden zelf stof aangebracht en werden de PV-karakteristieken
bepaald m.b.v. één module en een meettoestel. In praktijkomstandigheden werd gebruik gemaakt
van de installatie van Galloo te Menen. Bij deze installatie werd een regelmatig gereinigde string
vergeleken met een niet gereinigde string. Beide strings hadden dezelfde karakteristieken (type
modules, aantal modules/string ,azimuthoek, hellingshoek).
28
2.1 Materiaal
In deze paragraaf wordt het gebruikte materiaal beschreven voor enerzijds gecontroleerde
omstandigheden en voor anderzijds praktijkomstandigheden bij het experimentele onderzoek naar
de invloed van schaduw en stof op de opbrengst van fotovoltaïsche systemen.
2.1.1 Gecontroleerde omstandigheden
2.1.1.1 Fotovoltaïsche module
Onder gecontroleerde omstandigheden werd gebruik gemaakt van een fotovoltaïsche module
(Scheuten Multisol® M5-96 230) die horizontaal werd geplaatst. De buitenopstelling en de
karakteristieken van deze module worden hieronder afgebeeld.
Tabel 2.1: De karakteristieken van de PV-module onder STC (Posharp, 2011)
Fig. 2.2: Buitenopstelling PV-module
De PV-module bestaat uit 96 monokristallijne zonnecellen en bevat vier bypass diodes in de junction
box. De module kan geschetst worden zoals in figuur 2.3.
Scheuten Multisol®
M5-96 230 (monokristallijn)
PMPP (Wp) 230
VMPP (V) 46,9
IMPP (A) 4,90
VOC (V) 58,4
ISC (A) 5,24
η (%) 13,37
29
Fig. 2.3: Schematische voorstelling PV-module
8
2.1.1.2 Meters en sensoren
Hieronder wordt een overzicht gegeven van de meters en sensoren waarvan gebruik werd gemaakt
tijdens het experimentele onderzoek.
‘Solar Module Analyzer ISM 490’
De I(V)- en P(V)-karakteristieken in de experimenten werden bepaald m.b.v. de ‘Solar Module
Analyzer ISM 490’ van ISO-TECH (figuur 2.4). Voor de handleiding van dit meettoestel wordt
verwezen naar RS (2011a). Voor elke meting werd gebruik gemaakt van de ‘Auto-scan’ via de ‘AUTO
SCAN’-knop. Nadat een bepaald stroombereik gescand was (bereik werd automatisch door het
toestel vastgelegd), mat het toestel automatisch volgende parameters : Vopen (VOC), Ishort (ISC), PMAX
(PMPP), IMAX (IMPP) en VMAX (VMPP). Op basis van deze parameters, werd een simulatie uitgevoerd en
werden de I(V)- en P(V)-karakteristiek op het scherm geplot. Nadat de ‘Auto-scan’ voltooid was,
werden de data opgeslagen in het geheugen van het toestel via de ‘Rec’-knop. De data werden dan
via de bijgevoegde software gedownload en naar Excel geëxporteerd.
Fig. 2.4: ‘Solar Module Analyzer’
8 Via contact met Hugo de Moor, Knowledge Manager van Scheuten Solar, werd de bypass configuratie van het
Scheuten paneel achterhaald.
30
‘Infrared and contact thermometer 561’
De temperatuur (°C) werd gemeten via de ‘Infrared and contact thermometer 561’ van FLUKE
(FLUKE, 2011). Dit meettoestel wordt afgebeeld in figuur 2.5. Er werd geopteerd om de temperatuur
ongeveer in het midden van het paneel te meten (cel 43) op een horizontaal oppervlak. Merk op dat
hier de oppervlaktetemperatuur werd gemeten. Er werd evenwel verondersteld dat dit een goede
indicatie gaf van de temperatuur van de zonnecellen.
Fig. 2.5: ‘Infrared and contact thermometer’
‘Solar Power Meter ISM 410’
De zonne-instraling (W/m2) werd gemeten via de ‘Solar Power Meter ISM 410’ van ISO-TECH (RS,
2011b). Dit meettoestel wordt hieronder weergegeven. Analoog als bij de meting van de
temperatuur, werd de zonne-instraling gemeten in het midden van het paneel (cel 43) op een
horizontaal vlak.
Fig. 2.6: ‘Solar Power Meter’
‘Malvern mastersizer’
De grootteverdeling van twee soorten stof (zand en bloem) die gebruikt werden in het experimentele
onderzoek, werd bepaald via laserdiffractie met behulp van de Malvern Mastersizer 20009 (figuur
2.7). Er werden twee stalen van elk type stof geanalyseerd.
Laserdiffractie wordt ook wel statische lichtverstrooiing of voorwaartse lichtverstrooiing genoemd en
meet het verstrooiingspatroon dat verkregen wordt door het beschijnen van deeltjes met een
9 Met dank aan Prof. Paul Van der Meeren en Quenten Denon van de vakgroep ‘Applied Analytical and Physical
Chemistry : Particle and Interfacial Technology’.
31
laserstraal. Het verkregen verstrooiingspatroon via dergelijke deeltjesanalyse bevat informatie over
o.a. de deeltjesgrootte en de korrelgrootteverdeling (Solids Solution, 2011).
Fig. 2.7: Malvern Mastersizer 2000 (MALVERN, 2005)
‘Mettler toledo EL 4001’
De analytische weegschaal die gebruikt werd voor het afwegen van twee soorten stof, was van het
type ‘Mettler toledo EL 4001’ (Mettler toledo, 2011). Deze weegschaal heeft een leesnauwkeurigheid
van 0,1 g en wordt hieronder afgebeeld.
Fig. 2.8: ‘Mettler Toledo EL 4001’
2.1.2 Praktijkomstandigheden
In deze paragraaf worden de installaties besproken die opgevolgd werden om het stofeffect (Galloo)
en het schaduweffect (Trevi-I en Trevi-II) te onderzoeken.
2.1.2.1 Installatie Galloo
De installatie is gelegen in Menen, Vlaanderen, België (figuur 2.9). Deze installatie ligt op het plat dak
van het kantoorgebouw van Galloo. Galloo behoort tot “Group Galloo Recycling” en staat in voor de
verwerking en recyclage van metaal. De installatie werd vanaf 24 juni 2010 in bedrijf gesteld.
32
Fig. 2.9: Situering Menen in Vlaanderen (AGIV, 2010)
Het netgekoppelde PV-systeem heeft een geïnstalleerd vermogen van 11,4 kWp. De installatie
bestaat uit 57 PV-modules (Scheuten Multisol® P6-54 200) die bestaan uit polykristallijn
siliciumzonnecellen (54 zonnecellen/module). Deze modules zijn gerangschikt in drie strings (19
modules/string). De strings zijn elk verbonden aan een omvormer (SMA Sunny Boy 3300 TL HC). Het
PV-systeem is gemonteerd op een draagstructuur met een azimuthoek van 20°. De panelen van twee
van de drie strings hebben een hellingshoek van 17°, de andere heeft een hellingshoek van 34°. De
fotovoltaïsche installatie en het blokdiagram van het systeem worden weergegeven in figuren 2.10
en 2.11. De PV-karakteristieken van de module en de installatie worden in tabel 2.2. weergegeven.
Fig. 2.10: PV-installatie van Galloo
Fig. 2.11: Blokdiagram
34° (String 1)
17° (String 2)
17° (String 3)
33
Tabel 2.2: PV-karakteristieken module en installatie
Scheuten Multisol P6-54 200
(polykristallijn)
PV-installatie Galloo (57 modules, 3 strings 19
modules/string)
PMPP (Wp) 200 11400
VMPP (V) 25,9 492,1
IMPP (A) 7,71 23,13
VOC (V) 33 627
ISC (A) 8 24,66
2.1.2.2 Installatie Trevi-I
De installatie is gelegen in Gentbrugge, Vlaanderen, België (figuur 2.12). Deze installatie ligt op het
plat dak van het gebouw van Trevi, een milieuadvies- en milieutechnologiebedrijf. In figuur 2.13
wordt een luchtfoto weergegeven om een idee te krijgen van de grootte van het dakoppervlak. De
PV-installatie was op het moment van de opname van de luchtfoto nog niet geïnstalleerd. Een deel
van de PV-installatie op het dak wordt tevens weergegeven in figuur 2.13.
Fig. 2.12: Situering Gentbrugge in Vlaanderen (AGIV, 2011)
Fig. 2.13: Luchtfoto dak Trevi en een deel van de PV-installatie (Bing maps, 2011)
Het netgekoppelde PV-systeem heeft een geïnstalleerd vermogen van 253,48 kWp en heeft een
zuidoost oriëntatie van 12° (azimuthoek = -12°). De installatie bestaat uit 1326 PV-modules die
bestaan uit kristallijne siliciumzonnecellen. De installatie kan onderverdeeld worden in drie zones
(tabel 2.3). Deze zones kunnen ook teruggevonden worden op het plan in Appendix B. De situering
van de panelen op de luchtfoto wordt ook weergegeven in Appendix B.
34
Tabel 2.3: Karakteristieken per zone van de installatie
Zones In bedrijf gesteld vanaf …
Omvormers (Type)
Soorten modules (Aantal)
Hellingshoek Geïnstalleerd vermogen
Verhoogde zone Januari 2011 Omvormers 1-11
(11xPVI12.5)
Suntech STP190s
(5x15/omvormer)
10° 156,75 kWp
Zone Noord-Oost
+
Zone Zuid
= Zone Rand
Januari 2011 Omvormers 12-13
(2xPVI12.5)
+
Omvormers 14-17
(4xPVI12.5)
Suntech STP190s
(5x15/omvormer)
20° 85,5 kWp
Zone
230-250-190
Juni 2010 230 Wp - 250 Wp -
190 Wp
(3xSMA3300TL)
Scheuten Multisol® M5-96 230 (16)
Scheuten Multisol® P6-66 250 (15)
Scheuten Multisol® P6-54 190 (20)
20° 11,23 kWp
De omvormers van de Verhoogde Zone en Zone Rand hebben elk twee MPP-trackers. Per omvormer
zijn vijf strings van 15 panelen aangesloten, m.a.w. 75 panelen per omvormer. Voor Zone 230-250-
190 zijn er respectievelijk 16, 15 en 20 panelen aangesloten per omvormer. Ter verduidelijking
worden hieronder de blokdiagrammen gegeven van de panelen van één omvormer van de
Verhoogde Zone en/of Zone Rand (figuur 2.14) en van Zone 230-250-19 (figuur 2.15).
Fig. 2.14: Blokdiagram van de panelen van één omvormer van de Verhoogde Zone en/of Zone Rand
Fig. 2.15: Blokdiagram Zone 230-250-190
De PV-modules en omvormers van de Verhoogde Zone en Zone Rand zijn verschillend van deze van
Zone 230-250-190. De panelen van deze laatste zone lagen initieel (vanaf juni 2010) op het dak van
35
Trevi en zijn later (januari 2011) uitgebreid met de twee andere zones. De specificaties van de twee
soorten modules en omvormers zijn weergegeven in respectievelijk tabel 2.4 en tabel 2.5. Merk op
dat er bij Zone 230-250-190 zowel gewerkt is met monokristallijne (230) als polykristallijne (250-190)
zonnepanelen. De andere zones bestaan uitsluitend uit monokristallijne zonnepanelen.
Tabel 2.4: Specificaties modules onder STC (Posharp, 2011; Suntech, 2011)
Suntech STP190s (monokristallijn)
Scheuten Multisol® M5-96 230
(monokristallijn)
Scheuten Multisol® P6-66 250
(polykristallijn)
Scheuten Multisol® P6-54 190
(polykristallijn)
PMPP (Wp) 190 230 250 190
VMPP (V) 36,54 46,9 31,9 25,5
IMPP (A) 5,20 4,90 7,83 7,43
VOC (V) 45,2 58,4 40,5 32,6
ISC (A) 5,62 5,24 8,31 7,98
Tabel 2.5: Specificaties omvormers (Power-one, 2011; AS Solar Benelux, 2011) PVI12.5 SMA3300TL
Maximale efficiënties (%) 97,70 96,0
Euro-efficiëntie10 (%) 97,25 94,6
2.1.2.3 Installatie Trevi-II
De installatie is gelegen in Gent, Vlaanderen, België (figuur 2.16) op een gezinswoning in de Sint-
Annastraat nr. 103. De PV-installatie heeft een geïnstalleerd vermogen van 3,04 kWp en heeft een
zuidoost oriëntatie van 50° (azimuthoek = -50°). De installatie bestaat uit 16 PV-modules (Scheuten
Multisol® P6-54 190) die bestaan uit polykristallijn siliciumzonnecellen (54 zonnecellen/module). De
PV-modules behoren tot eenzelfde string en hebben een hellingshoek van 45°.
Voor de specificaties van deze modules wordt verwezen naar tabel 2.4. In figuur 2.17 wordt de PV-
installatie afgebeeld. Merk op dat niet alle 16 PV-modules zichtbaar zijn op deze figuur. De
omvormer (SMA Sunny Boy 3000) heeft een maximale efficiëntie van 95,0% en een euro-efficiëntie
van 93,6% (irs-solar, 2011).
Fig. 2.16: Situering Gent in Vlaanderen (AGIV, 2011)
10
De euro-efficiëntie is volgens Sanel-Solar (2011) het gemiddelde dat wordt berekend tussen de prestaties van de omvormer bij verschillende tijdstippen van de dag en verschillende weersomstandigheden. Dit geeft een goed beeld van de gemiddelde prestatie van de omvormer doorheen het jaar en niet enkel van de maximale prestaties wanneer er bijvoorbeeld veel of weinig zon is.
36
Fig. 2.17: PV-installatie Trevi-II
2.2 Experimentele procedures
2.2.1 Optimalisatie laboratoriumopstelling/buitenopstelling
In eerste instantie werd er voor geopteerd om de experimenten onder gecontroleerde
omstandigheden uit te voeren in het laboratorium. Hiervoor werd gebruik gemaakt van een
lichtbron en een fotovoltaïsche module (paragraaf 2.1.1.1). De lichtbron bestond uit vier
hoogwaardige hogedruk-natriumdamplampen van Philips met een nominaal lampvermogen van
600W (PHILIPS, 2011).
In tweede instantie werd er voor geopteerd om de experimenten uit te voeren onder buitencondities
met dezelfde fotovoltaïsche module en de zon als lichtbron.
2.2.2 Schaduweffect
2.2.2.1 Gecontroleerde omstandigheden
De invloed van schaduw werd nagegaan via verschillende experimenten. De schaduw zelf werd
gecreëerd d.m.v. karton. Om volledige schaduw van één enkele zonnecel (=100% beschaduwing) te
creëren werd gebruik gemaakt van karton ter grootte van één zonnecel (12,7cm 12,7cm). De
overige afmetingen van het karton staan in tabel 2.6 weergegeven per beschaduwingsgraad.
37
Tabel 2.6: Afmetingen van het karton per beschaduwingsgraad voor beschaduwing van één zonnecel
Er werden vier soorten experimenten uitgevoerd. Bij de eerste twee experimenten werd nagegaan
wat het effect was van (partiële) beschaduwing van meerdere zonnecellen op verschillende bypass
diodes (experiment 1) en op dezelfde bypass diode (experiment 2). Zoals eerder vermeld, helpen de
bypass diodes het schaduweffect te minimaliseren. Via deze experimenten werd het effect van
bypass diodes achterhaald. Bij de eerste twee experimenten werd het karton bovendien rechtstreeks
op de zonnecel gelegd. Dit kan vergeleken worden met schaduw die veroorzaakt wordt door bv. een
blad dat op een zonnepaneel valt (tijdelijke schaduw). Om te achterhalen wat het effect is van
schaduw die veroorzaakt wordt door objecten op afstand (schaduw t.g.v. de locatie), werd
experiment 3 uitgevoerd.
Bij de experimenten 1 en 2 werden de zonnecellen en de bypass diodes ad random geselecteerd
door Excel. Bij experiment 3 werd geopteerd om enkel gebruik te maken van de buitenste
zonnecellen en deze ad random door Excel te laten selecteren.
De verschillende deelexperimenten [A-D] werden telkens snel achter elkaar uitgevoerd. Op deze
manier werd de invloed van de temperatuur en de zonne-instraling tot een minimum beperkt. Deze
invloed werd dan ook buiten beschouwing gehouden bij de analyse van de resultaten van de
experimenten 1-3. Om de invloed van de temperatuur en zonne-instraling op het schaduweffect in te
schatten, werd experiment 4 uitgevoerd.
Experiment 1 : Meerdere zonnecellen op verschillende bypass diodes
De invloed op de I(V)- en P(V)-karakteristiek bij (partiële) beschaduwing [0%-25%-50%-75%-100%]
werd bepaald voor:
A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 3 (cel 70)
B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16) en bypass diode 3 (cel 70)
C. Drie willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16), bypass diode 3 (cel 70) en bypass
diode 4 (cel 86)
D. Vier willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16), bypass diode 2 (cel 42), bypass
diode 3 (cel 70) en bypass diode 4 (cel 86)
Ter verduidelijking wordt in tabel 2.7 experiment 1 nog eens schematisch weergegeven.
38
Tabel 2.7: Schematische voorstelling experiment 1 (vierkant = onderzochte cel; wit = onbeschaduwd; zwart = beschaduwd)
Experiment 2 : Meerdere zonnecellen op dezelfde bypass diode
De invloed op de I(V)- en P(V)-karakteristiek bij (partiële) beschaduwing [0%-25%-50%-75%-100%]
werd bepaald voor:
A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 4 (cel 79)
B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79 en cel 93)
C. Drie willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79, cel 84 en cel 93)
D. Vier willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79, cel 84, cel 86 en cel 93)
De schematische voorstelling van experiment 2 is analoog als deze van experiment 1 (tabel 2.7).
Experiment 3 : Effect van de afstand van het schaduwmakend object
In dit experiment werd de invloed op de I(V)- en P(V)-karakteristiek nagegaan bij volledige
beschaduwing van cel 85 (bypass diode 4) door een schaduwmakend object op afstand. Het
schaduwmakend object ter grootte van een zonnecel werd op verschillende afstanden geplaatst,
terwijl cel 85 telkens volledig beschaduwd bleef.
De proefopstelling wordt in figuur 2.18 afgebeeld. De rode en zwarte pijlen duiden de verschuiving
van het schaduwmakend object aan in de verticale richting en in de horizontale richting. De
horizontale coördinaat (x) en schuine coördinaat (z) van het object t.o.v. cel 85 werden telkens
gemeten en hieruit werd de verticale coördinaat (y) berekend. In tabel 2.8 worden de verschillende
coördinaten (x,y,z) bij de verschillende deelexperimenten [A-E] weergegeven. De waarde van deze
coördinaten zijn uiteraard afhankelijk van de zonnestand op het moment van het experiment.
39
Fig. 2.18 : Proefopstelling experiment 3
Tabel 2.8: Afmetingen deelexperimenten A-E
x (cm) y (cm) z (cm)
A 0 0 0
B 7,5 10,6 13
C 22 27,9 35,5
D 40,5 48,3 64
E 55 68,7 88
Experiment 4 : De invloed van de temperatuur en de zonne-instraling op het schaduweffect
De invloed van verschillende combinaties van temperatuur (°C) en zonne-instraling (W/m2) op de
I(V)-karakteristiek bij volledige beschaduwing werd nagegaan voor:
A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 3 (cel 70)
B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16) en bypass diode 3 (cel 70)
2.2.2.2 Praktijkomstandigheden
Trevi-I
De systeemmonitoring gebeurde via SolarLog1000 en de data werden online geraadpleegd. Om het
effect van schaduw na te gaan, werd de aandacht gevestigd op omvormers 15 en 16. De modules
aangesloten op deze omvormers bevinden zich nabij een object, nl. een lichtstraat, waardoor de
modules onderworpen worden aan beschaduwing. Dit wordt ook duidelijk wanneer de
schaduwlijnen nabij de lichtstraat op het plan in Appendix B bekeken worden (voor de legende, zie
tabel B1). Een deel van de modules (modules 1051-1064) van omvormer 15 heeft een jaarlijkse
lichtinval van <80%, te wijten aan de aanwezigheid van de lichtstraat. Bij omvormer 16 raakt de
schaduwlijn van 80% juist aan de buitenste modules (modules 1126-1139). Alle modules van
40
omvormer 16 zullen dus een jaarlijkse lichtinval hebben van >80%. Deze schaduwlijnen werden door
Trevi bepaald via een schaduwanalyse met behulp van de zogenaamde ‘Sun-Eye’. Dit toestel wordt
hieronder afgebeeld.
Fig. 2.19: ‘Sun-Eye’ (Trevi, 2011)
De opbrengst van de modules van omvormers 15 en 16 werden vergeleken met de opbrengst van de
modules van omvormer 17 (referentie). Omvormer 17 heeft een jaarlijkse lichtinval van >95%. Op
deze manier kon de invloed van schaduw op de opbrengst achterhaald worden.
Aangezien de gehele installatie eind januari in bedrijf is gesteld, werden voor de maanden februari,
maart en april de gegevens van drie dagen opgevraagd en geanalyseerd (tabel 2.9). Hierbij werd
telkens gekeken naar de opbrengst die werd verwacht in die maand. Deze verwachte opbrengst werd
door SolarLog op basis van gegevens uit het verleden d.m.v. een statistische benadering
geprognoseerd. Er werd gekozen voor één dag met een zeer lage opbrengst (<< verwachte
opbrengst), één dag met een lage opbrengst (< verwachte opbrengst) en één dag met een hoge
opbrengst (> verwachte opbrengst). Anders gezegd: Er werd telkens een bewolkte dag, een licht
bewolkte dag en een zonnige dag bekeken per maand.
Tabel 2.9: Geselecteerde dagen voor de maanden februari, maart en april Maand Dag Opbrengst t.o.v. verwachte opbrengst
Februari 11/02/’11 16/02/’11 17/02/’11
<< < >
Maart 8/03/’11 9/03/’11
17/03/’11
> <
<<
April 5/04/’11
10/04/’11 14/04/’11
<< > <
Trevi-II
De systeemmonitoring gebeurde via Solarlog200 en de data werden online geraadpleegd. De PV-
installatie was onderhevig aan schaduw omstreeks 16u. De dagen die geanalyseerd werden, waren
dezelfde als de dagen die onderzocht werden bij Trevi-I (zie tabel 2.9).
Om het effect van beschaduwing na te gaan werd de installatie van Trevi-II vergeleken met een
gelijkaardige installatie met een analoge oriëntatie en hellingshoek (=referentie-installatie) die niet
onderhevig was aan beschaduwing. Deze referentie-installatie was gelegen in Asper (Gavere). Gavere
en Gentbrugge liggen beide in het arrondissement Gent, op deze manier werd getracht het effect van
klimatologische factoren (zonneschijn, bewolking, neerslag,..) te reduceren. De genormaliseerde
opbrengsten (kWh/kWp) van beide installaties werden vergeleken voor een volledige maand mei. Er
41
werden tevens een aantal zonnige dagen in mei (opbrengst > verwachte opbrengst) geselecteerd om
het schaduweffect te visualiseren. De geselecteerde, zonnige dagen waren 1, 5, 21 en 25 mei.
De PV-installatie te Asper (Gavere) heeft een geïnstalleerd vermogen van 11,76 kWp. In figuur 2.20
wordt de PV-installatie afgebeeld, deze installatie is gelegen op het dak van een basisschool. Op de
figuur zijn geen omliggende objecten waar te nemen die voor beschaduwing kunnen zorgen op de
modules. De PV-installatie kan dus dienen als referentie-installatie.
Fig. 2.20: PV-installatie te Asper (Solarlog, 2011)
De installatie bestaat uit 48 modules ( NEO-PEPV245 (poly) ) en drie omvormers (2x 3800S + 3100S).
De modules hebben een hellingshoek van 45° en een oriëntatie van -45° (zuidoost). De hellingshoek
was dus analoog als deze van Trevi-II. De oriëntatie week echter met 5° af van deze van Trevi-II. Voor
de specificaties van de modules en de omvormers wordt verwezen naar tabellen 2.10 en 2.11.
Tabel 2.10: Specificaties modules onder STC (Eurener, 2011)
PEPV245 (polykristallijn)
PMPP (Wp) 245
VMPP (V) 30,14
IMPP (A) 8,13
VOC (V) 37,79
ISC (A) 8,63
Tabel 2.11: Specificaties omvormers (Solaracces, 2011) Diehl platinum omvormer 3800S Diehl platinum omvormer 3100S
Maximale efficiënties (%) 95,6 95,3
Euro-efficiëntie (%) 94,7 94,4
2.2.3 Stofeffect
2.2.3.1 Gecontroleerde omstandigheden
De wijziging van de I(V)- en P(V)-karakteristiek werd nagegaan als gevolg van toenemende
stofconcentraties (g/m2). Er werden twee experimenten uitgevoerd, telkens met een ander soort
stof. Bij experiment 5 werd gebruik gemaakt van bloem, terwijl bij experiment 6 gebruik werd
gemaakt van een grover materiaal nl. zand.
42
Experimenten 5 en 6 : Invloed stofdichtheid w (g/m2) bij bloem (5) en zand (6)
Om de verschillende stofconcentraties w (1,2,3 en 4 g/m2) te bekomen, werd eerst de oppervlakte
bepaald van het paneel (1,7 m2). Vervolgens werd er vier keer 1,7 g stof afgewogen via een
analytische weegschaal en zo gelijkmatig mogelijk verdeeld over het paneel. Er werd ook eens
gekeken naar de invloed bij een hogere stofconcentratie nl. 10 g/m2.
2.2.3.2 Praktijkomstandigheden
Galloo
De communicatie gebeurde via Sunny WebBox en de data werden online opgevraagd (Sunny Portal,
2011)11. Om een beeld te schetsen van de invloed van het stof dat vrijkomt in een
schrootverwerkend bedrijf als Galloo, werd op regelmatige basis de 3e string gereinigd met water en
vergeleken met de 2e string op vlak van performantie (uitgedrukt in kWh). Op deze manier konden
twee vergelijkbare strings met panelen onder een hellingshoek van 17° vergeleken worden.
Het verschil in opbrengst tussen beide strings werd aldus vergeleken voor negen achtereenvolgende
periodes van 30 dagen. Het gemiddelde en de standaardafwijking voor de verschillende periodes
werd eveneens bepaald. Met behulp van een two-sample t-test in S-plus kon de significantie (α = 5%)
van de verschillende periodes t.o.v. elkaar nagegaan worden. De procentuele stijging van de
opbrengst van de gereinigde string werd tevens nagegaan en getoetst aan de economische
haalbaarheid van reiniging.
11
Via Marijn Louwagie, technisch afgevaardigde energie van Trevi, werd toegang tot de online data verkregen via een persoonlijk paswoord.
43
Hoofdstuk 3
Resultaten en discussie
3.1 Optimalisatie laboratoriumopstelling/buitenopstelling
De gebruikte lampen waren gasontladingslampen die werden aangesloten op het net (AC-bron).
Aangezien de netspanning een sinusoïdale wisselspanning is met een waarde van 230V en een
frequentie van 50 Hz, wisselt de wisselstroom 50 keer per seconde van polariteit en knipperen de
gasontladingslampen eveneens 50 keer per seconde. Dit sinusoïdaal gedrag kwam terug in te
metingen. Bovendien was de instraling die werd bereikt met deze lampen zeer zwak. Om deze
redenen konden geen representatieve metingen worden uitgevoerd met deze soort lampen en
diende er dus naar een oplossing gezocht te worden.
Een oplossing zou kunnen zijn om te werken met halogeenlampen. Halogeenlampen zijn gloeilampen
die nagloeien en dus minder knipperen per seconde dan gasontladingslampen. Een andere mogelijke
oplossing is het werken met een DC-bron i.p.v. een AC-bron. Op deze manier kunnen de
schommelingen in de metingen gereduceerd worden. En bovendien, zelfs als er voldoende instraling
gecreëerd wordt, kan de opwarming van het paneel voor bijkomende problemen zorgen.
Er werd echter geopteerd om het gedrag van de fotovoltaïsche module onder buitencondities te
onderzoeken om meer representatieve metingen te bekomen.
3.2 Schaduweffect
3.2.1 Gecontroleerde omstandigheden
In deze paragraaf worden de resultaten besproken van de vier experimenten die werden uitgevoerd
onder gecontroleerde omstandigheden om het schaduweffect na te gaan.
3.2.1.1 Experiment 1
In dit experiment werd de wijziging van de I(V)- en P(V)-karakteristiek onderzocht bij (partiële)
beschaduwing van meerdere zonnecellen op verschillende bypass diodes. De resultaten van
experimenten 1A-D worden weergegeven in respectievelijk figuren 3.1– 3.4. Het maximaal vermogen
punt (PMAX) werd telkens omcirkeld op de I(V)- en P(V)-karakteristiek.
44
A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 3 (cel 70)
Cel 70 Vopen Ishort PMAX % PMAX reductie FF % FF reductie
1 x geen beschaduwing (1) 57,69 1,238 56,90516
0,796765
1 x 25% beschaduwing (2) 57,63 1,111 48,75887 14,32% 0,761537 4,42%
1 x 50% beschaduwing (3) 57,73 1,215 40,9613 28,02% 0,583977 26,71%
1 x 75% beschaduwing (4) 57,66 1,211 37,32819 34,40% 0,534587 32,91%
1 x volledige beschaduwing (5) 57,62 1,215 37,08471 34,83% 0,529719 33,52%
Fig. 3.1: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecel 70
B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16) en bypass diode 3 (cel 70)
Cellen 16 en 70 Vopen Ishort PMAX % PMAX reductie FF % FF reductie
2 x geen beschaduwing (1) 57,9 2,363 104,4255
0,763245
2 x 25% beschaduwing (2) 57,96 2,374 95,28882 8,75% 0,692521 9,27%
2 x 50% beschaduwing (3) 57,85 2,109 66,22611 36,58% 0,542812 28,88%
2 x 75% beschaduwing (4) 57,81 2,312 50,57065 51,57% 0,378362 50,43%
2 x volledige beschaduwing (5) 57,71 2,089 48,26891 53,78% 0,400385 47,54%
Fig. 3.2: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 16 en 70
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
10
20
30
40
50
60
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 10 20 30 40 50 60
Span
nin
g I (
A)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
20
40
60
80
100
120
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
1
1
2
2 3 3
4-5 4-5
1 1
2
2
3 3
4
5
4
5
45
C. Drie willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16), bypass diode 3 (cel 70) en bypass
diode 4 (cel 86)
Cellen 16, 70 en 86 Vopen Ishort PMAX % PMAX reductie FF % FF reductie
3 x geen beschaduwing (1) 56,31 1,571 61,17093
0,691486
3 x 25% beschaduwing (2) 56,3 1,553 59,84635 2,17% 0,684475 1,01%
3 x 50% beschaduwing (3) 56,24 1,367 46,59732 23,82% 0,606104 12,35%
3 x 75% beschaduwing (4) 56,17 1,276 19,20842 68,60% 0,268001 61,24%
3 x volledige beschaduwing (5) 56,02 1,21 13,75113 77,52% 0,202866 70,66%
Fig. 3.3: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 16, 70 en 86
D. Vier willekeurige zonnecellen van bypass diode 1 (cel 16), bypass diode 2 (cel 42), bypass diode
3 (cel 70) en bypass diode 4 (cel 86)
Cellen 16, 42, 70 en 86 Vopen Ishort PMAX % PMAX reductie FF % FF reductie
4 x geen beschaduwing (1) 56,53 2,225 87,96645
0,699372
4 x 25% beschaduwing (2) 56,24 1,933 76,14214 13,44% 0,700403 -0,15%
4 x 50% beschaduwing (3) 56,32 1,381 53,4834 39,20% 0,687642 1,68%
4 x 75% beschaduwing (4) 56,16 0,759 27,72234 68,49% 0,650371 7,01%
4 x volledige beschaduwing (5) 55,84 0,34 3,554155 95,96% 0,187203 73,23%
Fig. 3.4: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 16, 42, 70 en 86
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
10
20
30
40
50
60
70
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 20 40 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
1
1
2
2
3
3
4
4
5 5
4’ 4’
46
Verandering van de open klemspanning (Vopen) en de kortsluitstroom (Ishort)
Bij toenemende beschaduwing van één, twee of drie zonnecellen op verschillende bypass diodes kon
er vastgesteld worden dat de open klemspanning en de kortsluitstroom nagenoeg dezelfde bleven.
De reden waarom bij deelexperiment 1B de waarde voor de kortsluitstroom hoger is dan bij
deelexperimenten 1A en 1C, is omdat deelexperiment 1B werd uitgevoerd kort na de middag (rond
12u30), terwijl deelexperimenten 1A en 1C werden uitgevoerd voor de middag (rond 11u). Bij
deelexperiment 1B was de zonne-instraling dus hoger dan bij de andere twee deelexperimenten.
Aangezien uit het literatuuronderzoek (paragraaf 1.3.1.3) geweten is dat de kortsluitstroom
evenredig is aan de zonne-instraling, geeft dit een verklaring voor de verhoogde kortsluitstroom bij
deelexperiment 1B.
Bij deelexperiment 1D nam de kortsluitstroom af van 2,225A bij geen beschaduwing tot 0,34A bij
volledige beschaduwing van de vier zonnecellen. De open klemspanning daarentegen bleef nagenoeg
constant.
Verandering van het maximale vermogen (PMAX)
Er werd waargenomen dat PMAX verschoof naar lagere spanningswaarden voor deelexperiment 1A
vanaf 50% beschaduwing (3) en voor deelexperiment 1B en 1C vanaf 75% (4) beschaduwing. Er werd
m.a.w. een nieuw lokaal maximum gecreëerd in de P(V)-curve en een stap in de I(V)-curve als gevolg
van de beschaduwing. Hoe meer zonnecellen beschaduwd werden (1A 1B 1C), hoe meer het
maximum verschoof naar lagere spanningswaarden. Bij deelexperiment 1D ten slotte werd geen
nieuw lokaal maximum waargenomen. Bij de paarse curve (4 x 75% beschaduwing) leek het echter of
er een nieuw lokaal maximum (4) werd gecreëerd. Het is evenwel niet evident dat het meettoestel
bij dergelijk lage waarden nog nauwkeurige metingen verricht.
In Deutsche Gesellshaft für Sonenergie (2008) werd bij 75% beschaduwing van één zonnecel een
reductie van VMPP waargenomen van ongeveer de helft t.o.v. geen beschaduwing. Dit gold voor een
PV-module bestaande uit 36 zonnecellen en twee bypass diodes (paragraaf 1.4.3.4). In dit
experimentele onderzoek werd evenwel gewerkt met een PV-module bestaande uit 96 zonnecellen
en vier bypass diodes. Bij 75% beschaduwing van twee zonnecellen op verschillende bypass diodes
(deelexperiment 1B) werd tevens een reductie van VMPP waargenomen van ongeveer de helft t.o.v.
geen beschaduwing.
De vorm van de curven is in lijn met wat gevonden werd in de literatuur (Boronat et al., 2009). In de
studie van Boronat et al. (2009) werd evenwel gewerkt met een PV-module bestaande uit 36
zonnecellen en twee bypass diodes. Wanneer één zonnecel werd onderworpen aan verschillende
schaduwcondities vertoonde de I(V)-curve eveneens een stap en de P(V)-curve een nieuw lokaal
maximum bij lagere spanning. Dit is vergelijkbaar met deelexperimenten 1A-C. Wanneer één
zonnecel op de ene bypass diode en een tweede zonnecel op de andere bypass diode beschaduwd
werden, vertoonden de vorm van de I(V)- en P(V)-curve geen veranderingen t.o.v. geen
beschaduwing. Dit is vergelijkbaar met deelexperiment 1D.
47
De reducties (%) van het maximale vermogen (PMAX) voor 1A-D worden hieronder geplot in functie
van de beschaduwingsgraad (%).
Fig. 3.5: Reductie (%) van het maximaal vermogen punt (PMAX) in functie van de beschaduwingsgraad (%)
Voor de reductie van het maximale vermogen vertoonden de deelexperimenten 1A t.e.m. 1C curven
die afvlakten, terwijl dit niet het geval was bij deelexperiment 1D. Bij volledige beschaduwing
werden reducties van het maximale vermogen waargenomen van 34,83% (1A), 53,78% (1B), 77,52%
(1C) en 95,96% (1D).
In de studie van Chouder & Silvestre (2008) werd, voor een PV-module van 36 zonnecellen en twee
bypass diodes, een reductie van het maximale vermogen van 29,64% gevonden en dit bij volledige
beschaduwing van één zonnecel. Een analoge reductie werd waargenomen bij deelexperiment 1A
(34,83%). Hier werd echter wel gebruik gemaakt van een PV-module van 96 zonnecellen en vier
bypass diodes. Hieruit kan dus besloten worden dat er niet zomaar geëxtrapoleerd kan worden van
een module met twee bypass diodes naar een module met vier bypass diodes. Het effect van
beschaduwing kan echter wel afhangen van niet omschreven experimentele omstandigheden.
Verandering van de vulfactor (FF)
De reducties (%) van de vulfactor worden weergegeven in onderstaande figuur en dit in functie van
de beschaduwingsgraad (%).
Fig. 3.6 : Reductie (%) van de vulfactor (FF) in functie van de beschaduwingsgraad (%)
Aangezien een reductie werd waargenomen in PMAX bij stijgende beschaduwingsgraad, werd er ook
een reductie waargenomen in FF (FF = PMAX/PT, zie paragraaf 1.3.1.3). FF verminderde evenwel
minder dan PMAX. Zo werd er bij volledige beschaduwing een reductie van de vulfactor waargenomen
van 33,52% (1A), 47,54% (1B), 70,66% (1C) en 73,23% (1D).
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0% 25% 50% 75% 100%
% P
max
re
du
ctie
% beschaduwing
Eén cel (1A)
Twee cellen (1B)
Drie cellen (1C)
Vier cellen (1D)
48
3.2.1.2 Experiment 2
In het tweede experiment wordt de wijziging van de I(V)- en P(V)-karakteristiek onderzocht bij
(partiële) beschaduwing van meerdere zonnecellen op dezelfde bypass diode. De resultaten van
experimenten 2A-D worden weergegeven in respectievelijk figuren 3.7– 3.10. Het maximaal
vermogen punt (PMAX) werd telkens omcirkeld op de I(V)- en P(V)-karakteristiek.
A. Eén willekeurige zonnecel van bypass diode 4 (cel 79)
Cel 79 Vopen Ishort PMAX % PMAX reductie FF % FF reductie
1: geen beschaduwing 53,9 3,059 124,524
0,75524
2: 25% beschaduwing 53,88 3,042 110,1964 11,51% 0,672327 10,98%
3: 50% beschaduwing 53,96 3,049 92,38926 25,81% 0,561555 25,65%
4: 75% beschaduwing 53,98 3,06 92,86918 25,42% 0,562234 25,56%
5: volledige beschaduwing 53,86 3,037 92,02235 26,10% 0,562577 25,51%
Fig. 3.7: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecel 79
B. Twee willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79 en cel 93)
Cellen 79 en 93 Vopen Ishort PMAX % PMAX reductie FF % FF reductie
1: geen beschaduwing 53,98 3,028 123,4888
0,755508
2: 25% beschaduwing 53,93 3,014 109,2113 12,30% 0,671884 11,07%
3: 50% beschaduwing 53,9 3,034 91,87335 26,22% 0,561804 25,64%
4: 75% beschaduwing 53,77 3,024 91,28954 26,69% 0,561435 25,69%
5: volledige beschaduwing 53,68 3,007 90,97047 26,95% 0,563579 25,40%
Fig. 3.8: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 79 en 93
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
20
40
60
80
100
120
140
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
20
40
60
80
100
120
140
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
1
2 3-4-5
3-4-5
2
1
1 1
2
2 3-4-5
3-4-5
49
C. Drie willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79, cel 84 en cel 93)
Cellen 79, 84 en 93 Vopen Ishort PMAX % PMAX daling FF % FF reductie
1: geen beschaduwing 53,92 3,011 122,4029
0,75393
2: 25% beschaduwing 54,03 2,973 107,9472 11,81% 0,672019 10,86%
3: 50% beschaduwing 54,07 3,012 91,81244 24,99% 0,563755 25,22%
4: 75% beschaduwing 54,04 3,004 91,68445 25,10% 0,564781 25,09%
5: volledige beschaduwing 53,84 2,983 90,73469 25,87% 0,564957 25,07%
Fig. 3.9: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 79, 84 en 93
D. Vier willekeurige zonnecellen van bypass diode 4 (cel 79, cel 84, cel 86 en cel 93)
Cellen 79, 84, 86 en 93 Vopen Ishort PMAX % PMAX daling FF % FF reductie
1: geen beschaduwing 54,03 3 122,5412
0,756007
2: 25% beschaduwing 54,09 2,973 107,1021 12,60% 0,666018 11,90%
3: 50% beschaduwing 54,02 2,954 89,8995 26,64% 0,563368 25,48%
4: 75% beschaduwing 53,86 2,949 89,60189 26,88% 0,564126 25,38%
5: volledige beschaduwing 53,67 2,944 89,25167 27,17% 0,564868 25,28%
Fig. 3.10: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij verschillende beschaduwingsgraad van zonnecellen 79, 84, 86 en 93
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
20
40
60
80
100
120
140
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
20
40
60
80
100
120
140
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
1 1
2
2 3-4-5
3-4-5
1 1
2
2 3-4-5
3-4-5
50
Verandering van de open klemspanning (Vopen) en de kortsluitstroom (Ishort)
Bij de vier deelexperimenten bleven zowel de open klemspanning als de kortsluitstroom nagenoeg
dezelfde bij toenemende beschaduwingsgraad.
Verandering van het maximale vermogen (PMAX) en de vulfactor (FF)
De resultaten van experimenten 2A-D waren analoog. Vanaf 50% beschaduwing verschoof PMAX naar
lagere spanningswaarden. Bovendien werd er niet veel verandering in PMAX waargenomen bij >50%
beschaduwing. Wanneer de reductie (%) van PMAX en FF geplot werden in functie van de
beschaduwingsgraad (%) was er een analoog verloop waar te nemen (figuren 3.11 en 3.12) en dit
ongeacht het aantal beschaduwde cellen van bypass diode 4.
Fig. 3.11: Reductie (%) van het maximaal vermogen punt (PMAX) in functie van de beschaduwingsgraad (%)
Fig. 3.12: Reductie (%) van de vulfactor (FF) in functie van de beschaduwingsgraad (%)
Bij volledige beschaduwing werd er een reductie waargenomen van PMAX van ongeveer 26%
ongeacht het aantal beschaduwde cellen van bypass diode 4. De reductie van FF was analoog en
bedroeg ongeveer 25%.
In de literatuur (Boronat et al., 2009) werd, voor een PV-module van 60 zonnecellen en twee bypass
diodes, een reductie van het maximale vermogen van 31% gevonden en dit bij volledige
beschaduwing van twee zonnecellen op dezelfde bypass diode. Een analoge reductie werd
waargenomen bij deelexperiment 2B (26,95%). Hier werd echter wel gebruik gemaakt van een PV-
module van 96 zonnecellen en vier bypass diodes.
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
0% 25% 50% 75% 100%
% P
max
re
du
ctie
% beschaduwingsgraad
Eén cel (2A)
Twee cellen (2B)
Drie cellen (2C)
Vier cellen (2D)
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
0% 25% 50% 75% 100%
% F
F re
du
ctie
% beschaduwingsgraad
Eén cel (2A)
Twee cellen (2B)
Drie cellen (2C)
Vier cellen (2D)
51
3.2.1.3 Experiment 3
De resultaten van experiment 3 worden weergegeven in figuur 3.13. Hoe groter de afstand tussen
het schaduwmakend object en zonnecel 85, hoe groter het effect op PMAX was. Dit effect was echter
niet beduidend groot (PMAX ≈ 95W bij A t.o.v. PMAX ≈ 90,7W bij E). De I(V)- en P(V)-karakteristiek
verschoven voor lage spanningswaarden (< ≈40V) naar beneden bij toenemende afstand. Voor
grotere spanningswaarden (> ≈40V) verschoven de curven naar boven bij toenemende afstand.
Vopen Ishort PMAX
A (x=0,y=0,z=0) 53,95 3,134 95,01381
B (x=7,5, y=10,6, z=13) 54,07 3,085 93,9636
C (x=22, y=27,9, z=35,5) 54,07 3,072 93,27357
D (x=40,5, y=48,3, z=64) 53,88 3,009 90,98103
E (x=55, y=68,7, z=88) 53,77 2,996 90,70417
Fig. 3.13: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij 100% beschaduwingsgraad van cel 85 bij variërende afstand van het schaduwmakend object
Aangezien het verschil minimaal was, had diffuse straling duidelijk weinig betekenis. Diffuse straling
valt beter op de cel bij groter wordende afstand tussen de cel en het schaduwmakend object. De
afwezigheid van directe zonnestraling op cel 1 bleek echter het allerbelangrijkste in dit experiment.
Dit onderstreept nogmaals het enorme belang van het vermijden van schaduw op PV-modules. Merk
op dat dit werd waargenomen voor een monokristallijne module en dat diffuse straling voor een
polykristallijne module mogelijks wel een grotere betekenis heeft.
3.2.1.4 Experiment 4
De resultaten van experiment 4 worden in figuur 3.14 weergegeven. De invloed van de temperatuur
T (°C) en zonne-instraling G (W/m2) met of zonder beschaduwing was analoog. Algemeen kon
vastgesteld worden dat hoe hoger de zonne-instraling en hoe lager de temperatuur, hoe kleiner de
kortsluitstroom was. Bovendien verlaagde de open klemspanning bij toenemende temperatuur.
Wanneer zonnecel 70 en/of zonnecel 16 volledig beschaduwd werd(en), was het verschil tussen de
kortsluitstroom van de groene (T = 48,3°C; G = 805 W/m2) en blauwe (T = 38 °C; G = 680 W/m2) curve
evenwel minder duidelijk [figuur 3.14 b)-c)].
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
52
Fig. 3.14: Invloed van T (°C) en G (W/m
2) op de I(V)-karakteristiek bij a) geen beschaduwing b) beschaduwing
van één zonnecel (cel 70) en c) beschaduwing van twee zonnecellen (cellen 16 en 70) op verschillende bypass diodes
De resultaten waren in lijn met wat gevonden werd in de literatuur (Electropaedia, 2010). In het
literatuuronderzoek werd echter enkel de invloed van de temperatuur en de zonne-instraling op de
I(V)-curve van een PV-module zonder beschaduwing bekeken. Uit dit experiment bleek dat de
bevindingen uitgebreid konden worden naar een PV-module onderhevig aan beschaduwing.
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
T=38; G=680
T=37,4; G=645
T=48,3; G=805
G en T
T
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
T=38; G=680
T=37,4; G=645
T=48,3; G=805T
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
T=38; G=680
T=37,4; G=645
T=48,3; G=805
G en T
T
G en T
a)
b)
c)
53
3.2.2 Praktijkomstandigheden
3.2.2.1 Trevi-I
Hieronder worden de maandoverzichten van de opbrengsten van de PV-installatie weergegeven voor
de maanden februari, maart en april (figuren 3.15-3.17). De dagen die in detail bekeken werden, zijn
aangeduid met een pijl. In februari werd de verwachte opbrengst maar gehaald voor drie van de 28
dagen (10,71%). Deze lage opbrengst kan verklaard worden doordat februari 2011 een uitzonderlijke
lage zonneschijnduur had (KMI, 2011). In de maanden maart en april daarentegen werd de
verwachte opbrengst overschreden voor respectievelijk 20 van de 31 dagen (64,52%) en 25 van de 30
dagen (83,33%). Volgens het KMI (2011) werden in deze maanden dan ook een uitzonderlijke hoge
zonneschijnduur opgemeten. De zonneschijnduur werd opgemeten te Ukkel. Er werd evenwel
verondersteld dat deze waarneming uitgebreid kon worden naar Gentbrugge.
WAC (kWh) [blauwe balkjes] Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
11 februari ‘11 91,81 << 91,8
16 februari ‘11 285,96 < 439,13
17 februari ‘11 616,88 > 439,13
TOTAAL voor februari 6158,24 < 12295,64
Fig. 3.15: Overzicht van de opbrengst van Trevi-I in de maand februari
WAC (kWh) [blauwe balkjes] Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
8 maart ‘11 947,95 > 594,94
9 maart ‘11 259,87 < 594,94
17 maart ‘11 76,97 << 594,94
TOTAAL voor maart 21176,39 > 18443,29
Fig. 3.16: Overzicht van de opbrengst van Trevi-I in de maand maart
0
100
200
300
400
500
600
700
800
1/f
eb
2/f
eb
3/f
eb
4/f
eb
5/f
eb
6/f
eb
7/f
eb
8/f
eb
9/f
eb
10
/feb
11
/feb
12
/feb
13
/feb
14
/feb
15
/feb
16
/feb
17
/feb
18
/feb
19
/feb
20
/feb
21
/feb
22
/feb
23
/feb
24
/feb
25
/feb
26
/feb
27
/feb
28
/feb
0
200
400
600
800
1000
1200
1/m
rt
2/m
rt
3/m
rt
4/m
rt
5/m
rt
6/m
rt
7/m
rt
8/m
rt
9/m
rt
10
/mrt
11
/mrt
12
/mrt
13
/mrt
14
/mrt
15
/mrt
16
/mrt
17
/mrt
18
/mrt
19
/mrt
20
/mrt
21
/mrt
22
/mrt
23
/mrt
24
/mrt
25
/mrt
26
/mrt
27
/mrt
28
/mrt
29
/mrt
30
/mrt
31
/mrt
54
WAC (kWh) [blauwe balkjes] Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
5 april ‘11 304,24 << 751,39
10 april ‘11 1263,64 > 751,39
14 april ‘11 565,03 < 751,39
TOTAAL voor april 30960,78 > 22541,70
Fig. 3.17: Overzicht van de opbrengst van de Trevi-I in de maand april
Voor de resultaten dag per dag wordt verwezen naar Appendix C. Hier werd telkens een
dagoverzicht van het totaal geproduceerd AC-vermogen van alle omvormers en van omvormers 15,
16 en 17 weergegeven. De opbrengstcurve per dag van de hele installatie werd eveneens uitgezet.
Voor de modules van omvormers 15, 16 en 17 werden de opbrengsten per dag afzonderlijk in een
tabel weergegeven. Het verlies (%) in opbrengst van de modules van omvormers 15 en 16 t.o.v. de
referentiesituatie (omvormer 17) wordt in onderstaande tabel samengevat.
Tabel 3.1: Verlies (%) in opbrengst van de modules van omvormers 15 (O15) en 16 (O16) t.o.v. referentie (O17)
11/02 16/02 17/02 08/03 09/03 17/03 05/04 10/04 14/04
% verlies in opbrengst van
modules van O15
23,99 29,38 26,74 24,11 19,87 18,64 19,71 22,36 20,66
% verlies in opbrengst van
modules van O16
30,76 20,77 19,32 22,93 23,09 23,46 22,81 22,94 22,14
De modules van omvormers 15 en 16 genereerden duidelijk minder opbrengst dan de modules van
omvormer 17. Het verlies (%) in opbrengst van de modules van omvormer 15 schommelde bij de
onderzochte dagen tussen 18% en 30%, terwijl dit voor de modules van omvormer 16 schommelde
tussen 19% en 31%. De lagere opbrengst t.o.v. de modules van omvormer 17 kan worden
toegeschreven aan de beschaduwing die de modules ondervonden als gevolg van de nabijgelegen
lichtstraat. Bovendien werden de uitschieters (29,38% en 30,76%) waargenomen in de maand
februari. Dit kan verklaard worden door de lagere zonnestand in februari en dus de langere
schaduwen die op de modules vallen wanneer de zon schijnt.
Uit de figuren in Appendix C werden bovendien volgende zaken vastgesteld:
Het geproduceerd AC-vermogen van de PV-installatie in functie van het tijdstip van de dag
(figuren C1,C3,C5,C7,C9,C11,C13 en C15) vertoonde een analoog verloop als het
geproduceerd AC-vermogen van omvormers 15, 16 en 17 in functie van het tijdstip van de
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1/a
pr
2/a
pr
3/a
pr
4/a
pr
5/a
pr
6/a
pr
7/a
pr
8/a
pr
9/a
pr
10
/ap
r
11
/ap
r
12
/ap
r
13
/ap
r
14
/ap
r
15
/ap
r
16
/ap
r
17
/ap
r
18
/ap
r
19
/ap
r
20
/ap
r
21
/ap
r
22
/ap
r
23
/ap
r
24
/ap
r
25
/ap
r
26
/ap
r
27
/ap
r
28
/ap
r
29
/ap
r
30
/ap
r
55
dag (figuren C2,C4,C6,C8,C10,C12,C14 en C16). Dit werd vastgesteld onafhankelijk van het
feit of er een lage of hoge opbrengst was die dag.
Bij voldoende zonneschijn en dus opbrengst ( figuren C6, C8 en C16) was duidelijk te zien dat
’s morgens (8u-12u/13u) omvormer 15 t.o.v. omvormer 16 meer AC-vermogen genereerde
(groene curve > bruine curve), terwijl in de namiddag (vanaf 13u) het omgekeerde gold
(bruine curve > groene curve). Dit is te verklaren door de oriëntatie en het feit dat de zon
opkomt in het oosten en ondergaat in het westen. De modules van omvormers 15 en 16
ondervonden bijgevolg respectievelijk ’s namiddags en ’s morgens schaduweffecten van de
nabijgelegen lichtstraat.
Bij voldoende zonneschijn en dus opbrengst ( figuren C6, C8 en C16) was tevens te zien dat
de modules van omvormer 17 ( referentie) ’s morgens beter presteerden dan de modules
van omvormer 15 en ’s namiddags beter dan de modules van omvormer 16. De
schaduwlijnen die op de het plan (Appendix B) staan weergegeven, zijn gemiddelden voor
een volledig jaar. In de onderzochte periode stond de zon redelijk laag waardoor de situatie
hier op relatieve schaal veel erger was. Schaduw had op de onderzochte dagen wellicht een
grotere invloed (langere schaduwen) dan wat op het plan wordt aangeduid. Bovendien zijn
een aantal modules (modules 1156-1158, 1161-1162, 1165-1166 en 1169-1170) van
omvormer 17 eveneens onderworpen aan beschaduwing van een naburige verhoging. Een
klein deel van deze modules hebben op jaarbasis een lichtinval van <95%.
Om het verschil in opbrengst tussen de modules van omvormers 15 en 16 te verduidelijken, werden
de opbrengsten van de modules van deze twee omvormers per uur uitgezet voor drie zonnige dagen
(17/02,08/03 en 10/04) (figuur 3.18). De opbrengsten van omvormer 17 (referentie) worden ter
illustratie ook uitgezet op de grafieken. De opbrengsten die in de grafiek bij een bepaald uur staan
weergegeven, duiden de opbrengsten aan die de modules van omvormers 15, 16 en 17 genereerden
het uur voorafgaand aan het aangegeven uur, bv. de opbrengsten bij 10u zijn de opbrengsten die de
modules genereerden tussen 09u en 10u.
0
2
4
6
8
10
8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00
Op
bre
ngs
t W
AC
(kW
h)
17 februari 2011
56
Fig. 3.18: Opbrengst per uur van de modules van omvormer 15 (blauw), omvormer 16 (rood) en omvormer 17
(groen)
In onderstaande tabel wordt het verschil (%) in opbrengst van de modules van omvormers 15 en 16
kwantitatief weergegeven. Over de drie dagen presteerden de modules van omvormer 15 ’s morgens
gemiddeld 23% beter dan de modules van omvormer 16, terwijl de modules van omvormer 16 in de
namiddag gemiddeld 36% beter presteerden dan de modules van omvormer 15.
Tabel 3.2: Verschil (%) in opbrengst van de modules van omvormers 15 en 16
’s morgens* 17/02 08/03 10/04 Namiddag** 17/02 08/03 10/04
8:00 9:00
10:00 11:00 12:00 13:00
- 0%
17% 17% 2% 0%
- 46% 65% 13% 0% 0%
100% 30% 63% 23% 3% 1%
14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00
2% 22% 39%
163% 33%
- - -
1% 12% 28% 76%
120% 0%
- -
1% 1% 1%
22% 26% 46% 16% 0%
Gemiddeld 7% 25% 37% Gemiddeld 52% 40% 16%
* verschil in opbrengst van de modules van O15 t.o.v. de modules van O16
** verschil in opbrengst van de modules van O16 t.o.v. de modules van O15
3.2.2.2 Trevi-II
Hieronder worden de maandoverzichten van de opbrengsten van de PV-installatie weergegeven voor
de maanden februari, maart en april (figuren 3.19-3.21). De dagen die in detail bekeken werden, zijn
opnieuw aangeduid met een pijl. De verwachte opbrengst werd in maart gehaald voor 20 van de 31
dagen (64,52%). Dit kan verklaard worden door de extreem hoge zonneschijnduur die werd
opgemeten in de maand maart (cfr. resultaten Trevi-I). In april werd de verwachte opbrengst voor
maar liefst 21 van de 30 dagen (70%) overschreden. Ook in deze maand werd een extreem hoge
zonneschijnduur opgemeten (KMI, 2011).
0
2
4
6
8
10
8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00
Op
bre
ngs
t W
AC
(kW
h)
8 maart 2011
0
2
4
6
8
10
12
8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00
Op
bre
ngs
t W
AC
(kW
h)
10 april 2011
57
WAC (kWh) [blauwe balkjes] Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
11 februari ‘11 0,73 << 5,31
16 februari ‘11 2,79 < 5,31
17 februari ‘11 7,12 >> 5,31
Fig. 3.19: Overzicht van de opbrengst van de Trevi-II in de maand februari
WAC (kWh) [blauwe balkjes] Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
8 maart ‘11 10,89 > 7,19
9 maart ‘11 2,54 < 7,19
17 maart ‘11 0,588 << 7,19
TOTAAL voor maart 242,64 > 222,98
Fig. 3.20: Overzicht van de opbrengst van de Trevi-II in de maand maart
WAC (kWh) [blauwe balkjes] Verwachte WAC (kWh) [rode lijn]
5 april ‘11 2,86 << 9,08
10 april ‘11 14,19 > 9,08
14 april ‘11 5,67 < 9,08
TOTAAL voor april 340,39 > 272,54
Fig. 3.21: Overzicht van de opbrengst van Trevi-II in de maand april
0123456789
1/f
eb
2/f
eb
3/f
eb
4/f
eb
5/f
eb
6/f
eb
7/f
eb
8/f
eb
9/f
eb
10
/feb
11
/feb
12
/feb
13
/feb
14
/feb
15
/feb
16
/feb
17
/feb
18
/feb
19
/feb
20
/feb
21
/feb
22
/feb
23
/feb
24
/feb
25
/feb
26
/feb
27
/feb
28
/feb
0
2
4
6
8
10
12
14
1/m
rt
2/m
rt
3/m
rt
4/m
rt
5/m
rt
6/m
rt
7/m
rt
8/m
rt
9/m
rt
10
/mrt
11
/mrt
12
/mrt
13
/mrt
14
/mrt
15
/mrt
16
/mrt
17
/mrt
18
/mrt
19
/mrt
20
/mrt
21
/mrt
22
/mrt
23
/mrt
24
/mrt
25
/mrt
26
/mrt
27
/mrt
28
/mrt
29
/mrt
30
/mrt
31
/mrt
02468
1012141618
1/a
pr
2/a
pr
3/a
pr
4/a
pr
5/a
pr
6/a
pr
7/a
pr
8/a
pr
9/a
pr
10
/ap
r
11
/ap
r
12
/ap
r
13
/ap
r
14
/ap
r
15
/ap
r
16
/ap
r
17
/ap
r
18
/ap
r
19
/ap
r
20
/ap
r
21
/ap
r
22
/ap
r
23
/ap
r
24
/ap
r
25
/ap
r
26
/ap
r
27
/ap
r
28
/ap
r
29
/ap
r
30
/ap
r
58
Voor de resultaten dag per dag wordt verwezen naar Appendix D, waar het geproduceerd AC-
vermogen van de omvormer in functie van het tijdstip van de dag werd geplot. Naast het AC-
vermogen werd eveneens de opbrengstcurve weergegeven. Wanneer de opbrengst voldoende hoog
was (opbrengst > verwachte opbrengst), was het effect van beschaduwing duidelijk visueel zichtbaar
(figuren D3, D4 en D8). Omstreeks 16u was een scherpe daling te zien in het AC-vermogen te wijten
aan beschaduwing. Wanneer de opbrengst lager was dan verwacht (figuren D1,D2,D5,D6,D7 en D9),
was het effect niet eenduidig zichtbaar. Het effect van beschaduwing zal hier wellicht ook een rol
gespeeld hebben, maar kon niet eenduidig achterhaald worden uit de grafieken.
De genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van Trevi-II werden vergeleken met de
genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van de PV-installatie te Asper. De twee PV-installaties
hadden dezelfde hellingshoek maar een verschillende oriëntatie (-50° <-> -45°). Om aan te tonen dat
het verschil van 5° niet zo een significante invloed had op de genormaliseerde opbrengsten
(kWh/kWp), werd de gemiddelde dagelijkse elektriciteitsproductie (kWh) in mei via PVGIS12 geschat
voor beide installaties. Hieruit konden dan de gemiddelde genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp)
bepaald worden voor de maand mei. De vergelijking tussen beide installaties wordt in onderstaande
tabel samengevat. Aangezien er slechts een gemiddeld verschil van 0,02 kWh/kWp werd gevonden
via PVGIS in de maand mei, konden beide installaties in deze maand met elkaar vergeleken worden.
Tabel 3.3: Vergelijking van de genormaliseerde output (kWh/kWp) via PVGIS
PVGIS Installatie Trevi-II Installatie Asper
Inputs Plaats Geïnstalleerd vermogen (kWp) Hellingshoek Oriëntatie (azimuthoek)
Gentbrugge
3,04 45° -50°
Asper (Gavere)
11,76 45° -45°
Output Gemiddelde dagelijkse elektriciteitsproductie (kWh) in mei
10,10
39,30
Genormaliseerde output (KWh/kWp) In de maand mei
3,32
3,34
Hieronder worden de genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) voor de maand mei weergegeven
(figuur 3.22) van beide installaties. De dagen die in detail bekeken werden, zijn aangeduid met een
pijl.
Fig. 3.22: Genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van Asper (blauw) en Trevi-II (rood)
12
PVGIS houdt geen rekening met opbrengstverlies (kWh) te wijten aan beschaduwing.
0
1
2
3
4
5
6
7
1/m
ei
2/m
ei
3/m
ei
4/m
ei
5/m
ei
6/m
ei
7/m
ei
8/m
ei
9/m
ei
10
/mei
11
/mei
12
/mei
13
/mei
14
/mei
15
/mei
16
/mei
17
/mei
18
/mei
19
/mei
20
/mei
21
/mei
22
/mei
23
/mei
24
/mei
25
/mei
26
/mei
27
/mei
28
/mei
29
/mei
30
/mei
31
/meiG
en
orm
alis
ee
rde
op
bre
ngs
t (k
Wh
/kW
p)
59
Voor de resultaten voor de geselecteerde dagen wordt verwezen naar Appendix D (figuren D10-D17)
Hier werden telkens de genormaliseerde opbrengsten voor beide installaties uitgezet t.o.v. het
tijdstip van de dag. Wanneer beide installaties vergeleken werden voor eenzelfde dag, is duidelijk te
zien dat de installatie te Gentbrugge onderhevig was aan beschaduwing na 16u (figuren D10 <-> D11,
figuren D12 <-> D13, figuren D14 <-> D15, figuren D16 <-> D17). In tabel 3.4 worden de
genormaliseerde opbrengsten van beide installaties met elkaar vergeleken voor de geselecteerde,
zonnige dagen en voor de volledige maand mei. Het verlies (%) van de installatie te Gentbrugge
(Trevi-II) t.o.v. de installatie te Asper bedroeg ongeveer 8% voor de maand mei en gemiddeld 6%
voor de geselecteerde, zonnige dagen. Dit verschil kan grotendeels worden toegeschreven aan de
beschaduwing die de installatie te Gentbrugge ondervond.
Tabel 3.4: Vergelijking van de genormaliseerde opbrengsten (kWh/kWp) van de installatie te Asper en de installatie te Gentbrugge voor de geselecteerde dagen in mei
Installatie Asper (kWh/kWp) Installatie Trevi-II (kWh/kWp) Verlies (%)
01/05/’11 5,75 5,33 7,3 05/05/’11 5,60 5,22 6,8 21/05/’11 5,93 5,64 4,9 25/05/’11 6,18 5,90 4,5
TOTAAL voor mei 134,97 124,39 7,8
Stel dat de installatie te Gentbrugge niet onderworpen was aan beschaduwing en dus een
genormaliseerde opbrengst van 134,97 kWh/kWp genereerde (analoog installatie te Asper), dan was
de opbrengst in de maand mei 410,31 kWh (= 134,97 kWh/kWp 3,04 kWp) i.p.v. 378,15 kWh
(124,39 kWh/kWp 3,04 kWp). Met een verschil van €32,16 en een gemiddelde energieprijs voor
particulieren in Vlaanderen van €0,20/kWh (GreenSun, 2011), kwam dit neer op een besparing van
ongeveer €6,4 of €2,1/kWp in de maand mei. Beschaduwing leidde dus tot een economisch verlies
van €6,4 of €2,1/kWp in de maand mei.
60
3.3 Stofeffect
3.3.1 Gecontroleerde omstandigheden
De resultaten van de analyse voor de bepaling van de deeltjesgrootteverdeling worden hieronder
weergegeven. De twee zandstalen vertoonden onderling bijna een identieke verdeling, net als de
twee bloemstalen. Uit de figuur is duidelijk dat het zand grover is dan het bloem met een piek rond
351 µm. Het bloem had een piek rond 121 µm.
Fig. 3.23: Deeltjesgrootteverdeling van zand en bloem
3.3.1.1 Experiment 5
In experiment 5 werd de invloed van de stofdichtheid w (g/m2) onderzocht van bloem. De resultaten
van experiment 5 worden afgebeeld in figuur 3.24. De I(V)- en P(V)-karakteristieken verschoven bij
toenemende stofdichtheid w (g/m2) naar beneden. Zo veranderde het maximale vermogen van
177W zonder stof naar 157W bij 10 g/m2.
Stofdichtheid (bloem) Vopen Ishort PMAX % PMAX daling
geen stof 55,28 4,291 176,80198
1 g/m2 55,17 4,263 174,97434 1,03%
2 g/m2 55,08 4,166 172,05757 2,68%
3 g/m2 55,1 4,206 171,51841 2,99%
4 g/m2 55,08 4,183 170,92568 3,32%
10 g/m2 54,96 4,086 157,00643 11,20%
Fig. 3.24 : I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij variërende dichtheid (g/m2) van bloem
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
1 10 100 1000
Vo
l. In
%
Partikeldiameter (µm)
zand-staalzand-staalbloem-staalbloem-staal
00,5
11,5
22,5
33,5
44,5
5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
020406080
100120140160180200
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
w w
61
3.3.1.2 Experiment 6
In experiment 6 werd, net als bij experiment 5, de invloed van de stofdichtheid w (g/m2) onderzocht
maar dit keer bij zand. De resultaten van experiment 6 worden in onderstaande figuur afgebeeld. Het
maximale vermogen daalde hier van 179,23W zonder stof naar 173,98W bij 10 g/m2.
Stofdichtheid (zand) Vopen Ishort PMAX % PMAX daling
geen stof 56,07 4,251 179,23332
1 g/m2 55,94 4,259 178,98125 0,14%
2 g/m2 55,87 4,255 178,63103 0,34%
3 g/m2 55,84 4,234 178,31441 0,51%
4 g/m2 55,75 4,229 177,68024 0,87%
10 g/m2 55,67 4,156 173,98072 2,93%
Fig. 3.25: I(V)- en P(V)-karakteristiek van de PV-module bij variërende dichtheid (g/m2) van zand
De wijzigingen van de I(V)- en P(V)-karakteristieken waren bij gebruik van zand minder groot dan de
wijzigingen die waargenomen waren bij gebruik van bloem (experiment 5). Deze vaststelling werd
ook duidelijk wanneer de PMAX daling (%) in functie van de stofdichtheid w (g/m2) werd uitgezet voor
de twee experimenten (figuur 3.26). Voor beide soorten stof was er een stijgende trend waar te
nemen bij toenemende stofconcentraties. Er dient wel opgemerkt te worden dat het resultaat sterk
afhankelijk is van de mate waarin het stof gelijkmatig verdeeld werd over de PV-module. Toch kon er
over het algemeen besloten worden dat hoe fijner de deeltjes (bloem), hoe nadeliger het effect op
de performantie. Deze bevinding werd ook gevonden door El-Shobokshy & Hussein (1993a,1993b).
Fig. 3.26: PMAX daling (%) in functie van de stofdichtheid w (g/m
2) voor zand en bloem
00,5
11,5
22,5
33,5
44,5
0 10 20 30 40 50 60
Stro
om
I (A
)
Spanning V (V)
I(V)-karakteristiek
020406080
100120140160180200
0 10 20 30 40 50 60
Ve
rmo
gen
P (
W)
Spanning V (V)
P(V)-karakteristiek
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
0 1 2 3 4 10
PM
AX
dal
ing
Stofdichtheid w (g/m2)
zand
bloem
w w
62
De verklaring voor het verschil bij deze twee soorten stof dient gezocht te worden in het verschil in
oppervlaktebedekking. Bij een stofdichtheid van 10 g/m2 (zie figuur 3.27) kon visueel ingeschat
worden dat bloem ( figuur 3.27 a) ) een hogere graad van oppervlaktebedekking had dan zand (figuur
3.27 b) ).
Fig. 3.27: Oppervlaktebedekking bij a) experiment 5 (bloem) en b) experiment 6 (zand)
Kumar & Mastekbayeva (2000) stelden echter vast dat gedurende 30 dagen in Bangkok (Thailand) de
maximale stofaccumulatie bij een hellingshoek van 15° gedurende de zomermaanden tot 3,7 g/m2
steeg. Hieruit werd geconcludeerd dat een stofaccumulatie van 10 g/m2 voor België niet echt
realistisch is.
3.3.2 Praktijkomstandigheden
Hieronder worden de resultaten weergegeven van de negen periodes van 30 dagen waarvan de
gegevens werden opgevraagd en geanalyseerd. Er werd telkens gekeken naar het verschil in
opbrengst (kWh) van de gereinigde string (string 3) en de ongereinigde string (string 2).
-0,60
-0,40
-0,20
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
25
/08
/20
10
4/0
9/2
01
0
14
/09
/20
10
24
/09
/20
10
4/1
0/2
01
0
14
/10
/20
10
Op
bre
ngs
t ge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
) -
op
bre
ngs
t o
nge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
)
Periode 2
a) b)
Periode 1
63
-0,40
-0,20
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
24
/10
/20
10
3/1
1/2
01
0
13
/11
/20
10
23
/11
/20
10
3/1
2/2
01
0
13
/12
/20
10
Op
bre
ngs
t ge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
) -
op
bre
ngs
t o
nge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
)
-0,40
-0,20
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
23
/12
/20
10
2/0
1/2
01
1
12
/01
/20
11
22
/01
/20
11
1/0
2/2
01
1
11
/02
/20
11
Op
bre
ngs
t ge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
) -
op
bre
ngs
t o
nge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
)
Periode 5 Periode 6
-0,40
-0,20
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
21
/02
/20
11
3/0
3/2
01
1
13
/03
/20
11
23
/03
/20
11
2/0
4/2
01
1
12
/04
/20
11
Op
bre
ngs
t ge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
) -
op
bre
ngs
t o
nge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
)
Periode 3 Periode 4
Periode 7 Periode 8
64
Fig. 3.28: Resultaten Galloo ( referentie, reinigingsdagen)
In tabel 3.5 worden de verschillende periodes weergegeven met het gemiddeld verschil ( ) en de
standaardafwijking (σ) per periode. Zonder enige reiniging (referentie) was het verschil tussen string
3 en string 2 gemiddeld -0,26 kWh m.a.w. string 2 presteerde gemiddeld 0,26 kWh beter dan string 3.
Dit gemiddeld verschil nam echter wel af wanneer de 3e string regelmatig gereinigd werd.
Tabel 3.5: Opdeling van de gegevens in verschillende periodes (30 dagen) met gemiddeld verschil ( ) en standaardafwijking (σ) per periode
Het al dan niet significant zijn van de verschillende periodes t.o.v. elkaar werd bepaald m.b.v. een
two-sample t-test in S-plus. De p-waarden (geen gelijke varianties verondersteld) die hier werden
bekomen, worden in tabel 3.6 samengevat. Voor de S-plus output wordt verder verwezen naar
Appendix E. Uit deze t-testen werd een significant verschil aangetoond vanuit wetenschappelijk
oogpunt tussen de eerste periode (referentie) en de daaropvolgende periodes waar de 3e string
regelmatig gereinigd werd. Bovendien werd er ook een significant verschil waargenomen tussen de
periodes V1,V2,V3,V4,V5 en V8 enerzijds en tussen de periodes V1,V2,V3,V4,V5,V6,V7 en V9
anderzijds.
-0,40
-0,20
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
22
/04
/20
11
2/0
5/2
01
1
12
/05
/20
11
Op
bre
ngs
t ge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
) -
op
bre
ngs
t o
nge
rein
igd
e s
trin
g (k
Wh
)
Periode Gemiddeld verschil ( ) (kWh) Standaardafwijking (σ) (kWh)
Periode 1 (V1) = Referentie -0,26 0,06
Periode 2 (V2) -0,02 0,12
Periode 3 (V3) -0,01 0,12
Periode 4 (V4) 0,03 0,28
Preiode 5 (V5) 0,05 0,26
Periode 6 (V6) -0,05 0,11
Periode 7 (V7) -0,06 0,16
Periode 8 (V8) -0,09 0,12
Periode 9 (V9) -0,14 0,12
Periode 9
65
Tabel 3.6: Overzicht p-waarden (geen gelijke varianties) (α = 5%; wit = geen significant verschil; groen = significant verschil)
V1 V2 V3 V4 V5 V6 V7 V8 V9
V1
0 0 0 0 0 0 0 0
V2
0,5612 0,3359 0,1726 0,4374 0,3897 0,0261 0,0003
V3
0,5233 0,3085 0,1815 0,1864 0,0071 0,0001
V4
0,7973 0,1707 0,1549 0,0324 0,035
V5
0,073 0,0695 0,0097 0,0007
V6
0,8164 0,1257 0,0024
V7
0,3001 0,0204
V8
0,1182
V9
Wanneer gekeken werd naar het procentueel verschil tussen de opbrengst van de gereinigde string
en de opbrengst van de niet gereinigde string voor enerzijds de referentieperiode (Periode 1) en
anderzijds de andere periodes (Periode 2-Periode 9), kon er vastgesteld worden dat de opbrengst
van de gereinigde string met 1,6% steeg (zie tabel 3.7).
Tabel 3.7: Procentueel verschil tussen opbrengst van de gereinigde string t.o.v. opbrengst niet gereinigde string
Opbrengst gereinigde string (kWh) Opbrengst niet gereinigde string (kWh) Procentueel verschil
Periode 1 379,16 12,90 -2,05%
Periode 2-Periode 9 1937,52 1946,19 -0,45%
Om te beoordelen of het economisch interessant zou zijn om de panelen te laten reinigen, diende
een inschatting gemaakt te worden van de meeropbrengst (kWh) die het reinigen met zich
meebracht en de daaruit volgende besparing (€). Wanneer verondersteld werd dat de stijging in
opbrengst van 1,6% kon doorgetrokken worden voor een volledig jaar en er zonder reiniging een
gemiddelde jaarlijkse opbrengst van 3180 kWh is (gebaseerd op PVGIS voor een string van 3,8 kWp
met een hellingshoek van 17° en azimuthoek van 20°), zou er een jaarlijkse meeropbrengst van
ongeveer 51 kWh of 13 kWh/kWp zijn bij reiniging. Met een energieprijs van 0,45€/kWh voor de PV-
installatie van Galloo (Sunny Portal, 2011), zou dit een jaarlijkse besparing geven van ongeveer €23 of
€10/kWp voor deze string. Wanneer deze berekening werd uitgebreid naar de gehele PV-installatie,
werd een jaarlijkse besparing van ongeveer €70 of ongeveer €6/kWp bekomen.
Deze besparing van €6/kWp kan dan vergeleken worden met de prijs die gevraagd wordt door
bedrijven die PV-installaties reinigen. Een uniforme prijszetting voor het reinigen van zonnepanelen
is echter niet mogelijk omdat de prijs afhankelijk is van een aantal erg variabele parameters13. Deze
omvatten o.a. de bereikbaarheid, aard van de vervuiling, omgevingsfactoren, ruimtelijke inplanting,
plat of hellend dak, activiteit, etc. Bovendien bestaat er ook een fundamenteel onderscheid tussen
(kleine) particuliere en industriële installaties. De kostprijs van reiniging zal voor kleinschalige PV-
installaties (< ±10 kWp) wellicht hoger liggen dan de besparing die werd bekomen door reiniging. Het
zal bijgevolg economisch niet rendabel zijn voor de PV-installatie van Galloo (11,4 kWp) om deze te
laten reinigen. Mogelijks is reinigen wel economisch zinvol vanaf een bepaalde grootte van PV-
installaties. 13
Informatie verkregen via Peter Rogier, Zaakvoerder van Osmobright, een bedrijf gespecialiseerd in het reinigen van zonnepanelen.
+ 1,6%
66
Hoofdstuk 4
Conclusie
In het experimentele onderzoek werden verschillende zaken onderzocht die betrekking hadden op
de impact van schaduw en stof op de performantie van PV-installaties. In deze paragraaf wordt
teruggegrepen naar de doelstelling van deze scriptie (paragraaf 1.5) en worden conclusies getrokken
uit het experimentele onderzoek.
o De verandering van het maximale vermogen en de vulfactor bij toenemende beschaduwing en
het effect van bypass diodes (cfr. experimenten 1 en 2)
Er diende een onderscheid gemaakt te worden tussen beschaduwing die plaatsvond op verschillende
bypass diodes en beschaduwing die plaatsvond op eenzelfde bypass diode. Deze conclusies gelden
voor een PV-module (96 zonnecellen en vier bypass diodes) en niet voor een PV-installatie.
In het eerste geval verschoof het maximale vermogen (PMAX) naar lagere spanningswaarden vanaf
50% beschaduwing van één zonnecel (op één bypass diode) en vanaf 75% beschaduwing van drie
zonnecellen (op drie verschillende bypass diodes). Hierdoor werd een nieuw lokaal maximum
gecreëerd in de P(V)-curve en een stap in de I(V)-curve. Dit lokaal maximum verschoof naar lagere
spanningswaarden bij toenemend aantal beschaduwde zonnecellen. Het maximum werd echter niet
waargenomen wanneer er evenveel zonnecellen werden beschaduwd als er bypass diodes waren (in
dit experiment : vier beschaduwde zonnecellen op de vier verschillende bypass diodes). Bij volledige
beschaduwing van één, twee, drie of vier zonnecellen, elk op verschillende bypass diodes, werden
reducties van PMAX waargenomen van 34,83%, 53,78%, 77,52%, en 95,96%. Aangezien er reducties
werden waargenomen in PMAX, werden er ook reducties waargenomen in de vulfactor (FF). Zo
werden reducties van FF waargenomen bij beschaduwing van één, twee, drie of vier zonnecellen, elk
op verschillende bypass diodes, van 33,52%, 47,45%, 70,66% en 73,23%.
In het tweede geval verschoof het maximale vermogen (PMAX) naar lagere spanningswaarden vanaf
50% beschaduwing. Ook hier werd een nieuw lokaal maximum in de P(V)-curve en een stap in de
I(V)-curve gecreëerd. Er werd echter geen verschil waargenomen bij beschaduwing van één, twee,
drie of vier zonnecellen op eenzelfde bypass diode. Zo bedroeg de reductie van PMAX ongeveer 26%
en dit ongeacht het aantal beschaduwde cellen. De reductie van FF was analoog en bedroeg
ongeveer 25%.
67
Algemeen kan er dus gesteld worden dat tijdens de installatie van een PV-systeem het absoluut
noodzakelijk is om beschaduwing op de PV-modules te beperken. Wanneer een onvermijdelijk
schaduwmakend object zich in de buurt van de installatie bevindt, moet er hoe dan ook vermeden
worden dat de PV-modules beschaduwing ondervinden op verschillende zonnecellen op
verschillende bypass diodes. Wanneer één PV-module toch dergelijke beschaduwing zou
ondervinden, zal de hele string negatief worden beïnvloed en de opbrengst drastisch verminderen
van het PV-systeem.
o Het schaduweffect in functie van de afstand van het zonnepaneel tot het schaduwmakend
object (cfr. experiment 3)
Aangezien het verschil minimaal was voor verschillende afstanden *≈ 4 kWh tussen de kleinste
afstand (x = 0 cm,y = 0 cm,z = 0 cm) en de grootste afstand (x = 55 cm,y = 68,7 cm,z = 88 cm)], kon
geconcludeerd worden dat diffuse straling, die beter op de cel viel bij groter wordende afstand,
weinig invloed had. Het allerbelangrijkste bleek de afwezigheid van directe zonnestraling op de cel.
Het belang van het vermijden van schaduw op zonnepanelen werd hier nogmaals onderstreept.
Bovendien vond experiment 3 plaats op een monokristallijne module. Een polykristallijne module kan
evenwel anders reageren op diffuse straling en meer belang hechten aan de afstand tussen het
schaduwmakend object en het zonnepaneel.
o De invloed van temperatuur en zonne-instraling op het schaduweffect (cfr. experiment 4)
De I(V)-curve wijzigde afhankelijk van de temperatuur en de zonne-instraling. Hoe hoger de zonne-
instraling en hoe lager de temperatuur, hoe kleiner de kortsluitstroom was. De open klemspanning
verlaagde tevens bij toenemende temperatuur. Vandaar dat tijdens koude en zonnige lentedagen er
een hoge opbrengst gegenereerd wordt door PV-modules.
De invloed van de temperatuur en de zonne-instraling was analoog voor zowel een beschaduwde als
een onbeschaduwde PV-module. Hieruit kon er geconcludeerd worden dat het verlies in opbrengst
door beschaduwing mede bepaald wordt door de temperatuur van de PV-module en de zonne-
instraling.
o Het schaduweffect bij een operationeel PV-systeem met naburige schaduwmakende objecten
en de relatie tussen de oriëntatie van het PV-systeem en dit schaduweffect
Het experimentele onderzoek onder praktijkomstandigheden m.b.t. schaduw vond plaats op twee
verschillende PV-installaties (Trevi-I en Trevi-II).
De eerste PV-installatie (Trevi-I) die onderzocht werd, was gelegen te Gentbrugge met een
geïnstalleerd vermogen van 253,48 kWp. De PV-installatie bestond uit 1326 PV-modules (poly- en
monokristallijn) met een azimuthoek van -12°. De PV-installatie kon opgedeeld worden in drie
verschillende zones. De focus lag op Zone Rand waar intern vergeleken werd tussen enerzijds
modules van omvormers 15 en 16 die beschaduwing ondervonden van een nabijgelegen lichtstraat
68
op het dak en anderzijds modules van omvormer 17 die geen beschaduwing ondervonden (=
referentie). De modules (per omvormer) waren polykristallijn en hadden een hellingshoek van 20° en
een geïnstalleerd vermogen van 14,25 kWp.
Uit het experimentele onderzoek bleek dat de modules van omvormers 15 en 16 minder opbrengst
genereerden dan de modules van omvormer 17. Zo schommelde het verlies (%) in opbrengst van de
modules van omvormer 15 bij de onderzochte dagen tussen 18% en 30%, terwijl dit voor de modules
van omvormer 16 schommelde tussen 19% en 31%. Aangezien de modules van omvormer 15 in het
oosten en deze van omvormer 16 in het westen lagen van de lichtstraat, ondervonden de modules
respectievelijk in de namiddag en ’s morgens schaduweffecten. Wanneer de modules van
omvormers 15 en 16 onderling vergeleken werden voor drie zonnige dagen, bleken de modules van
omvormer 15 ’s morgens gemiddeld 23% beter te presteren dan de modules van omvormer 16,
terwijl de modules van omvormer 16 in de namiddag gemiddeld 36% beter presteerden dan de
modules van omvormer 15.
De oriëntatie van PV-modules speelt dus een rol bij het schaduweffect. Naast de oriëntatie van de
PV-modules zullen de hoogte van het schaduwmakend object en de hoogte van de zon ook bepalend
zijn voor het schaduweffect.
De tweede PV-installatie (Trevi-II) die onderzocht werd, was gelegen te Gent met een geïnstalleerd
vermogen van 3,04 kWp. De PV-installatie bestond uit één string van 16 polykristallijne PV-modules
met een hellingshoek van 45° en een azimuthoek van -50°. Deze PV-installatie had gemiddeld een
verlies (genormaliseerde opbrengst) van 8% in de maand mei en 6% voor de vier geselecteerde,
zonnige dagen in mei t.o.v. een gelijkaardige PV-installatie te Asper (hellingshoek en azimuthoek
analoog). Dit verlies kon worden toegeschreven aan beschaduwing die de installatie te Gentbrugge
ondervond. Vanuit economisch standpunt kwam dit neer op een verlies van ongeveer €6,4 of
€2,1/kWp in de maand mei.
o De verandering van het maximale vermogen bij toenemende stofconcentraties van
verschillende soorten stof (cfr. experimenten 5 en 6)
De verandering van het maximale vermogen (PMAX) was niet eenduidig voor verschillende soorten
stof. Wel kon er algemeen gesteld worden dat hoe groter de stofdichtheid (g/m2), hoe groter het
effect en dus hoe lager het maximale vermogen.
De verandering van PMAX was afhankelijk van de partikeldiameter en de deeltjesgrootteverdeling van
het type stof. Hoe fijner het stof, hoe groter het effect was. Dit kwam door de hogere graad van
oppervlaktebedekking bij eenzelfde massa stof per oppervlakte-eenheid (g/m2). Zo werden bij de
experimenten met bloem (experiment 5) en zand (experiment 6) reducties van PMAX waargenomen
van ongeveer 11% (bloem) en 3% (zand) bij een stofdichtheid van 10 g/m2. Een stofdichtheid van 10
g/m2 werd echter niet beschouwd als een realistische waarde voor België. Dergelijke reducties zijn
dus niet echt realistisch voor België.
69
o De invloed van regelmatige reiniging op de opbrengst van een PV-systeem
De invloed van regelmatige reiniging werd nagegaan op een PV-installatie te Menen (Galloo) met een
geïnstalleerd vermogen van 11,4 kWp. De PV-installatie bestond uit drie strings van elk 57
polykristallijne PV-modules waarvan twee met een hellingshoek van 17° en één met een hellingshoek
van 34°. De azimuthoek bedroeg 20°. De focus lag op de twee strings van 17°. Eén van deze strings
(string 3) werd regelmatig gereinigd en vergeleken met de andere string (string 2).
Er werd vanuit wetenschappelijk oogpunt een significant verschil waargenomen (significantieniveau
α = 5%) tussen de referentieperiode (niet reinigen) en de daaropvolgende periodes met regelmatige
reiniging. De opbrengst van de gereinigde string steeg met ongeveer 1,6%. Dit leverde een besparing
van ongeveer €6/kWp op. Economisch gezien zal reiniging bij kleinschalige installaties (< ±10kWp)
niet haalbaar zijn. Mogelijks is reinigen wel economisch zinvol vanaf een bepaalde grootte van PV-
installaties.
70
Hoofdstuk 5
Verder onderzoek
In dit laatste hoofdstuk worden er nog suggesties gegeven voor eventueel verder onderzoek omtrent
dit topic. De aanbevelingen voor verder onderzoek zijn de volgende:
Uit het literatuuronderzoek is geweten dat de opbrengst van PV-systemen beïnvloed wordt
door verschillende factoren. Deze scriptie heeft zich vooral gefocust op twee van deze
factoren (stof en schaduw). Toch is het noodzakelijk om ook andere factoren (type
omvormer, type module, geografische ligging, klimaat, etc.) mee in rekening te brengen en
de bijdrage van elk van deze factoren in kaart te brengen.
Het experimentele onderzoek onder gecontroleerde omstandigheden heeft zich afgespeeld
op moduleniveau en niet op het niveau van een PV-installatie. De resultaten op
moduleniveau kunnen in verder onderzoek getoetst worden aan resultaten van een PV-
installatie. Bovendien lag in deze scriptie de focus op kristallijne panelen. Het zou handig zijn
om ook de invloed van schaduw en stof op andere soorten panelen te achterhalen en te
vergelijken.
Naast te kijken naar de invloed van schaduw en stof via experimenteel onderzoek, kan er ook
getracht worden deze invloeden te modelleren. De modellen die in de literatuur voorhanden
zijn, zijn slechts beperkt en nemen niet alle beïnvloedingsfactoren mee in rekening. Het
vinden van een goed model zou dus een grote vooruitgang zijn en een handige tool voor
installateurs van PV-installaties.
In het experimentele onderzoek werd voor het eerst gekeken naar het effect van stof op de
opbrengst van PV-installaties in België. Naast te kijken naar het effect van stof in een
schrootverwerkend bedrijf als Galloo, is het ook interessant om andere locaties in België te
bekijken bv. aan de kust. Hier kan stof immers een grotere invloed hebben op de opbrengst.
Bovendien werden slechts gedurende 9 à 10 maanden gegevens verzameld en geanalyseerd.
Het ideale geval zou zijn om een jaar zonder reiniging en een jaar met reiniging te vergelijken
en hieruit conclusies te trekken. Bovendien kan ook eens gekeken worden naar het effect
van reiniging met osmosewater dat veelal wordt gebruikt bij schoonmaakbedrijven,
gespecialiseerd in het reinigen van PV-installaties.
Er werd gesproken van de beperking van schaduw via Active Arrays. Dit zou in verder
onderzoek onderzocht kunnen worden en meer bepaald of de werkelijke opbrengstwinst
meer dan 20% bedraagt door de identificatie en isolatie van slecht presterende modules.
71
Referentielijst
ABDEL-MONEIM, K.M., BEHEARY, M.M., EL-HUSSAINY, F., ELMINIR, H.K.,GHITAS, A.E., HAMID, R.H. (2006). Effect of dust on the transparant cover of solar collectors. Energy Conversion and Management; 47(18-19): 3192-3203. ADVA SOLAR (2010). Fotovoltaïsch : Opbrengst. http://sites.google.com/site/advasolar/Home (gelezen 11 oktober 2010). AGIV (2011). Kaart Vlaanderen. http://geo-vlaanderen.agiv.be/geo-vlaanderen/kleurenortho/ (gelezen 10 maart 2011). AHMAD, G.A.,EL-GHETANY, H.H.,HUSSEIN, H.M.S.(2004). Performance evaluation of photovoltaic modules at different tilt angles and orientations. Energy Conversion and Management; 45 (15-16) : 2441–2452. AHMED, H., AL-JANDAL, S., SAYIGH, A.A.M. (1985). Dust effect on solar flat surfaces devices in Kuwait. Proceedings of the workshop on the physics of non-conventional energy sources and materials science for energy, ICTP, Triest, Italy : p. 353–67. ALDOUS, S., TOOTHMAN,J. (2000). How solar cell works. http://science.howstuffworks.com/environmental/energy/solar-cell.htm (gelezen 6 oktober 2010).
AL-HASAN, A.Y. (1998). A new correlation for direct beam solar radiation received by photovoltaic panel with sand dust accumulated on its surface. Solar Energy; 63(5): 323-333. ALONSO-GARCI, M.C., CHENLO, F., RUIZ, J.M. (2006). Experimental study of mismatch and shading effects in the I-V characteristic of a photovoltaic module. Solar Energy Materials & Solar Cell; 90(3): 329-340. ANTONY, F., DURSCHNER, C., REMMERS, K-H. (2007). Photovoltaics for Professionals. Solar Electric Systems - Marketing, Design and Installation, Earthscan, 215p. AS SOLAR BENELUX (2011). Specificaties SMA Sunny Boy 3300 TL HC. http://www.as-benelux.com/images/data/omv/SMA/sb3300tlhc-den102330.pdf BING MAPS (2011). Luchtfoto dak Trevi. http://www.bing.com/maps/explore/ (gelezen 30 maart 2011). BIRIS, A.S., BUHLER, C.R., CALLE, C., MAZUMDER, M.K., SIMS, R.A., WILSON, J.D., YURTERI, C.U. (2003). Development of a Transparent Self-Cleaning Dust Shield for Solar Panels. Proceedings of the ESAIEEE Joint Meeting on Electrostatics 2003, Laplacian Press, Morgan Hill, CA : p. 814-821.
72
BIRIS, A.S., CALLE, C., MAZUMDER, M.K., SHARMA, R., ZAHN, M., ZHANG, J. (2007). Self-Cleaning Transparent Dust Shields for Protecting Solar Panels and Other Devices. Particulate Science and Technology; 25(1) : 5 - 20 BISHOP, J.W. (1988). Computer simulation of the effects of electrical mismatches in photovoltaic cell interconnection circuits. Solar Cells; 25(1): 73-89. BORONAT, A., CHOUDER, A., SILVESTRE, S. (2009). Study of bypass diodes configuration on PV modules. Applied Energy; 86(9): 1632-1640. CALLE, C.I., MAZUMDER, M.K., SHARMA, R., WYATT, C., ZHANG, J. (2007). Performance analysis of Electrodynamic Self-Cleaning Transparent Films for its Applications to Mars and Lunar missions. Industry Applications Conference, 42nd IAS Annual Meeting. Conference Record of the 2007 IEEE, New Orleans, LA: p. 23-27. CHOUDER, A., SILVESTRE, S. (2008). Effects of shadowing on photovoltaic module performance. Progress in Photovoltaics: Research and Applications; 16(2): 141-149. COBBEN, S. (2002). PV en PQ, Interactie en grenzen. Masterthesis Elektrotechniek, Eindhoven, 153p. COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES (2005). The support of electricity from renewable energy sources. http://ec.europa.eu/energy/res/biomass_action_plan/doc/2005_12_07_comm_biomass_electricity_en.pdf (gelezen 20 november 2010). DE ROYE, M., NEYENS, J. (2004). Brochure : Bouwen met fotovoltaïsche zonne-energie. http://publicaties.vlaanderen.be/docfolder/224/Bouwen_met_fotovoltaische_zonne_energie_2004.pdf DEUTSCHE GESELLSHAFT FUR SONNENENERGIE (2008). Planning & Installing Photovoltaic Systems – A guide for installers, architects and engineers, Earthscan, 384p. DUNLOP, E.D., HULD, T.A., OSSENBRINK, H.A., SURI, M. (2007). Potential of solar electricity generation in the European Union member states and candidate countries. Solar Energy; 81(10): 1295-1305. EYCKMANS, B. (2007). Warmtekrachtkoppeling in de tertiaire sector. Masterthesis in de Handelsingenieur major technologie, Hasselt, 116p. ELECTROPAEDIA (2010). Solar Power (Technology and Economics). http://www.mpoweruk.com/solar_power.htm (gelezen 6 december 2010). EL-SHOBOKSHY,M.S., HUSSEIN,F.M. (1993a). Effect of dust with different physical properties on the performance of photovoltaic cells. Solar Energy; 51(6): 505-511. EL-SHOBOKSHY,M.S., HUSSEIN,F.M. (1993b). Degradation of photovoltaic cell performance due to dust deposition on to its surface. Renewable Energy; 3(6-7): 585-590. ENPHASE ENERGY (2010). Microinverter. http://www.enphaseenergy.com/products/index.cfm (gelezen 26 maart 2011).
73
EUGENIO, N., HURAIB, F., SALIM, A. (1988). Proceedings of the 8th European PV solar energy conference : PV power-study of system options and optimization. EURENER (2011). Datasheet http://www.eurener.com/pdf/fv/en/Perfect25PEPV.pdf FLUKE (2011). Technical data ‘Fluke 561 Infrared and contact thermometer’ http://support.fluke.com/find-sales/Download/Asset/2630651_6250_ENG_D_W.PDF GARG, H.P. (1974). Effect of dirt on transparent covers in flat-plate solar energy collectors. Solar Energy; 15(4): 299-302. GEYER, M., STINE, W.B. (2010). Power of the sun. http://www.powerfromthesun.net/index.htm (gelezen 16 september 2010) GOOSSENS, D., OFFER, Z.Y., ZANGVIL, A. (1993). Wind tunnel experiments and field investigations of eolian dust deposition on photovoltaic solar collectors. Solar Energy; 50(1): 75-84. GREEN, M.A., WATT, M.E., WENHAM, S.R. (2007). Applied photovoltaics, Earthscan, 323p. GREENSUN (2011). Brochure: Totaalservice installaties zonnepanelen voor particulieren. www.greensun.be/nl/cust/documentrequest.aspx?DocID=136 GUPTA, J.P., NAHAR, N.M. (1990). Effect of dust on transmittance of glazing materials for solar collectors under arid zone conditions of India. Solar & Wind Technology; 7(2-3): 237-243. HAAS, A. (2010). Van zonnestraal naar kilowattuur. Photovoltaïsch onderzoek van de ‘Jumping Frog’ solar plant. http://www.jumpingfrog.eu/Nieuwsitems/Onderzoeksrapportage%20JF%20solar%20plant20100421Beveiligd.pdf HANITSCH, R., QUASCHNING, V. (1996). Numerical simulation of current-voltage characteristics of photovoltaic systems with shaded solar cells. Solar Energy; 56(6): 513-520. HASELHUHN, R. (2005). Photovoltaik: Gebäude liefern Strom, TÜV-Verlag GmbH, 155p. HEGAZY, A.A. (2001). Effect of dust accumulation on solar transmittance through glass covers of plate-type collectors. Renewable Energy; 22(4): 525-540. HOTTEL,H.C., WOERTZ, B.B. (1942). The performance of flat plate solar heat collectors. Trans. AMSE; 64: 91-104. IEA PVPS TASK 3 REPORT (1999). Lead-Acid Battery Guide for Small Stand Alone PV Systems, 33p. IMAGES SI (2010a). Photovoltaic cells – generating electricity. http://www.imagesco.com/articles/photovoltaic/photovoltaic-pg4.html (gelezen 6 oktober 2010). IMAGES SI (2010b). PN junction. http://www.imagesco.com/articles/photovoltaic/photovoltaic-pg3.html (gelezen 6 oktober 2010). IQBAL, M. (1983). An introduction to solar radiation, Academic press, 390p.
74
IRS-SOLAR (2011). Specificaties SMA Sunny Boy 3000. http://www.irs-solar.be/Images/TF_Sunny%20Boy%20SB%202500_3000_NL.pdf JACOBS, D., MENDOCA, M., SOVACOOL, B. (2009). Powering the green economy. The feed-in tarrif handbook , Earthscan, 208p. JORDAN, R.C., LIU, B.Y.H. (1960). The interrelationship and characteristic distribution of direct, diffuse and total solar radiation. Solar Energy; 4(3): 1-19. KALYKAKIS, S., KYMAKIS, E., PAPAZOGLOU, T.M. (2009). Performance analysis of a grid connected photovoltaic park on the island of Crete. Energy Conversion and Management ; 50(3): 433-438. KINDERMAN, R., LAAS, L.J., SINKE, W.C. (2000). 20 veelgestelde vragen over zonne-energie. ECN Zonne-Energie, 8p. KOVACH, A.M. (1995). Effect of partial shading on the energy performance of photovoltaic arrays integrated onto buildings. VDI-Verlag, Düsseldorf. KAWAMURA, HA., KAWAMURA, HI., NAITO, K., NAKA, K., YAMANAKA, S., YONEKURA, N. (2003). Simulation of I-V characteristics of a PV module with shaded PV cells. Solar Energy Materials & Solar Cells; 75(3-4): 613-621. KMI (2011). Het klimatologisch overzicht van de voorbije maanden. http://www.meteo.be/meteo/view/nl/1124386-Voorbije+maanden.html (gelezen 18 april 2011). KUMAR, S., MASTEKBAYEVA, G.A. (2000). Effect of dust on the transmittance of low density polyethylene glazing in a tropical climate. Solar Energy; 68(2): 135-141. LALEMAN, R. (2009). Het LCA-profiel van zonnepanelen in België. Masterthesis in de bedrijfseconomie, Gent, 120p. LEEFMILIEU BRUSSEL (2010). Brochure : Stappenplan fotovoltaïsche panelen – Administratieve & technische gids voor de installatie van fotovoltaïsche zonnepanelen. http://documentatie.leefmilieubrussel.be/documents/Gids_Energie_fotovoltaisch_part_NL.PDF LEIDRAAD ZONNESTROOMPROJECTEN (2008) http://www.senternovem.nl/mmfiles/Leidraad%20zonnestroomprojecten_tcm24-266261.pdf LIVIOS (2010). Groenestroomcertificaten en fiscale aftrek zonnepanelen. http://www.livios.be/ (gelezen 1 oktober 2010). LOIX, T. (xxxx). Minimaliseer de impact van schaduw op de PV energieopbrengst. http://www.fedelec.be/default.asp?language=nl&group=6&subgroup=442 (gelezen 30 november 2010). MALVERN (2005). Integrated systems for particle sizing. http://www.malvern.com/common/downloads/MRK501.pdf
MANI , M. , PILLAI, R.(2010). Impact of dust on solar photovoltaics (PV) performance : Research status, challenges and recommendations. Renewable and Sustainable Energy Reviews; 14(9): 3124-3131.
75
METTLER TOLEDO (2011). Mettler Toledo EL 4001. http://be.mt.com/be/nl/home/products/Laboratory_Weighing_Solutions/Special_Purposes_Balances/education/Education-Portable-Line/EL4001.html (gelezen 1 maart 2011). MILIECENTRAAL (2010). Duurzame Energiebronnen. http://www.milieucentraal.nl/ (gelezen 1 oktober 2010). MILIEULOKET (2010). Klimaatconferentie Mexico. http://www.milieuloket.nl/ (gelezen 2 februari 2010). MINNAERT, B. (2008). Modelleren van organische bulk heterojunctie zonnecellen. Proefschrift ingediend tot het behalen van de graad van Doctor in de Ingenieurswetenschappen: Toegepaste Natuurkunde, Gent, 202p. MOLITOR, P. (2009). Der Photovoltaik-Anlagen Projektleitfaden: Solaranlagen Grundwissen von A-Z, Diplomica Verlag, 200p. MONDOL, J.D., NORTON, B., YOHANIS, Y.G. (2007). The impact of array inclination and orientation on the performance of a grid-connected photovoltaic system. Renewable Energy; 32(1): 118-140. NATIONAL INSTRUMENTS DEVELOPER ZONE (2009). Part II – Photovoltaic Cell IV Characterization Theory and LabVIEW Analysis Code. http://zone.ni.com/devzone/cda/tut/p/id/7230 (gelezen 11 oktober 2010). ODE VLAANDEREN (2007). Brochure : Elektriciteit uit zonlicht. http://www.ond.vlaanderen.be/energie/pdf/Brochure%202007%20Elektriciteit%20uit%20zonlicht.pdf ODE VLAANDEREN (2008). Folder : Fotovoltaïsche zonne-energie. http://www2.vlaanderen.be/economie/energiesparen/doc/folder_pv.pdf PHILIPS (2011). MASTER SON-T PIA Plus 600W/220 E40 1SL. http://www.lighting.philips.be/nl/index.wpd (gelezen 15 februari 2011). POLLET, I. & VOLCKE, E. (2010). Milieutechnische constructies : Energie productie. Cursus Faculteit van de Bio-ingenieurswetenschappen, Universiteit Gent, België. POSHARP (2011). The Source For Renewables. Solar Panel Database. http://www.posharp.com/photovoltaic/database.aspx (gelezen 10 maart 2011).
POWER-ONE (2011). Specificaties PVI12.5. http://www.power-one.com/sites/power-one.com/files/pvi-10.0-12.5-outd_bx.pdf QUASCHNING, V. (1996). Simulation der Abschattungsverluste bei solarelektrischen Systemen, Köster, 205p. QUASCHNING, V. (2003). Technology Fundamentels : The sun as an energy source. Renewable Energy World; 5: 90-93. QUASCHNING, V. (2004). Technology Fundamentals : Photovoltaic systems. Renewable Energy World; 1: 81-84.
76
RAEDTHUYS (2008). Duitsland stimuleert investeringen in duurzame energie. http://www.raedthuys.nl/nieuws/duitsland-stimuleert-investeringen-in-duurzame-energie.html (gelezen 9 december 2010). RENIa (2010). PV Power plants 2010 : Industry guide. http://www.pv-power-plants.com/fileadmin/user_upload/PVPP_2010_web.pdf RENIb (2010-2011). Engineering the solar age – Supplier for photovoltaics. http://www.pv-zulieferer.de/fileadmin/user_upload/pdf/02-esa10_Gesamtwerk-screen-superlowres.pdf RICHIR, A. (2007). Interne presentatie Derbigum. RS (2011a). Photovoltaic Cell Analyzer. http://nl.rs-online.com/web/search/searchBrowseAction.html?method=getProduct&R=6889155 (gelezen 1 maart 2011). RS (2011b). Solarzellen Messgerät Datenlog ISM 410. http://de.rs-online.com/web/6831267.html (gelezen 1 maart 2011). SAID, S.A.M. (1990). Effects of dust accumulation on performances of thermal and photovoltaic flat-plate collectors. Applied Energy; 37(1): 73-84. SANEL-SOLAR (2011). Definitie Euro-efficiëntie. http://www.sanel-solar.be/fr/node/73 (gelezen 25 april 2011). SCHREURS, E. (2009). Verantwoording en vergelijking van de overheidssteun in Vlaanderen aan warmtekrachtkoppeling en fotovoltaïsche zonne-energie. Masterthesis in toegepaste economische wetenschappen : handelsingenieur technologie-, innovatie-, en milieumanagement, Hasselt,145p. SINKE, W.C. (2007). Onderzoek en ontwikkeling van zonnecellen; bloed, zweet en tranen of een doorbraak? Nederlands Tijdschrift voor Natuurkunde (Nederlandse Natuurkundige Vereniging),7, 210-212. SOLA DIRECT (2010). How solar works. http://www.soladirect.net.au (gelezen 20 augustus 2010). SOLARACCES (2011). Specificaties omvormers 3800S en 3100S. http://www.solaraccess.be/omvormers.html (gelezen 10 mei 2011) SOLAR ENERGY INTERNATIONAL (2004). Photovoltaics: design and installation manual, New Society Publishers, 317p. SOLARLOG (2011). Installatie Asper. http://home.solarlog-web.be/7529.html (gelezen 10 mei 2011). SOLAR POWER ENGINEERING (2010). Solar panels, clean thyself…so they do. http://solarpowerengineering.com/2010/08/nasa-technology-translates-into-self-cleaning-solar-panels/ (gelezen 2 december 2010). SOLIDS SOLUTIONS (2011). Laserdiffractie. http://www.solids-solutions.com/Deeltjes/123 (gelezen 1 mei 2011). SUNNY PORTAL (2011). http://www.sunnyportal.com/Templates/Start.aspx?logout=true
77
SUNTECH (2011). Datasheet http://eu.suntech-power.com/en/products/products.html (gelezen 1 maart 2011). TUDelft (2010). Zonnespectrum. http://www.tnw.tudelft.nl/ (gelezen 20 september 2010). TWENTYNINETY(2010). The Technology behind Active Array. http://www.twentyninety.com/en/technology/ (gelezen 20 december 2010). TREVI (2011). Energie. PV Zonnepanelen. http://www.trevi-env.com/nl/energie_2.php (gelezen 10 april 2011). VALKS, P. (2003). Retrieval of total and tropospheric ozone from observations by the Global Ozone Monitoring Experiment. Proefschrift, Technische Universiteit Eindhoven, 139p. VREG (2010a). Begrip groenestroomcertificaat. http://www.vreg.be/nl/02_tools/04_begrippen/g.asp#groenestroomcertificaat (gelezen 15 november 2010). VREG (2010b). Het systeem van groenestroomcertificaten. http://www.vreg.be/nl/05_professioneel/01_algemeen/02_energiemarkt/02_wiedoetwat/07_groenestroom.asp (gelezen 15 november 2010). WAGNER, A. (2009). Photovoltaik Engineering: Handbuch für Planung, Entwicklung und Anwendung, Springer, 441p. WAKIM, F. (1981). Introduction of PV power generation to Kuwait. Kuwait Institute for Scientific Researchers. [Report No. 440] WORDIQ (2010). Triboelectric effect – Definition. http://www.wordiq.com/definition/Triboelectric_effect (gelezen 10 december 2010). ZONNEPANELEN (2010). Plaatsen-oriëntatie zonnepanelen. http://www.zonnepanelen-bedrijven.be/plaatsen.html (gelezen 23 oktober 2010). ZUIDEMA, T. (2010). Zelfreinigende zonnepanelen. Technisch weekblad. http://www.technischweekblad.nl/zelfreinigende-zonnepanelen.107232.lynkx (gelezen 2 december 2010)
78
Appendix A GSC-systeem in Vlaanderen sinds 1 januari 2002 (VREG, 2010b)
79
Het GSC-systeem bestaat uit twee delen :
1. Producenten van groene stroom kunnen GSC krijgen (GSC is vijf jaar geldig en kan dus
opgespaard worden)
2. Elektriciteitsleveranciers hebben een certificatenverplichting
In onderstaand schema wordt het GSC-systeem verder verduidelijkt.
Fig. A1: Schema GSC-systeem (naar VREG, 2010b)
De verschillende stappen zijn :
1)Productie en injectiegegevens : Maandelijkse rapportering van alle gegevens, nodig om de
nettoproductie en injectie van elektriciteit uit hernieuwbare bronnen te bepalen. Deze rapportering
gebeurt door de producenten en netbeheerders (bv. eandis) aan VREG (Vlaamse Reguleringsinstantie
voor de Elektriciteits- en Gasmarkt)
2)Toekenning groenestroomcertificaten : Op basis van de meetgegevens kent VREG
groenestroomcertificaten toe aan de producenten. Deze certificaten kunnen gebruikt worden als
garantie van oorsprong (GVO) wanneer het op het net geïnjecteerd wordt of om te voldoen aan het
GSC-quotum (of certificatenverplichting). Afhankelijk van het soort hernieuwbare energiebron en
installatie kan een GSC al dan niet voor beide gebruikt worden.
3)Verkoop GSC tegen wettelijke minimumprijs aan netbeheerders
4)Verkoop op de vrije markt : Enerzijds kunnen de producenten op de vrije markt de uitgereikte
certificaten verkopen tegen een onderhandelende prijs aan traders en energieleveranciers.
Anderzijds kunnen de netbeheerders de aangekochte certificaten ook verkopen op de vrije markt.
5)Gebruik als garantie van oorsprong (GVO) : Energieleveranciers die zich ertoe verbinden groene
stroom aan eindafnemers te leveren, moeten maandelijks een aantal groenestroomcertificaten bij de
VREG indienen voor gebruik als GVO. Het aantal wordt bepaald a.d.h.v. de hoeveelheid groene
stroom die maandelijks wordt geleverd. De VREG geeft deze certificaten later terug. Deze kunnen
dan verder gebruikt worden voor de certificatenverplichting.
6)Verkoop op de vrije markt van groenestroomcertificaten die als garantie van oorsprong zijn
verbruikt
80
7)Gebruik voor de certificatenverplichting : Energieleveranciers zijn verplicht jaarlijks een aantal
certificaten bij de VREG in te dienen. Het aantal certificaten wordt bepaald als het percentage (het
quotum) van de totale hoeveelheid stroom die jaarlijks wordt geleverd. De VREG haalt het GSC
daarna uit de handel.
8)Verkoop van elektriciteit : De producenten van groene stroom kunnen de geproduceerde
elektriciteit verkopen aan een energieleverancier of trader. Dit staat los van de certificatenhandel.
81
Appendix B Plan PV-installatie Trevi-I
Tabel B1: Legende plan Trevi-I
Schaduwlijnen
Lichtstraat
Verhoging
82
Appendix C Resultaten Trevi-I
83
Februari 2011
11 februari 2011
Fig. C1: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (11 februari 2011)
Fig. C2: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(11 februari 2011)
Tabel C1: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (11 februari 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 4,15
Modules van omvormer 16 3,78
Modules van omvormer 17 5,46
84
16 februari 2011
Fig. C3: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (16 februari 2011)
Fig. C4: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(16 februari 2011)
Tabel C2: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (16 februari 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 13,7
Modules van omvormer 16 15,37
Modules van omvormer 17 19,4
85
17 februari 2011
Fig. C5: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (17 februari 2011)
Fig. C6: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(17 februari 2011)
Tabel C3: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (17 februari 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 32,63
Modules van omvormer 16 35,35
Modules van omvormer 17 44,54
86
Maart 2011
8 maart 2011
Fig. C7: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (8 maart 2011)
Fig. C8: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(8 maart 2011)
Tabel C4: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (8 maart 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 46,14
Modules van omvormer 16 46,86
Modules van omvormer 17 60,8
87
9 maart 2011
Fig. C9: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (9 maart 2011)
Fig. C10: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(9 maart 2011)
Tabel C5: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (9 maart 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 12,18
Modules van omvormer 16 11,69
Modules van omvormer 17 15,2
88
17 maart 2011
Fig. C11: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (17 maart 2011)
Fig. C12: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(17 maart 2011)
Tabel C6: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (17 maart 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 3,71
Modules van omvormer 16 3,49
Modules van omvormer 17 4,56
89
April 2011
5 april 2011
Fig. C13: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (5 april 2011)
Fig. C14: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(5 april 2011)
Tabel C7: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (5 april 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 14,22
Modules van omvormer 16 13,67
Modules van omvormer 17 17,71
90
10 april 2011
Fig. C15: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (10 april 2011)
Fig. C16: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(10 april 2011)
Tabel C8: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (10 april 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 59,36
Modules van omvormer 16 58,92
Modules van omvormer 17 74,46
91
14 april
Fig. C17: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (14 april 2011)
Fig. C18: Het geproduceerde AC-vermogen van omvormer 15 (--), omvormer 16 (--) en omvormer 17 (--)
(14 april 2011)
Tabel C9: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (14 april 2011)
WAC (kWh)
Modules van omvormer 15 26,30
Modules van omvormer 16 25,81
Modules van omvormer 17 33,15
92
Appendix D Resultaten Trevi-II
93
Februari 2011
11 februari 2011
Fig. D1: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (11 februari 2011)
16 februari 2011
Fig. D2: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (16 februari 2011)
17 februari 2011
Fig. D3: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (17 februari 2011)
Verwachte WAC = 5,31 kWh
Verwachte WAC = 5,31 kWh
Verwachte WAC = 5,31 kWh
94
Maart 2011
8 maart 2011
Fig. D4: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (8 maart 2011)
9 maart 2011
Fig. D5: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (9 maart 2011)
17 maart 2011
Fig. D6: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (17 maart 2011)
Verwachte WAC = 7,19 kWh
Verwachte WAC = 7,19 kWh
Verwachte WAC = 7,19 kWh
95
April 2011
5 april 2011
Fig. D7: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (5 april 2011)
10 april 2011
Fig. D8: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (10 april 2011)
14 april 2011 (WAC=5,67 kWh)
Fig. D9: Het geproduceerde AC-vermogen (PAC) en de opbrengstcurve (WAC) in functie van het tijdstip van de
dag (14 april 2011)
Verwachte WAC = 9,08 kWh
Verwachte WAC = 9,08 kWh
Verwachte WAC = 9,08 kWh
96
Mei 2011 : vergelijking Trevi-II met referentie-installatie te Asper
1 mei 2011 (Asper = 5,93 kWh/kWp, Trevi-II = 5,33 kWh/kWp)
Fig. D10: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (1 mei 2011) voor de installatie te Asper
Fig. D11: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (1 mei 2011) voor de installatie te Gentbrugge (Trevi-II)
5 mei 2011 (Asper = 5,78 kWh/kWp, Trevi-II = 5,22 kWh/kWp)
Fig. D12: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (5 mei 2011) voor de installatie te Asper
Fig. D13: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (5 mei 2011) voor de installatie te Gentbrugge (Trevi-II)
97
21 mei 2011 (Asper = 6,12 kWh/kWp, Trevi-II = 5,64 kWh/kWp)
Fig. D14: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (21 mei 2011) voor de installatie te Asper
Fig. D15: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (21 mei 2011) voor de installatie te Gentbrugge (Trevi-II)
25 mei 2011 (Asper = 6,38 kWh/kWp, Trevi-II = 5,9 kWh/kWp)
Fig. D16: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (25 mei 2011) voor de installatie te Asper
Fig. D17: De genormaliseerde opbrengst in functie van het tijdstip van de dag (25 mei 2011) voor de installatie te Gentbrugge (Trevi-II)
98
Appendix E S-plus output
99
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V1 in Galloo , and y: V2 in Galloo
t = -10.0246, df = 44.456868139704, p-value = 0
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.2890366 -0.1922968
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.2643333 -0.02366667
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V1 in Galloo , and y: V3 in Galloo
t = -10.302, df = 43.0097321619597, p-value = 0
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.3093021 -0.2080312
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.2643333 -0.005666667
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V1 in Galloo , and y: V4 in Galloo
t = -5.6163, df = 31.8476634931937, p-value = 0
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.4015565 -0.1877769
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.2643333 0.03033333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V1 in Galloo , and y: V5 in Galloo
t = -6.4218, df = 32.3302152234953, p-value = 0
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.4118012 -0.2135322
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.2643333 0.04833333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V1 in Galloo , and y: V6 in Galloo
t = -9.3076, df = 45.362999648891, p-value = 0
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.2647579 -0.1705754
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.2643333 -0.04666667
100
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V1 in Galloo , and y: V7 in Galloo
t = -6.6632, df = 37.5364633080814, p-value = 0
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.2729585 -0.1457082
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.2643333 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V1 in Galloo , and y: V8 in Galloo
t = -6.9047, df = 43.4397101669125, p-value = 0
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.2209301 -0.1210699
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.2643333 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V1 in Galloo , and y: V9 in Galloo
t = -4.7864, df = 42.8008545622107, p-value = 0
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.17198907 -0.07001093
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.2643333 -0.1433333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V2 in Galloo , and y: V3 in Galloo
t = -0.5844, df = 57.8121547322687, p-value = 0.5612
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.07965405 0.04365405
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.02366667 -0.005666667
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V2 in Galloo , and y: V4 in Galloo
t = -0.9745, df = 38.6080372864244, p-value = 0.3359
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.16612335 0.05812335
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.02366667 0.03033333
101
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V2 in Galloo , and y: V5 in Galloo
t = -1.3886, df = 40.1299040935162, p-value = 0.1726
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.17678635 0.03278635
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.02366667 0.04833333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V2 in Galloo , and y: V6 in Galloo
t = 0.782, df = 57.9328052006652, p-value = 0.4374
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.03587425 0.08187425
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.02366667 -0.04666667
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V2 in Galloo , and y: V7 in Galloo
t = 0.8673, df = 52.7754264085792, p-value = 0.3897
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.04113409 0.10380076
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.02366667 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V2 in Galloo , and y: V8 in Galloo
t = 2.2827, df = 57.908738697431, p-value = 0.0261
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.008572799 0.130760534
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.02366667 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V2 in Galloo , and y: V9 in Galloo
t = 3.8679, df = 57.7520113343325, p-value = 0.0003
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.05773059 0.18160274
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.02366667 -0.1433333
102
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V3 in Galloo , and y: V4 in Galloo
t = -0.644, df = 39.6921855063434, p-value = 0.5233
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.14900642 0.07700642
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.005666667 0.03033333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V3 in Galloo , and y: V5 in Galloo
t = -1.0311, df = 41.3541683296371, p-value = 0.3085
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.15973756 0.05173756
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.005666667 0.04833333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V3 in Galloo , and y: V6 in Galloo
t = 1.3524, df = 57.5248653108155, p-value = 0.1815
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.01969555 0.10169555
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.005666667 -0.04666667
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V3 in Galloo , and y: V7 in Galloo
t = 1.3381, df = 54.2653410135095, p-value = 0.1864
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.02457239 0.12323906
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.005666667 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V3 in Galloo , and y: V8 in Galloo
t = 2.7926, df = 57.9825598993425, p-value = 0.0071
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.02482633 0.15050701
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.005666667 -0.09333333
103
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V3 in Galloo , and y: V9 in Galloo
t = 4.3291, df = 57.9957517024396, p-value = 0.0001
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.07401106 0.20132227
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.005666667 -0.1433333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V4 in Galloo , and y: V5 in Galloo
t = -0.2581, df = 57.6442943943137, p-value = 0.7973
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.1576366 0.1216366
sample estimates:
mean of x mean of y
0.03033333 0.04833333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V4 in Galloo , and y: V6 in Galloo
t = 1.3962, df = 38.0075577872135, p-value = 0.1707
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.03464121 0.18864121
sample estimates:
mean of x mean of y
0.03033333 -0.04666667
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V4 in Galloo , and y: V7 in Galloo
t = 1.4462, df = 46.133401104635, p-value = 0.1549
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.03342563 0.20409229
sample estimates:
mean of x mean of y
0.03033333 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V4 in Galloo , and y: V8 in Galloo
t = 2.2183, df = 39.3520789840573, p-value = 0.0324
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.01093913 0.23639420
sample estimates:
mean of x mean of y
0.03033333 -0.09333333
104
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V4 in Galloo , and y: V9 in Galloo
t = 3.1024, df = 39.8634608727364, p-value = 0.0035
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.06051911 0.28681422
sample estimates:
mean of x mean of y
0.03033333 -0.1433333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V5 in Galloo , and y: V6 in Galloo
t = 1.8423, df = 39.4477376296509, p-value = 0.073
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.009266671 0.199266671
sample estimates:
mean of x mean of y
0.04833333 -0.04666667
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V5 in Galloo , and y: V7 in Galloo
t = 1.8561, df = 48.3625199867684, p-value = 0.0695
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.008579255 0.215245922
sample estimates:
mean of x mean of y
0.04833333 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V5 in Galloo , and y: V8 in Galloo
t = 2.7135, df = 40.9711811180331, p-value = 0.0097
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.03622942 0.24710391
sample estimates:
mean of x mean of y
0.04833333 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V5 in Galloo , and y: V9 in Galloo
t = 3.654, df = 41.5466481839725, p-value = 0.0007
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.08577717 0.29755616
sample estimates:
mean of x mean of y
0.04833333 -0.1433333
105
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V6 in Galloo , and y: V7 in Galloo
t = 0.2333, df = 51.8309332678524, p-value = 0.8164
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.06334215 0.08000882
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.04666667 -0.055
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V6 in Galloo , and y: V8 in Galloo
t = 1.5538, df = 57.6870393565688, p-value = 0.1257
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.01345823 0.10679157
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.04666667 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V6 in Galloo , and y: V9 in Galloo
t = 3.1737, df = 57.4329526645126, p-value = 0.0024
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.0356839 0.1576494
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.04666667 -0.1433333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V7 in Galloo , and y: V8 in Galloo
t = 1.0464, df = 53.8275294082205, p-value = 0.3001
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.03511985 0.11178652
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.055 -0.09333333
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V7 in Galloo , and y: V9 in Galloo
t = 2.3884, df = 54.4756933086295, p-value = 0.0204
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
0.01419919 0.16246748
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.055 -0.1433333
106
Welch Modified Two-Sample t-Test
data: x: V8 in Galloo , and y: V9 in Galloo
t = 1.5858, df = 57.961125252981, p-value = 0.1182
alternative hypothesis: difference in means is not equal to 0
95 percent confidence interval:
-0.01311618 0.11311618
sample estimates:
mean of x mean of y
-0.09333333 -0.1433333