So erhalten Sie den zusätzlichen Energiegewinn, den die bifaziale Technologie verspricht

Der solare Erzeugungsgewinn beim Wechsel von monofazial zu bifazial beträgt derzeit etwa 6–8 %, ein Prozentsatz, der als bifazialer Gewinn bezeichnet wird und durch mehrere Faktoren bedingt ist.

Javier Tamayo, Designingenieur STI Norland

In den letzten Jahren gab es einen zunehmenden Trend zum Einsatz von bifazialen Solarmodulen, einer Technologie, die bereits vor einigen Jahrzehnten geprüft wurde, sich aber aufgrund ihrer hohen Kosten nicht durchsetzen konnte. Durch optimierte Herstellungsprozesse konnten bifaziale Panels in jüngster Zeit mit monofazialen Panels konkurrieren.

Der solare Erzeugungsgewinn beim Wechsel von monofazial zu bifazial beträgt derzeit etwa 6–8 %, ein Prozentsatz, der als bifazialer Gewinn bezeichnet wird und durch mehrere Faktoren bedingt ist.

Genauer gesagt gibt es drei Grundparameter, die die Bifazialität von Photovoltaikprojekten direkt bestimmen, nämlich die folgenden (in der Reihenfolge ihrer Relevanz):

Bestrahlungsstärke: Je mehr Licht einfällt, desto mehr Strom kann natürlich aus Solarressourcen erzeugt werden. Es ist wichtig zu erwähnen, dass der größte Teil der erfassten Strahlung in Form von direkter Strahlung erfolgt, die auf Geländeflächen reflektiert wird, die nicht von der Eigenbeschattung des Solarpanels auf dem Boden betroffen sind.

Albedo: Dabei handelt es sich um den Anteil der tatsächlich vom Boden reflektierten Strahlungsleistung. Sie hängt von der Art des Geländes ab, das bei jedem Projekt verwendet wird, und variiert im Laufe des Jahres. Als Referenz: Gewöhnliches sandiges Gelände hat einen durchschnittlichen Albedowert von 0,25.

Ansichtsfaktor: Es steht in direktem Zusammenhang mit der Geometrie und Position der Strahlungsaufnahmefläche (Paneele) im Verhältnis zur Strahlungsemissionsfläche (Boden). Daher ist die Analyse der Tracker-Auswahl von größter Bedeutung, um die Angemessenheit der Bifazialität sicherzustellen. Mit anderen Worten: Es ist wichtig, die Amplitude, mit der Tracker-Panels die vom Boden reflektierte Strahlung erfassen, gründlich zu beurteilen.

Wie oben erwähnt, werden von diesen drei Schlüsselfaktoren die ersten beiden für jedes Projekt speziell definiert:

Die Bestrahlungsstärke wird durch den geografischen Standort bestimmt.

Was die Albedo betrifft, so ist trotz der Verfügbarkeit von Techniken zur Verbesserung dieses Parameters bislang nicht so klar, inwieweit sich die Investition und Optimierung der Albedo als übliche Anwendung bifazialer Projekte durchsetzen wird. Allerdings variiert der geometrische Formfaktor innerhalb eines Projekts bei gleicher Einstrahlung und gleicher Albedo, abhängig vom verwendeten Solartracker.

Einem analytischen Ansatz zufolge ist die von einem Kollektor reflektierte und eingefangene Strahlungsleistung nicht von der Kollektorgröße abhängig.

Solange der Kollektor in einem Abstand installiert wird, der proportional zur Oberfläche ist, die die Sonneneinstrahlung reflektiert, sollte er im Gegenzug die gleiche Einstrahlung reflektieren.

Die Breite der emittierenden Fläche wächst proportional mit der Zunahme der Kollektorhöhe, sodass sie im Gegenzug die gleiche Strahlungsintensität einfangen sollte.

Dies wird als normalisierte Höhe des Solartrackers bezeichnet. In der Solarindustrie wird auch der Begriff „Aspektverhältnis“ verwendet, ein Parameter, der aus der Luft- und Raumfahrttechnik stammt.

Abbildung 1. Konzept der normalisierten Höhe

Bei größeren Kollektoren werden immer mehr Photovoltaikzellen in größerer Höhe installiert. Die Breite des Bodens, der die Strahlungsintensität reflektiert, ist ebenfalls größer, was bedeutet, dass der Prozentsatz der hinteren Strahlungserfassung unabhängig von der Größe des Solartrackers letztendlich gleich ist.

Abbildung 2. Äquivalente Tracker mit normalisiertem Höhenwert

Aufgrund von Aspekten, die nichts mit der Bifazialität zu tun haben, wie z. B. einer angemessenen Solarinstallationshöhe, befindet sich das auf dem Markt erhältliche 2P-Array jedoch in einem niedrigeren normalisierten Höhenschritt im Vergleich zum 1P-Array.

Das bedeutet, dass die Schräge der Sonnenstrahlen, die auf den 2P-Kollektor treffen, zunimmt und dass die reflektierte Strahlungsintensität, die von den Zellen eingefangen wird, weniger intensiv ist.

Abbildung 3. Unterschiedliche geometrische Bedingungen bei Solartrackern

Die mehr oder weniger Effizienz dieser geometrischen Tracker-Bedingung hängt direkt mit dem Sichtfaktor (VF) davon zusammen.

Neben dem VF selbst gibt es zwei grundlegende Parameter, die eine spätere Anpassung der erfassten Bestrahlungsstärke implizieren:

Nichtübereinstimmung. Dadurch, dass reflektierte Strahlen in unterschiedlichen Winkeln auf die Photovoltaikzellen treffen, entstehen Unterschiede in der erfassten Bestrahlungsstärke. Dieser Unterschied oder diese Nichtübereinstimmung führt zu einer verringerten Stromerzeugung durch das Panel als Ganzes. Bei gängigen Solartracker-Geometrien und Albedowerten liegt die Abweichung zwischen 1 % und 3 %.

Schattierungsfaktor. Die durch den Eigenaufbau des Solartrackers erzeugten Schatten bedeuten auch eine Reduzierung der Stromerzeugung. Dabei sind das Torsionsrohr und die Pfetten die Zwischenelemente, die für den Großteil der rückseitigen Beschattung verantwortlich sind. Auf dem bestehenden Markt und unter Berücksichtigung der gängigsten Solar-Tracker-Konfigurationen, 1P und 2P, beziehen wir uns jeweils auf Drehmomentrohre aus quadratischen Elementen mit einer Breite von 100 mm oder 150 mm, die nur 200 mm von der Erfassungsoberfläche entfernt installiert sind ist die Photovoltaik-Panel-Reihe.

Unabhängig vom projizierten Tracker betrifft die Verschattung vor allem die zentralen Photovoltaikzellen, die näher am Torsionsrohr sitzen. Für übliche Tracker-Geometrie- und Albedowerte liegt der Schattierungsfaktor zwischen 3 % und 6 %.

Nicht nur das Torsionsrohr, sondern auch die Pfette selbst befindet sich entlang der Flugbahn der vom Boden reflektierten Strahlen, die diagonal auf das PV-Modul treffen. Je größer die Pfette ist, desto mehr Interferenzen entstehen. In diesem Sinne verursacht eine typische 1P-Pfette von 440 mm eine geringere Auswirkung auf die Schattenbildung als die übliche 2P-Pfette von 2350 mm. Diese Längenanforderung oder -beschränkung ergibt sich direkt aus den Befestigungsmöglichkeiten der Module, bei denen eine Befestigung in beiden Hälften jedes Moduls erforderlich ist.

Wenn wir uns die Größe der Schattierung des Torsionsrohrs genauer ansehen, sehen wir, dass die Höhe der Pfette ihren Wert variieren kann. Die Pfette ist der Nachführteil, der die Photovoltaikmodule mit dem Torsionsrohr verbindet und einen Raum zwischen ihnen schafft.

Eine eingehende Analyse der Pfettenhöhe zeigt, dass eine Erhöhung um 10 mm eine Reduzierung des Verschattungsfaktorwerts von lediglich etwa 0,1 % bedeutet.

Andererseits bedeuten höhere Pfettenprofile ein größeres Ungleichgewicht auf dem Tracker, da die Masse des Moduls weiter von der Rotationsachse entfernt ist.

Dies erfordert eine höhere konstruktive Beanspruchung des Torsionsrohres und der Motorwiderstände.

Die durch Drehmomentrohre verursachte Verschattung verschwindet in der absorbierenden Oberfläche praktisch in einer ähnlichen Größenordnung, unabhängig vom Abstand zur erfassenden Oberfläche, immer unter Berücksichtigung einer realistischen Pfettenhöhe von 40–80 mm.

Der Torsionsrohrschatten kann als Summe der verschiedenen Schattierungen beurteilt werden, die von verschiedenen Strahlen ausgehen, von denen jeder eine unterschiedliche Intensität der Sonneneinstrahlung aufweist (der größte kommt offensichtlich von der Sonnenlichtfläche des Bodens):

Abbildung 4. Drehmomentrohr-Schatten-Differentialrechnung

Um den größten Teil des Torsionsrohrschattens zu vermeiden und ein erhebliches Hilfsmittel zu erzeugen, sollte die Pfettenhöhe etwa 15.350 mm betragen, ein Idealkonzept, das in realen Projekten nicht umsetzbar ist.

Abbildung 5. Intensität der Torsionsrohrschattierung

Was die Schattierungsverteilung betrifft, so ist zu beobachten, dass mit zunehmendem Abstand zwischen dem schattenerzeugenden Element und dem schattenabsorbierenden Element die Schattierung gleichmäßiger auf die Zwischen- oder Mittelzellen verteilt wird und sich zunehmend auf die angrenzenden Zellen ausbreitet.

Eine geringere Höhe der Pfette führt zu einer stärker konzentrierten Spitze der erfassten Strahlungsintensität zwischen den verschiedenen Zellen des Moduls.

Dieser Unterschied führt schließlich zu einer elektrischen Fehlanpassung, die zu einer Verringerung der Solarproduktion führt. Als ersten Ansatz für die Größe der Fehlanpassung sehen wir aufgrund des Randeffekts einen natürlichen Wert von etwa 1,4 % (blaue Linie in der Grafik unten) für übliche Albedowerte. Fügt man das Torsionsrohr als schattenerzeugendes Element hinzu, erhöht sich dieser Wert auf etwa 2-3 % (orange Linie).

Abbildung 6. Elektrische Fehlanpassung im Vergleich zur Pfettenhöhe

Das bestehende Design von STI Norland sieht eine Pfette in einer Höhe von 60 mm vor, sodass bei herkömmlichen bifazialen Paneelen mit einem 30-mm-Rahmen ein Freiraum von 90 mm zwischen dem Torsionsrohr und der Rückseite des Paneels besteht. Der Mismatch-Wert beträgt hier etwa 2,8 %.

Wie aus der Verteilung hervorgeht, betrifft die Reduzierung nicht nur die Zwischenzellen 6 und 7, sondern auch die angrenzenden Zellen 4, 5, 8 und 9. Dies bedeutet, dass sich der Torsionsrohrschatten über einen großen Teil der Rückseite ausbreitet das Modul.

Durch das Lassen einer Lücke zwischen den beiden Modulen in der 2P-Konfiguration lässt sich dieser Schatten nicht vermeiden. Außerdem bedeutet dies, dass der Sichtfaktor des Trackers verringert wird, wenn die PV-Oberfläche in der Breite, aber nicht in der Höhe zunimmt.

Der Schatten des Torsionsrohrs wirkt auf die Rückseite des Moduls, unabhängig von der Lücke zwischen den Modulen:

Abbildung 7: Torque-Tube-Spreizschirm auf der Rückseite des Moduls

Unter Berücksichtigung der oben genannten bifazialen Parameter ist es möglich zu beurteilen, wie der bifaziale Gewinn im Verhältnis zur normalisierten Höhe des Solartrackers oder seinem Seitenverhältnis, wie es auf dem Markt auch genannt wird, zunimmt.

Bei einer gewöhnlichen Albedo von 0,25 kann davon ausgegangen werden, dass der bifaziale Gewinn um einige Zehntel Prozent zunimmt, wenn die normalisierte Körpergröße um 0,05 zunimmt. Mit anderen Worten: Die Höhe unseres 1P-Trackers sollte für einen 2-Meter-Kollektor um 100 mm erhöht werden.

Nachfolgend werden die beiden Bifazialitätsschritte für die beiden gängigsten Konfigurationen auf dem Markt (1P und 2P) für eine bestimmte Position von 0° dargestellt (die in absoluten W/m2-Werten die größte hintere Bestrahlungsstärke erzeugt):

Wie dargestellt, ist die Bifazialität vorteilhafter für eine erhöhte normalisierte Höhe des Solar-Tracker-Moduls. Dies legt nahe, dass Tracker, sofern die Kosten dies zulassen, höher über dem Boden installiert werden können, wenn einseitige Platten mit größeren Stützen verwendet werden.

Um die optimale Höhe festzulegen, müssen neben der inhärenten Schwierigkeit, Tracker in größerer Höhe zu installieren, auch andere technische Faktoren berücksichtigt werden, die die Analyse erschweren, wie z. B. die Art des Bodens und die Windlast.

Auf jeden Fall erfreuen sich bifaziale Panels in den letzten Jahren immer größerer Beliebtheit. Nun gilt es zu verstehen, wie sich diese vielversprechende Technologie, die klare und handfeste Vorteile bietet, in Zukunft weiterentwickeln wird.

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