Invloed van stof en schaduw op productiviteit van fotovoltaïsche … · 2012. 3. 14. · 2007). De...

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


3.2.1.1 Experiment 1 ............................................................................................................................... 43

3.2.1.2 Experiment 2 ................................................................................................................................ 48

3.2.1.3 Experiment 3 ............................................................................................................................... 51

3.2.1.4 Experiment 4 ............................................................................................................................... 51


3.2.2.1 Trevi-I .......................................................................................................................................... 53

3.2.2.2 Trevi-II ......................................................................................................................................... 56

3.3 Stofeffect ..................................................................................................................................... 60


3.3.1.1 Experiment 5 ............................................................................................................................... 60

3.3.1.2 Experiment 6 ................................................................................................................................ 61


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’.

http://users.ugent.be/~advissch/lab/

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:


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:



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.

http://www.sunnyportal.com/

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


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


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


Cellen 16 en 70 Vopen Ishort PMAX % PMAX reductie FF % FF reductie


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%


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


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%


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


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%


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


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.


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


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%


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


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%


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%


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


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.


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


3.2.2.1 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


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


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


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


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


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


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


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


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.


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.

http://sites.google.com/site/advasolar/Home%20(gelezen

http://sites.google.com/site/advasolar/Home%20(gelezen

http://science.howstuffworks.com/environmental/energy/solar-cell.htm

http://www.as-benelux.com/images/data/omv/SMA/sb3300tlhc-den102330.pdf

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).

http://www.informaworld.com/smpp/title~db=all~content=t713774907

http://www.informaworld.com/smpp/title~db=all~content=t713774907

http://www.informaworld.com/smpp/title~db=all~content=t713774907~tab=issueslist~branches=25#v25

http://www.informaworld.com/smpp/title~db=all~content=g770223129

http://ieeexplore.ieee.org/xpl/mostRecentIssue.jsp?punumber=4347748

http://onlinelibrary.wiley.com/journal/10.1002/%28ISSN%291099-159X

http://ec.europa.eu/energy/res/biomass_action_plan/doc/2005_12_07_comm_biomass_electricity_en.pdf

http://ec.europa.eu/energy/res/biomass_action_plan/doc/2005_12_07_comm_biomass_electricity_en.pdf

http://publicaties.vlaanderen.be/docfolder/224/Bouwen_met_fotovoltaische_zonne_energie_2004.pdf

http://publicaties.vlaanderen.be/docfolder/224/Bouwen_met_fotovoltaische_zonne_energie_2004.pdf

http://www.mpoweruk.com/solar_power.htm

http://www.enphaseenergy.com/products/index.cfm

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.

http://www.powerfromthesun.net/index.htm

http://www.jumpingfrog.eu/Nieuwsitems/Onderzoeksrapportage%20JF%20solar%20plant20100421Beveiligd.pdf

http://www.jumpingfrog.eu/Nieuwsitems/Onderzoeksrapportage%20JF%20solar%20plant20100421Beveiligd.pdf

http://www.amazon.de/gp/product/3816783198/ref=pd_lpo_k2_dp_sr_1?pf_rd_p=471061493&pf_rd_s=lpo-top-stripe&pf_rd_t=201&pf_rd_i=3934595537&pf_rd_m=A3JWKAKR8XB7XF&pf_rd_r=1QKXN13A871FY09XBSXD

http://www.imagesco.com/articles/photovoltaic/photovoltaic-pg4.html

http://www.imagesco.com/articles/photovoltaic/photovoltaic-pg3.html

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.

http://www.irs-solar.be/Images/TF_Sunny%20Boy%20SB%202500_3000_NL.pdf

http://www.meteo.be/meteo/view/nl/1124386-Voorbije+maanden.html

http://www.senternovem.nl/mmfiles/Leidraad%20zonnestroomprojecten_tcm24-266261.pdf

http://www.livios.be/

http://www.fedelec.be/default.asp?language=nl&group=6&subgroup=442

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.

http://be.mt.com/be/nl/home/products/Laboratory_Weighing_Solutions/Special_Purposes_Balances/education/Education-Portable-Line/EL4001.html

http://be.mt.com/be/nl/home/products/Laboratory_Weighing_Solutions/Special_Purposes_Balances/education/Education-Portable-Line/EL4001.html

http://www.milieucentraal.nl/pagina.aspx?onderwerp=Duurzame%20energiebronnen

http://www.milieuloket.nl/

http://www.ond.vlaanderen.be/energie/pdf/Brochure%202007%20Elektriciteit%20uit%20zonlicht.pdf

http://www.ond.vlaanderen.be/energie/pdf/Brochure%202007%20Elektriciteit%20uit%20zonlicht.pdf

http://www2.vlaanderen.be/economie/energiesparen/doc/folder_pv.pdf

http://www.lighting.philips.be/nl/index.wpd

http://www.posharp.com/photovoltaic/database.aspx

http://www.jxj.com/magsandj/rew/index.html

http://www.jxj.com/magsandj/rew/index.html

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

http://www.raedthuys.nl/nieuws/duitsland-stimuleert-investeringen-in-duurzame-energie.html

http://www.raedthuys.nl/nieuws/duitsland-stimuleert-investeringen-in-duurzame-energie.html

http://www.pv-power-plants.com/fileadmin/user_upload/PVPP_2010_web.pdf

http://www.pv-zulieferer.de/fileadmin/user_upload/pdf/02-esa10_Gesamtwerk-screen-superlowres.pdf

http://www.pv-zulieferer.de/fileadmin/user_upload/pdf/02-esa10_Gesamtwerk-screen-superlowres.pdf

http://nl.rs-online.com/web/search/searchBrowseAction.html?method=getProduct&R=6889155

http://de.rs-online.com/web/6831267.html

http://www.sanel-solar.be/fr/node/73

http://www.soladirect.net.au/

http://www.solaraccess.be/omvormers.html

http://home.solarlog-web.be/7529.html

http://www.solids-solutions.com/Deeltjes/123

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)

http://eu.suntech-power.com/en/products/products.html

http://www.tnw.tudelft.nl/

http://www.trevi-env.com/nl/energie_2.php

http://www.vreg.be/nl/02_tools/04_begrippen/g.asp#groenestroomcertificaat

http://www.vreg.be/nl/05_professioneel/01_algemeen/02_energiemarkt/02_wiedoetwat/07_groenestroom.asp

http://www.vreg.be/nl/05_professioneel/01_algemeen/02_energiemarkt/02_wiedoetwat/07_groenestroom.asp

http://www.wordiq.com/definition/Triboelectric_effect

http://www.zonnepanelen-bedrijven.be/plaatsen.html

http://www.technischweekblad.nl/zelfreinigende-zonnepanelen.107232.lynkx

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



84

16 februari 2011




(16 februari 2011)


WAC (kWh)




85

17 februari 2011




(17 februari 2011)


WAC (kWh)




86

Maart 2011

8 maart 2011


dag (8 maart 2011)


(8 maart 2011)

Tabel C4: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (8 maart 2011)

WAC (kWh)




87

9 maart 2011


dag (9 maart 2011)


(9 maart 2011)


WAC (kWh)




88

17 maart 2011


dag (17 maart 2011)


(17 maart 2011)


WAC (kWh)




89

April 2011

5 april 2011


dag (5 april 2011)


(5 april 2011)

Tabel C7: Overzicht van de opbrengsten van de modules van omvormers 15, 16 en 17 (5 april 2011)

WAC (kWh)




90

10 april 2011


dag (10 april 2011)


(10 april 2011)


WAC (kWh)




91

14 april


dag (14 april 2011)


(14 april 2011)


WAC (kWh)




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


16 februari 2011



17 februari 2011



Verwachte WAC = 5,31 kWh



94

Maart 2011

8 maart 2011


dag (8 maart 2011)

9 maart 2011


dag (9 maart 2011)

17 maart 2011


dag (17 maart 2011)




95

April 2011

5 april 2011


dag (5 april 2011)

10 april 2011


dag (10 april 2011)

14 april 2011 (WAC=5,67 kWh)


dag (14 april 2011)




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)




97







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



t = -10.302, df = 43.0097321619597, p-value = 0



-0.3093021 -0.2080312

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.2643333 -0.005666667



t = -5.6163, df = 31.8476634931937, p-value = 0



-0.4015565 -0.1877769

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.2643333 0.03033333



t = -6.4218, df = 32.3302152234953, p-value = 0



-0.4118012 -0.2135322

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.2643333 0.04833333



t = -9.3076, df = 45.362999648891, p-value = 0



-0.2647579 -0.1705754

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.2643333 -0.04666667

100



t = -6.6632, df = 37.5364633080814, p-value = 0



-0.2729585 -0.1457082

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.2643333 -0.055



t = -6.9047, df = 43.4397101669125, p-value = 0



-0.2209301 -0.1210699

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.2643333 -0.09333333



t = -4.7864, df = 42.8008545622107, p-value = 0



-0.17198907 -0.07001093

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.2643333 -0.1433333



t = -0.5844, df = 57.8121547322687, p-value = 0.5612



-0.07965405 0.04365405

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.02366667 -0.005666667



t = -0.9745, df = 38.6080372864244, p-value = 0.3359



-0.16612335 0.05812335

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.02366667 0.03033333

101



t = -1.3886, df = 40.1299040935162, p-value = 0.1726



-0.17678635 0.03278635

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.02366667 0.04833333



t = 0.782, df = 57.9328052006652, p-value = 0.4374



-0.03587425 0.08187425

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.02366667 -0.04666667



t = 0.8673, df = 52.7754264085792, p-value = 0.3897



-0.04113409 0.10380076

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.02366667 -0.055



t = 2.2827, df = 57.908738697431, p-value = 0.0261



0.008572799 0.130760534

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.02366667 -0.09333333



t = 3.8679, df = 57.7520113343325, p-value = 0.0003



0.05773059 0.18160274

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.02366667 -0.1433333

102



t = -0.644, df = 39.6921855063434, p-value = 0.5233



-0.14900642 0.07700642

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.005666667 0.03033333



t = -1.0311, df = 41.3541683296371, p-value = 0.3085



-0.15973756 0.05173756

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.005666667 0.04833333



t = 1.3524, df = 57.5248653108155, p-value = 0.1815



-0.01969555 0.10169555

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.005666667 -0.04666667



t = 1.3381, df = 54.2653410135095, p-value = 0.1864



-0.02457239 0.12323906

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.005666667 -0.055



t = 2.7926, df = 57.9825598993425, p-value = 0.0071



0.02482633 0.15050701

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.005666667 -0.09333333

103



t = 4.3291, df = 57.9957517024396, p-value = 0.0001



0.07401106 0.20132227

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.005666667 -0.1433333



t = -0.2581, df = 57.6442943943137, p-value = 0.7973



-0.1576366 0.1216366

sample estimates:

mean of x mean of y

0.03033333 0.04833333



t = 1.3962, df = 38.0075577872135, p-value = 0.1707



-0.03464121 0.18864121

sample estimates:

mean of x mean of y

0.03033333 -0.04666667



t = 1.4462, df = 46.133401104635, p-value = 0.1549



-0.03342563 0.20409229

sample estimates:

mean of x mean of y

0.03033333 -0.055



t = 2.2183, df = 39.3520789840573, p-value = 0.0324



0.01093913 0.23639420

sample estimates:

mean of x mean of y

0.03033333 -0.09333333

104



t = 3.1024, df = 39.8634608727364, p-value = 0.0035



0.06051911 0.28681422

sample estimates:

mean of x mean of y

0.03033333 -0.1433333



t = 1.8423, df = 39.4477376296509, p-value = 0.073



-0.009266671 0.199266671

sample estimates:

mean of x mean of y

0.04833333 -0.04666667



t = 1.8561, df = 48.3625199867684, p-value = 0.0695



-0.008579255 0.215245922

sample estimates:

mean of x mean of y

0.04833333 -0.055



t = 2.7135, df = 40.9711811180331, p-value = 0.0097



0.03622942 0.24710391

sample estimates:

mean of x mean of y

0.04833333 -0.09333333



t = 3.654, df = 41.5466481839725, p-value = 0.0007



0.08577717 0.29755616

sample estimates:

mean of x mean of y

0.04833333 -0.1433333

105



t = 0.2333, df = 51.8309332678524, p-value = 0.8164



-0.06334215 0.08000882

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.04666667 -0.055



t = 1.5538, df = 57.6870393565688, p-value = 0.1257



-0.01345823 0.10679157

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.04666667 -0.09333333



t = 3.1737, df = 57.4329526645126, p-value = 0.0024



0.0356839 0.1576494

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.04666667 -0.1433333



t = 1.0464, df = 53.8275294082205, p-value = 0.3001



-0.03511985 0.11178652

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.055 -0.09333333



t = 2.3884, df = 54.4756933086295, p-value = 0.0204



0.01419919 0.16246748

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.055 -0.1433333

106



t = 1.5858, df = 57.961125252981, p-value = 0.1182



-0.01311618 0.11311618

sample estimates:

mean of x mean of y

-0.09333333 -0.1433333

Invloed van stof en schaduw op productiviteit van fotovoltaïsche … · 2012. 3. 14. · 2007). De...

Documents

Transcript of Invloed van stof en schaduw op productiviteit van fotovoltaïsche … · 2012. 3. 14. · 2007). De...