Planung & Design für kleine und mittlere PV ... - SMA Solar · PDF fileOrganisatorisches > Rettungswege > Sammelplatz bei Feueralarm > Nächster Sanitärbereich > Raucherbereich >

Be a solar expertPlanung & Design für kleine und mittlere PV-Anlagen

Organisatorisches

> RettungswegeRettungswege > Sammelplatz bei Feueralarm > Nächster Sanitärbereich > Raucherbereich > Mobiltelefone bitte lautlos oder aus > Besucherausweise

> Kontaktdaten Solar Academy> Telefon: 0561-9522-4884 > Besucherausweise

> Kantinenbereich > E-Mail: [email protected]

> D l db i h> Downloadbereiche:> http://www.SMA.de/handout

SMA Solar Technology AG SMA Solar Technology AG 2M-P-PD-1-DE-de_DE-131110

Seminarinhalt

1 Grundlagen der Anlagenplanung 2 Tipps & Tools

g g p g

3 Anpassung Wechselrichter Generator3 Anpassung Wechselrichter – Generator4 Netzanschlussbedingungen und Einspeisemanagement

5 A l l ”S D 2” d ”S D W b”5 Anlagenauslegung mit ”Sunny Design 2” und ”Sunny Design Web”

6 Schattenmanagement – Umgang mit teilverschatteten PV-Generatoren

7 Systemzubehör

SMA Solar Technology AG 3M-P-PD-1-DE-de_DE-131110

1. Grundlagen | 2. Tipps & Tools | 3. Anpassung WR/Generator | 4. Netzanschlussbedingungen | 5. Sunny Design | 6. Schattenmanagement | 7. Zubehör

PV-Grundlagen – Aufbau einer PV-Anlage

M d lModule erzeugen Gleichstrom

h l h d lWechselrichter wandelt Gleichstrom in Wechselstrom

Strom wird im Haus verbraucht oder ins Netz eingespeist



Planung und Dimensionierung

> Die Planung und Dimensionierung einer PV-Anlage hängt im Wesentlichen von folgenden Punkten ab:

> Dach (Größe, Ausrichtung und Neigung)> Verschattungen> W hl d B i b i Ei b h / A ki / V ll i i /> Wahl der Betriebsweise: Eigenverbrauch / Autarkie / Volleinspeisung /

Überschusseinspeisung> Technische Vorgaben und Wünsche des Betreibers zur eingesetzten TechnikTechnische Vorgaben und Wünsche des Betreibers zur eingesetzten Technik> Ästhetische Vorgaben des Besitzers, z. B. Optik der Installation am Dach> Finanzrahmen des Bauherren



Relevante Normen bei der Errichtung von PV-Anlagen

> Die Errichtung von PV-Anlagen und deren Installation ist nach den bestehenden VDE-Bestimmungen auszuführen:

> DIN VDE 0100-712 „Errichten von Starkstromanlagen mit Nennspannungen bis 1000 Volt“, alle zutreffenden Teilezutreffenden Teile

> DIN VDE 0105 Teil 100 „Betrieb von elektrischen Anlagen“„Betrieb von elektrischen Anlagen

> DIN EN 62305 (VDE 0185-305)„Blitzschutz“, alle zutreffenden Teile

> DIN VDE-AR-N 4105Anwendungsregel „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“



Solarchecker



Sonnenbahnindikator



http://www.sma.de/produkte/anlagenplanung.html



> SMA Auslegungssoftware : „Sunny Design 2“ oder „Sunny Design Web“

Hilfsmittel zur Dimensionierung

> Excel Leitungsberechnungstabelle: „Leitungsberechnung.xls“

> Abschätzung von Oberschwingungsströmen von PV-Anlagen mit „THD-Calculator“

Diese kostenlosen Programme und Tools erhalten Sie im Internet unter:htt // SMA d /d / i /d l d ht lhttp://www.SMA.de/de/service/downloads.htmlZusätzlich stehen Ihnen dort auch Produktupdates zur Verfügung.



Nennleistungsverhältnis Wechselrichter – PV-Generator

> Bei einer gut geplanten PV-Anlage muss die Leistung des Wechselrichters zu der Leistung des Photovoltaik-Generators passen

> Als Kenngröße dient das „Nennleistungsverhältnis“

maximale Eingangsleistung des Wechselrichters= Nennleistung des PV-Generators bei STC*Nennleistungsverhältnis

SMA Solar Technology AG 11

*STC: Standard Test Conditions

M-P-PD-1-DE-de_DE-131110


> Nennleistungsverhältnis für Mitteleuropa (optimale Ausrichtung) ca. 90 %

Anlagenspezifisches Nennleistungsverhältnis

> Bei nicht optimaler Ausrichtung (z. B. Fassaden- oder Ost/West-Anlagen) kann stärkere Unterdimensionierung sinnvoll sein

Neigung0°

Neigung0°

gsve

rhält

nis

gienu

tzung

) 10°20°

30°

gsve

rhält

nis

gienu

tzung

) 10°20°

30°

Nenn

leistu

ng(9

9,8%

Energ 40°

50°

60°

Nenn

leistu

ng(9

9,8%

Energ 40°

50°

60°

N (

Generator-Peakleistung am Wechselrichter100% Ost 100% West50% Ost + 50% West

70°

N (

Generator-Peakleistung am Wechselrichter100% Ost 100% West50% Ost + 50% West

70°

SMA Solar Technology AG

Beispiel: Simulation Ost-West-Generator, Module Sharp ND-210 (E1F), verschiedene Neigungen, Freiburg12M-P-PD-1-DE-de_DE-131110


Energienutzung

Nutzungsgrad einer PV-Anlagemit Wechselrichtern unterschiedlicher Maximalleistung

Nutzungsgrad einer PV-Anlage

91 296,7

99,3 99,9 100,0

ertra

g[%] 83,2

91,2

Energienutzungs

erter

Ener

gie

Energienutzungs-faktor

PV-Jahresertrag im MPP

Norm

ie

PV Jahresertrag im MPP


Nennleistungsverhältnis 13M-P-PD-1-DE-de_DE-131110


Generatorspannung / Kennlinien PV-Generator

> Neben der Leistung muss auch die Spannung des PV-Generators (Anzahl PV-Module pro

Strom A = Solarzellentemperatur MPPE = EinstrahlungsdichteAStrom

String) zum Eingangsspannungsbereich des Wechselrichters passen

MPP = 0 °C2040

6080

E=1000 W/m2

400 W/m2

600 W/m2

800 W/m2

100

V

200 W/m2

400 W/m

V

Leistung MPP = 0 °C20

4060

80100

W MPPWLeistung

100

V V


V V

14M-P-PD-1-DE-de_DE-131110


Temperaturkoeffizienten kristalliner PV-Module

20

30

STC: 25 °C

0

10

ung i

n % Kurzschlussstrom ca. 0,07 % / °C

-10

0-20° -10° 0° 10° 20° 30° 40° 50° 60° 70° 80° 90° 100°

elative

Änd

er

Leerlaufspannung ca. -0,4% / °C

-30

-20Re

MPP-Leistung ca. -0,45% / °C

-40Temperatur in °C



Auszug Moduldatenblatt

> Sunpower SPR-333NE-WHT-D, SPR-327NE-WHT-D



> UMPP (70°C) → MPP-Spannung bei 1000 W/m2, Zellentemperatur 70 °C*

Grenzwerte für die Spannungsauslegung

> U0 (-10°C) → Leerlaufspannung bei 1000 W/m2, Zellentemperatur -10 °C*

1,2STC:1000 W/m2 25 °C

0,8

1

1,2

P MPP

(25 °

C)) 1000 W/m , 25 C

0,4

0,6

,

stung

(PM

PP/P

+ 70 °C

0

0,2

orm. M

PP-Le

is

Auslegungspunkte - 10 °C

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6no

Normierte MPP-Spannung (UMPP/UMPP (25 °C))


*Die minimalen und maximalen Temperaturen sind ggf. an den Installationsort anzupassen



> Die niedrigste Arbeitsspannung eines PV-Generators stellt sich bei der höchsten Temperatur

Die niedrigste Arbeitsspannung

der Solarzellen ein> Die Temperatur ist u. a. abhängig von der Montageart

Montageart Zellentemperatur ggb. Umgebungfreie Aufstellung der PV-Module ca. + 20 °CDachmontage mit guter Hinterlüftung ca. + 30 °CFassade mit guter Hinterlüftung ca + 35 °CFassade mit guter Hinterlüftung ca. + 35 CGebäudeintegrierte Montage ohne Hinterlüftung

ca. + 45 °C



> Im Beispiel ist die MPP-Spannung des PV-Generators niedriger als die kleinste mögliche

Die niedrigste Arbeitsspannung

Eingangsspannung des Wechselrichters



Die minimale Eingangsspannung ist abhängig vom aktuellen Wert der Netzspannung!

Flexibler MPP-Bereich beim SB3800

LN1 : N2 = ü

s

Minimale MPP-Spannung des Sunny Boy 3800260 V DC

N

C Ge

nera

tors

220 V DC

240 V DC

219 V

nung

des

PC

Fl ibl A b it b i h

200 V DC

220 V DC

200 V

nimale

Span

n Flexibler Arbeitsbereich

Beispiele:SB 1200 139 V...151 VSB 1700 139 V...151 V160 V DC

180 V DC

Min SB 3800 200 V...219 V

140 V DC180 V AC 200 V AC 220 V AC 240 V AC 260 V AC

Netzspannung



> Die höchste Arbeitsspannung (Leerlaufspannung) eines PV-Generators stellt sich bei der

Die höchste Arbeitsspannung

niedrigsten Temperatur der Solarzellen ein> Im Beispiel ist die Leerlaufspannung des PV-Generators höher als die max.

Ei d W h l i h W h l i h fäh d !Eingangsspannung des Wechselrichters → Wechselrichter gefährdet!



MPP-Spannung und Wirkungsgrad

> Die Höhe der Eingangsspannung hat bei den Wechselrichtern wesentlichen Einfluss auf die Effektivität des Betriebs, dem Wirkungsgrad

LIPV IacIac

LIPV

UPV Uac

ac

I

NWechselrichter

10 ms

t

0 ms Transistoren leiten

IacLIPV

Uac

Iac

tN

ac

Wechselrichter

SMA Solar Technology AG SMA Solar Technology AG 22

10 ms0 ms



Anpassung von PV-Generator und Wechselrichter

MPPPmax

Imax


UDC maxUMPP min

23M-P-PD-1-DE-de_DE-131110


Übersicht Anforderungen gemäß VDE-AR-N 4105

∑ S E max. [kVA] ≤ 3 68 ≤ 4 6 ≤ 13 8 > 13 8 ≤ 30 > 30 > 100Anforderung ≤ 3,68 ≤ 4,6 ≤ 13,8 > 13,8 ≤ 30 > 30 > 100

Einspeisemanagement erforderlich (Abregelung) AR 4105: nein* Ja*

Wirkleistungsreduktion bei Überfrequenz P(f) Kennlinie gem. AR 4105 erforderlich

Blindleistungseinspeisung Vorgabe Keine cos = 0 95 b /Blindleistungseinspeisung Vorgabe durch Netzbetreiber

KeineVorgabe

cos 0,95über/untererregt cos = 0,90 über/untererregt

Netz-/Anlagenschutz Integriert oder zentral zentral

Netzanschlusskriterien 1 , 2 oder 3Max. Schieflast 4,6 kVA

3 Max. Schieflast 4,6 kVA (1 > 4,6 kVA nur mitkommunikativer Kopplung)

> Geeignete Auslegungen mit Sunny Design 2.2X möglich

* EEG 2012 definiert zusätzliche Grenzen (§6)



EEG 2012 – Technische Vorgaben (§6)

Anlagen bis max 30 kWp Anlagen bis max. 100 kWp Anlagen größer 100 kWp

Ferngesteuerte Leistungsreduzierung

oder

Ferngesteuerte Leistungsreduzierung Ferngesteuerte gestufte Leistungsreduzierung

Begrenzung der max. Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt auf 70% der installierten Leistung (kWp)installierten Leistung (kWp)

Vorrichtung zum Abrufen der Ist-Einspeisung ist nicht erforderlich

Vorrichtung zum Abrufen der Ist-Einspeisung ist erforderlich

Abregelung mit 0% oder 100% (an Abregelung mit 0% oder 100% (an Stufenlose / gestufte Abregelungg g (oder aus) ist ausreichend

oder

g g (oder aus) ist ausreichend

/ g g güber Rundsteuerempfänger und Power Reducer Box

Parametrierung WechselrichterFür Bestandsanlagen besteht keine Nachrüstpflicht

Bestandsanlagen (Inbetriebnahme ab 01.01.2009) müssen bis 31 12 2013 nachgerüstet werden


31.12.2013 nachgerüstet werden



Beispiele – Anlagen kleiner 3,68 kVAPhase 1 SB 1600TL-10Phase 2 SB 1600TL-10 DCPhase 2 SB 1600TL 10Phase 3 -∑ Leistung 3,2 kVA

ACSteuerleitung

Einspeisemanagement gemäß § 6 EEG 201270 % Regel


Einspeisemanagement gemäß § 6 EEG 2012Extern ansteuerbarer Schütz

gemäß FNN-Empfehlung

oder

SB 1600TL-10SB 1600TL-10

(Funk)Rundsteuerempfänger

g p g

SB 1600TL 10SB 1600TL 10

Niederspannungsnetz



Beispiele – Anlagen größer 3,68 kVA bis13,80 kVAPhase 1 SB 5000TL-21Phase 2 SB 5000TL-21 DCPhase 2 SB 5000TL 21Phase 3 -∑ Leistung 9,2 kVA



ACSteuerleitung



oder

SB 5000TL-21*SB 5000TL-21*


g p g

SB 5000TL 21SB 5000TL 21

Niederspannungsnetz


* Begrenzung auf 4,6 kVA bei Auswahl des Länderdatensatzes für Deutschland


Beispiele – Anlagen größer 3,68 kVA bis13,80 kVAPhase 1 SB 3300-11Phase 2 SB 3800-11 DCPhase 2 SB 3800 11Phase 3 SMC 4600A-11∑ Leistung 11,7 kVA



ACSteuerleitung



oder

SB 3800-11SB 3300-11 SMC 4600A-11*


g p g

SB 3800 11SB 3300 11 SMC 4600A 11

Niederspannungsnetz


* Begrenzung auf 4,6 kVA bei Auswahl des Länderdatensatzes für Deutschland


Beispiele – Anlagen größer 13,80 kVA bis 30,00 kVA

Phase 1/2/3 STP12000TL-10STP12000TL 10

Phase 1 -Phase 2 - DC/ / STP12000TL-10 Phase 3 SB3800-11

∑ Leistung 27,8 kVA



ACSteuerleitung



oder

STP 12000TLSTP 12000TL-10 SB 3800-11


g p g

STP 12000TLSTP 12000TL 10 SB 3800 11

Niederspannungsnetz



Beispiele – Anlagen größer 30 kVA bis 100 kVA

Phase 1/2/3STP 12000TL-10STP 15000TL-20 DCPhase 1/2/3 STP 15000TL 20STP 17000TL-10

∑ Leistung 44 kVA

ACSteuerleitung



STP 15000TL-10STP 12000TL-10 STP 17000TL-10


g p g

STP 15000TL 10STP 12000TL 10 STP 17000TL 10

Niederspannungsnetz


SMA Grid GateU<,U>,U>>,f<,f>


Beispiele – Anlagen größer 30 kVA bis 100 kVA

Phase 1/2/3 STP17000TL-10STP17000TL 10

Phase 1 SMC 11000TLRP-10Phase 2 SMC 11000TLRP-10

DCACSTP17000TL-10 Phase 3 SMC 11000TLRP-10

∑ Leistung 67 kVAEthernetRS485Steuerleitung

Sunny WebBox Power Reducer BoxEinspeisemanagement gemäß § 6 EEG 2012


STP 17000TLSTP 17000TL-10 SMC 11000TLRP-10STP 17000TLSTP 17000TL 10 SMC 11000TLRP 10

Niederspannungsnetz




Beispiele – Anlagen größer 100 kVA

Phase 1/2/3 9 x STP 17000TL-10DCACPhase 1/2/3 9 x STP 17000TL 10

∑ Leistung 153 kVA

EthernetRS485Steuerleitung



STP 17000TL-10 STP 17000TL-10

1 9

STP 17000TL 10 STP 17000TL 10

Niederspannungsnetz




Anlagenerweiterung – Beispiel A Altanlage 17,6 kVA/19 kWp Inbetriebnahme 02.02 .2011Erweiterung 17 kVA/18 kWp Inbetriebnahme 03 01 2012 DCErweiterung 17 kVA/18 kWp Inbetriebnahme 03.01 .2012∑ Leistung 34,6 kVA/37 kWp AC

SteuerleitungPower Balancer

Altanlage Erweiterung


gemäß FNN-EmpfehlungSMC 6000ASMC 7000HV SMC 4600A STP 17000TL-10


g p g

Niederspannungsnetz> Netz und Anlagenschutz nach AR-4105 nachrüsten> STP 17000TL-10 mit cos phi = 0.9> Vereinfachtes Einspeisemanagement für die Gesamtanlage


Vereinfachtes Einspeisemanagement für die GesamtanlageSMA Grid GateU<,U>,U>>,f<,f>


Anlagenerweiterung – Beispiel B Altanlage 13,8 kVA/15 kWp Inbetriebnahme 02.07 .2007Erweiterung 4 6 kVA/5 kWp Inbetriebnahme 03 01 2012 DCErweiterung 4,6 kVA/5 kWp Inbetriebnahme 03.01 .2012∑ Leistung 18,4 kVA/20 kWp AC


Altanlage Erweiterung Einspeisemanagement gemäß § 6 EEG 201270 % Regel




oder

SMC 4600ASMC 4600A SMC 4600A SB 5000TL-21*g p g


Niederspannungsnetz> SB 5000TL-21 mit cos phi = 0,9> Vereinfachtes Einspeisemanagement nur für Erweiterung (oder 70% Regelung)> Kommunikative Kopplung bei SMC nachrüsten (ansonsten nur 3-phasig erweiterbar)


Kommunikative Kopplung bei SMC nachrüsten (ansonsten nur 3 phasig erweiterbar)* Gemäß VDE AR-N 4105 auf 4,6 kVA begrenzt


Anlagenerweiterung – Beispiel C Altanlage 11,7 kVA/12 kWp Inbetriebnahme 02.01 .2008Erweiterung 20 0 kVA/21 kWp Inbetriebnahme 03 01 2012 DCErweiterung 20,0 kVA/21 kWp Inbetriebnahme 03.01 .2012∑ Leistung 31,7 kVA/33 kWp AC

Steuerleitung

Altanlage Erweiterung Einspeisemanagement gemäß § 6 EEG 201270 % Regel


2 x STP 10000TL-10Einspeisemanagement gemäß § 6 EEG 2012

Extern ansteuerbarer Schützgemäß FNN-Empfehlung

oder

SB 3800SB 3300 SMC 4600A(Funk)Rundsteuerempfänger

g p g

Niederspannungsnetz> Netz und Anlagenschutz nach AR-4105 nachrüsten> STP 10000TL-10 mit cos phi = 0.9> Vereinfachtes Einspeisemanagement nur für Erweiterung (oder 70%)


Vereinfachtes Einspeisemanagement nur für Erweiterung (oder 70%)SMA Grid GateU<,U>,U>>,f<,f>


Anlagenerweiterung – Beispiel D Altanlage 90 kVA/95 kWp Inbetriebnahme 02.01 .2009Erweiterung 30 0 kVA/32kWp Inbetriebnahme 03 01 2012

DCACErweiterung 30,0 kVA/32kWp Inbetriebnahme 03.01 .2012

∑ Leistung 120 kVA/127 kWp


EthernetRS485Steuerleitung


(Funk)Rundsteuerempfänger3 X 3 X 3 X2 x STP 15000TL-10SMC 10000TL-10

3 X SMC 10000TL-10

3 X SMC 10000TL-10

Niederspannungsnetz> Netz und Anlagenschutz nach AR-4105 nachrüsten> STP 10000TL-10 mit cos phi = 0.9> Einspeisemanagement (Altanlage spätestens bis 31.12.2013 nachrüsten)


Einspeisemanagement (Altanlage spätestens bis 31.12.2013 nachrüsten)> Kommunikative Kopplung SMC SMA Grid Gate

U<,U>,U>>,f<,f>


Sunny Design



> Automatische Anlagenkonfiguration

Features Sunny Design 2.2X

> Konfigurationsvergleich

> Anlagenspezifische Untergrenze für g p gNennleistungsverhältnis

> Wirtschaftlichkeit on A sleg ngs orschlägen> Wirtschaftlichkeit von Auslegungsvorschlägen

> EEG 2012; 70%-Kappung

> Import > Eigener Lastprofile; eigener Wetterdaten> Eigener Lastprofile; eigener Wetterdaten



Konfigurationsvergleich

> Einfache Auswahl und Vergleich alternativer Auslegungen

> Optional Anzeige der Varianten im Projektbaum



> Sortierung nach Ertrag oder

Anlagenkonfiguration

Wirtschaftlichkeit

> Rechentiefe einstellbar



Option der 70%-Kappung (Anlagen 30 kWp)

Anlagenspezifische Hinweise zu den Anforderungen des EEG 2012

> Begrenzung der AC-Wirkleistung der Wechselrichter> Anzeige „AC-Wirkleistungsverhältnis“> Zielgerichtete Auslegungsvorschläge



> Spezifische Eigenverbrauchsprognose auf Basis eigener Lastprofile

Import eigener Verbrauchsprofile

> Verwaltung mehrerer Profile möglich> Schrittweiten: 5, 10, 15, 30 oder 60 Minuten> 365 oder 366 Tage (Schaltjahre)> Leistungswerte in W oder KW



Eigenverbrauch – Lastprofile in Sunny Design (Privathaushalt)



Eigenverbrauch – Lastprofile in Sunny Design (Gewerbebetrieb)



> Beim Anlegen eigener Standorte können nun

Import eigener Wetterdaten

externe Wetterdaten importiert werden

> Unterstützte Formate:> EnergyPlus weather format (EPW)EnergyPlus weather format (EPW)

mehr als 2100 Wetterdatensätze weltweit (kostenfrei)

> Meteonorm 6 1 Standardformat> Meteonorm 6.1 StandardformatBezug über http://meteonorm.com/ (ca.100 € pro Datensatz)

> CSV-Format (SMA)offengelegtes Datenformat für die Aufbereitung eigener Messdaten



Einfluss der Dachausrichtung auf das Nennleistungsverhältnis



Auslegung einer Ost/West-Anlage



Eigenverbrauch: Ost/West-Anlage im Vergleich mit Anlage Südausrichtung

Ost/West-Anlage mit STP 8000TL – E-Quote 24,4% Südanlage mit STP 10000TL – E-Quote 21,9%

Die Attraktivität von Ost/West-Anlagen liegt in einem, im Vergleich zu Süd-Generatoren, höherenAnteil der selbstverbrauchten Energie im Verhältnis zur PV-Gesamterzeugung

Bei zukünftigen PV-Systemen ohne Förderung kann dieser zusätzliche Eigenverbrauch eine Rolle


Bei zukünftigen PV-Systemen ohne Förderung kann dieser zusätzliche Eigenverbrauch eine Rollespielen



Leitungsdimensionierung



Sunny Design Web



> Immer aktuell dank onlinebasierender Bedienung

Sunny Design Web

> Anlagenauslegung neben Windows auch mit Apple, Android usw.> Zugang anonym oder mit kostenfreier Registrierung (Sunny Portal Login)> Genauere Berücksichtigung der Standortbedingungen> Auslegung von SMA Speichersystemen

k h f l> Berücksichtigung eigener Lastprofile> Polystring-Auslegung (unterschiedlich ausgerichtete Modulstrings an einem MPP-Tracker)

http://www SunnyDesignWeb com http://www.SunnyDesignWeb.com



> Komfortable Projektverwaltung

Zusätzliche Funktionen nach kostenfreier Registrierung

> Eigene PV-Module> Eigene Standorte> Eigene Verbrauchsprofile> Import eigener PV-Module und

St d t S D i 2Standorte aus Sunny Design 2



> Sunny Design Web ermöglicht eine P S h

Eigenverbrauchsermittlung / Autarkiegrad mit und ohne Speichersystem

Prognose mit Speichersystemen unter Nutzung von Lastprofilen

> Ergebnisanzeige mit und ohne Optimierung durch Speicher

> Auswahlmöglichkeit der Batterie (Akku):

> Blei> Lithium



> Unterschiedlich ausgerichtete S 1 MPP T k

Polystring-Auslegung

Strings an 1 MPP-Tracker

> Beschränkt auf identische PV-Module und Stringlängen

Vorteil:Kostengünstige Auslegung z.B. kleine Ost/West-Anlagen

Nachteil:Geringer Ertragsverlust gegenüber Multi-String (<1%)g g g



Untersuchung von typischen Verschattungssituationen

> Die Modellanlage (links) besteht aus 20 PV-Modulen, von denen vier PV-Module verschattet werden (rechts)



Betrachtung verschiedener Schaltungsvarianten

> Bei diesen sieben Schaltungsvarianten wird mit Ausnahme der Variante 6 die Stringtechnik betrachtet



Betrachtung verschiedener Schaltungsvarianten

> Darstellung verschiedener Konfigurationen mit unverschatteten und verschatteten Modulen (in Klammern)

Konfiguration Nr. 1 Nr. 2 Nr. 3 Nr. 4 Nr. 5 Nr. 6 Nr. 7

Eingang 1 8 + (2)8 + (2)

8 + (2) 16 10 10, 6 + (4) 16 + (4), parallel

16 + (4)8 + (2) parallel

Eingang 2 8 + (2) (4) 6 + (4)



Leistung der Generatorkonfigurationen im Verschattungsfall

> Die Auswertung für die sieben Varianten der Modellanlage weist im schlechtesten Fall gegenüber dem unverschatteten Fall Verluste von bis zu 32 % aus, obwohl nur 20 % der Generatorfläche verschattet sind (4 von 20 Modulen)

Nr. 1 Nr. 2 Nr. 3 Nr. 4 Nr. 5 Nr. 6 Nr. 7

unverschattet 3, 8 kW 3,8 kW 3,8 kW 3,8 kW 3,8 kW 3,8 kW 3,8 kW

Verschattet (MPP)

3,0 kW 3,0 kW 3,3 kW 3,0 kW 2,6 kW 3,3 kW 3,0 kW

Erzielbare 80 % 80 % 86 % 80 % 68 % 86 % 80 %Leistung



Wahl der Schaltungsvariante



Optimierter Betrieb teilverschatteter PV-Anlagen

> Die wichtigsten Handlungsempfehlungen lauten:

> Generatorteile mit ähnlicher Beleuchtung zusammenfassen und

> Keine Parallelschaltung von Strings, sondern für jeden String einen separaten MPP-T k h (M l i S i T h ik d )Tracker vorsehen (Multi-String-Technik verwenden)



Auswahl geeigneter Wechselrichter

> Wechselrichter mit OptiTrac Global Peak

> M d l W h l i ht M d l MPP T ki> Modul-Wechselrichter: Modulgenaues MPP-Tracking



OptiTrac Global Peak – Guter Ertrag trotz Verschattung

> Durch das sichere Auffinden des globalen Leistungsmaximums kann die verfügbare Energie eines teilverschatteten Strings nahezu vollständig genutzt werden

Morgens– vorhandene Verschattungdes PV-Generators(Schwarze + rote PV-Kennlinie)(Schwarze + rote PV Kennlinie)

Mittags– keine Verschattungdes PV-Generators(Blaue PV-Kennlinie)



Dachanlage mit idealer Süd-Ausrichtung aber ständiger Verschattung

AnlagensteckbriefS d / A h l 0° S d 30° hStandort / Ausrichtung: Kassel, 0° Süd, 30° DachneigungEingesetzte Module: 88 x Sanyo HIP-190 BE 3 = 16,72 kWpInbetriebnahme:



Schattenverlauf zu verschiedenen Tageszeiten



Verschattung des PV-Generators

> Gelber Bereich: Fast keine Verschattung> Blauer Bereich: Regelmäßig morgens (links) bzw. abends (rechts) verschattet> Roter Bereich: Temporäre Verschattung



Übersicht Teilprojekt 1



Übersicht Teilprojekt 2



Gewählte WechselrichterSTP 10000TL-10

SB 4000TL-21 SB 4000TL-21



SMA Grid Gate -10 (für Deutschland)

> Unom: 230 V> Urange: 46 V … 300 V> ACFrequenz : 50 Hzq> IACmax: 6 A> Phasen: 3

> Voreingestellt für die neue deutsche VDE-AR-N-4105> Verbindlich vorgeschrieben für Anlagen größer 30 kVA> Parameter sind voreingestellt> Parameter sind voreingestellt

Einfachste Plug&Play Installation Informatives Display mit allen relevanten Messdaten Einfehlersicherheit


Einfehlersicherheit



Die kostengünstige Lösung für Einspeisemanagement

Power Control Module

Optionales Modul für:> SB xx00TLST-21, SB xx00TL-21 > STP xx000TL-10 STP xx000TLEE/HE-10

PWCMOD-10

PWCMOD-10 > STP xx000TL-10, STP xx000TLEE/HE-10> STP x000TL-20

Optionales Wechselrichter-Modul zur Leistungssteuerung> 4 di it l Ei ä

PWCMOD 10

PWCBRD-10

> 4 digitale Eingänge> Direkter Anschluss von Rundsteuersignalempfänger oder

externen Signalen möglich> 1 Multifunktionsrelais (30VDC) mit bekanntem

PWCMOD-10

> 1 Multifunktionsrelais (30VDC) mit bekanntem Funktionsumfang

> Plug-&-Play, keine Konfiguration für Leistungsreduzierung erforderlicherforderlich

Kostengünstige Lösung für Leistungssteuerung gemäß neuen Ri h li i

PWCBRD-10


Richtlinien



Zwei Versionen vom Power Control Module

PWCMOD-10 PWCBRD-10PWCMOD 10> SB xx00TLST-21, SB xx00TL-21 > STP xx000TL-10, STP xx000TLEE/HE-10

PWCBRD 10> STP xx00TL-20

> Produktbild:

> Einbausituation:



Funktionsumfang Power Control Module

PWCMOD-10 PWCBRD-10PWCMOD 10> SB xx00TLST-21, SB xx00TL-21 > STP xx000TL-10, STP xx000TLEE/HE-10

PWCBRD 10> STP xx00TL-20

> 4 digitale Eingänge zur Leistungssteuerung• Deutschland (gem. EEG 2012):

• Feste Stufen (0, 30, 60, 100%) zur

> 4 digitale Eingänge zur Leistungssteuerung• Deutschland (gem. EEG 2012):

• Feste Stufen (0, 30, 60, 100%) zur Leistungsbegrenzung über Rundsteuersignalempfänger (vereinfachtes Einspeisemanagement)

Leistungsbegrenzung über Rundsteuersignalempfänger (vereinfachtes Einspeisemanagement)

• Gefordert ab 01.01.2013• Italien (gem. CEI 0-21 für PV-Anlagen < 6kW):

• Einengung der Frequenzgrenzen

• Gefordert ab 01.01.2013

• Fernabschaltung der PV-Anlage> 1 Multifunktionsrelais (30VDC) mit bekanntem

Funktionsumfang


g



Wo wird es einbaut?

Wechselrichterdisplay

A hl ß M ltif kti l i

Power Control Module* Kommunikationsschnittstelle

Anschluß Multifunktionsrelais

Anschluß Funkrundsteuerempfänger

(RS485, Webconnect, Speedwire)

SMA Solar Technology AG SMA Solar Technology AG 73* Das Power Control Module nutzt den Modulsteckplatz des MultifunktionsrelaisM-P-PD-1-DE-de_DE-131110


> Ei f h V k i i B i h Ei i fü di I ll i

Was ist so besonders am Power Control Module?

> Einfach > Vorkenntnisse im Bereich Einspeisemanagement für die Installation sind nicht notwendig. Installation und Inbetriebnahme ist einfach gelöst.

> Systemkosteneinsparung > Mit dem im Wechselrichter integrierbaren Modul, sind externe kostenaufwendige Komponenten nicht mehr notwendig. Kostbare Zeit für Planung und Montage entfälltPlanung und Montage entfällt.

> Zukunftssicherheit > Bislang bekannte Einspeisemanagementanforderungenfür den Kleinanlagenbereich (Deutschland und Italien) werden heute schon erfüllt.


Workshop 1 – Anlagenerweiterung einer Bestandsanlage

Ziel des Workshops ist es, bei einer Anlagenerweiterung die Anforderungen aus der A d l A N 4 0 d d G 20 2 d SAnwendungsregel VDE-AR-N 4105 und dem EEG 2012 umzusetzen und mit Sunny Design den passenden Wechselrichter auszuwählen.

> Einstellung „Kriterium für Sortierung von Auslegungsvorschlägen“ Energetisches Optimum> Überprüfen Sie, ob Sie bei der Bestandsanlage ebenfalls die eingesetzten Wechselrichter

gewählt hätten (Beachten Sie das Inbetriebnahme Datum!)gewählt hätten (Beachten Sie das Inbetriebnahme-Datum!)> Legen Sie bei Eingabe der Projektdaten das gewählte Modul unter „Favoriten“ ab. > Wählen Sie für die Erweiterung einen geeigneten Wechselrichter (Beachten Sie das> Wählen Sie für die Erweiterung einen geeigneten Wechselrichter (Beachten Sie das

Inbetriebnahme-Datum!). Welche Besonderheit muss beachtet werden? Welcher cos phimuss eingestellt werden?

> Wie hoch ist die max. AC-Wirkleistung?


Anlagenerweiterung einer Bestandsanlage

Anlagensteckbrief (Bestandsanlage)S d / A h l 0° S d 30° hStandort / Ausrichtung: Kassel, 0° Süd, 30° DachneigungEingesetzte Module: 149 x Aleo S_16 (195W) = 29,06 kWpVerwendete Wechselrichter: 1 x STP 17000TL, 1x STP 10000TLInbetriebnahme: 15.08.2011Inbetriebnahme: 15.08.2011


Anlagenerweiterung

Anlagensteckbrief (Erweiterung)S d / A h l 90° W 20° hStandort / Ausrichtung: Kassel, 90° West, 20° DachneigungEingesetzte Module: 16 x Sunpower SPR-300-WHT = 4,8 kWpInbetriebnahme: 01.07.2012

Bestandsanlage Erweiterung


Anlagenerweiterung gemäß VDE-AR-N 4105 und EEG 2012 Altanlage 27 kVA/26,82 kWp Inbetriebnahme 15.08 .2011Erweiterung 4 6 kVA/4 8 kWp Inbetriebnahme 01 07 2012 DCErweiterung 4,6 kVA/4,8 kWp Inbetriebnahme 01.07.2012∑ Leistung 31,6 kVA/31,62 kWp AC






g p gSTP 12000TL-10 STP 12000TL-10 SMC 4600A

Niederspannungsnetz> Netz und Anlagenschutz nach AR-4105 nachrüsten> SMC 4600A mit cos phi = 0,9> Vereinfachtes Einspeisemanagement für die Gesamtanlage


Vereinfachtes Einspeisemanagement für die GesamtanlageSMA Grid GateU<,U>,U>>,f<,f>

Workshop 2 – Ost/West-Anlage

Ziel des Workshops ist es, in Sunny Design mehrere Teilgeneratoren anzulegen, h d k d S f k l d l hverschiedene Funktionen der Software kennenzulernen und Ertragsvergleiche

durchführen zu können.

> Einstellung „Kriterium für Sortierung von Auslegungsvorschlägen“ Energetisches Optimum> Geben Sie die Projektdaten ein (siehe Anlagensteckbrief).

W l h W ll d N l h l l S D d h b ?> Welchen Wert sollte das Nennleistungsverhältnis laut Sunny Design mindestens haben?> Leitungsdimensionierung: Die einfache Länge pro String auf der DC-Seite beträgt 18m. Wie

hoch ist die relative Verlustleistung (in %)?hoch ist die relative Verlustleistung (in %)?> Ermitteln Sie rechnerisch die max. PV-Spannung des Generators (Hinweis: Benutzen Sie das

Moduldatenblatt in Sunny Design, Angaben sind bei STC)


Workshop 2 – Ost/West-Anlage

> Vergleichen Sie nun die Ost/West-Anlage mit einer optimal ausgerichteten Anlage (Südausrichtung). Bewerten Sie den Eigenverbrauch und die Wirtschaftlichkeit.

> Vergleichen Sie den Ertrag der Ost/West-Anlage mit und ohne der 70%-Kappung. Zu l h E b i k Si ?welchem Ergebnis kommen Sie?

> Welche AC-Wirkleistung muss am Wechselrichter eingestellt werden?


Ost/West-Anlage

AnlagensteckbriefS d / A h b 90° W / 90° O 20° hStandort / Ausrichtung: Freiburg, 90° West / 90° Ost, 20° DachneigungEingesetzte Module: 48 x Kyocera KD205GH-2P = 9,84 kWpInbetriebnahme: 01.07.2012


Quelle: www.sonnenertrag.eu


Workshop 3 – Schattenmanagement

Ziel des Workshops ist es, die zeitlichen Verläufe einer Verschattung zu b k h d d f l d ll S A f l ll Mberücksichtigen und daraus folgend eine sinnvolle String-Aufteilung zu erstellen. Mit Hilfe von Sunny Design sollen passende Wechselrichter ausgewählt werden.

> Entwerfen Sie einen sinnvollen Stringplan unter Berücksichtigung der Verschattungssituation> Wählen Sie geeignete Wechselrichter


Seien wir Realisten und versuchen das Unmögliche!

Seien wir Realisten und versuchen das Unmögliche!


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