Inverkan av nordliga
solinstrålningsförhållanden på utbytet från solcellspaneler
Maria Svedjeholm
Civilingenjör, Hållbar energiteknik 2019
Luleå tekniska universitet
Institutionen för teknikvetenskap och matematik
Inverkan av nordliga
solinstrålningsförhållanden på utbytet från solcellspaneler
Maria Svedjeholm
Förord
Detta projekt är utfört via RISE ETC i Piteå som ett examensarbete vid Luleå tekniska universitet under institutionen för teknikvetenskap och matematik. Examensarbetet omfat- tar 30 hp och är utfört våren 2019 inom civilingenjörsutbildningen hållbar energiteknik, med inriktning bioenergi och energieffektivisering.
Jag vill rikta ett stort tack till min externa handledare Anna Malou Petersson på RISE ETC, som alltid har besvarat mina frågor, gett mig feedback samt varit till stöd under hela projektets gång.
Jag vill även tacka min examinator vid Luleå tekniska universitet, Erik Elfgren för att ha funnits till hands och hjälpt mig när det har behövts.
Slutligen vill jag tacka Øystein Kleven som hjälpt mig genom att besvara frågor jag haft gällande simuleringsprogrammet PVsyst.
Sammanfattning
Idag utförs internationella standardtest på solcellspanelerna som speglar instrålningsförhåll- andena en klar dag. Instrålningsförhållandena i norra Sverige skiljer sig från de på södra breddgrader. Solens bana är flackare sett till horisonten vilket medför högre luftmassförhål- lande, lägre instrålad effekt och större andel diffust ljus. Detta kan påverka vilken typ av modul som bäst lämpar sig för användning på norra breddgrader.
En instrålningsanalys, produktionsanalys samt simulering av produktion i programmet PV- syst har utförts. Data till instrålningsanalysen är hämtad för Kiruna, Luleå, Norrköping, Visby och Piteå. Uppmätt data från SMHI och en lokal väderstation i Piteå jämfördes med resultat från instrålningsmodellen STRÅNG. Uppmätt data för olika orter jämfördes. Pro- duktionsanalysen genomfördes för två trackingsystem, Kempersystemet och Degersystemet i Piteå 2017, där produktionen per modultyp ställdes mot varandra inom samma system.
Trackingsystemens produktion simulerades för 2017 och jämfördes med dess uppmätta pro- duktion.
Resultatet från jämförelsen mellan orternas instrålning visade att Luleå, sett till andelen diffust ljus, liknar Norrköping mer än Kiruna, trots att Kiruna är närmre. STRÅNG tycks ofta underskatta instrålningen samt vara bättre på att modellera klara dagar. Den lokala väderstationens globala horisontella instrålning stämde bra överens med uppmätt instrål- ning från SMHI för Luleå 2017.
Produktionsanalysen visade att tunnfilmsmodulen CIGS QSmart producerade mest, sett till Wh/Wp, under perioderna med högre total produktion medan monokristallina modulen Yingli Panda producerade lägst. För perioder med lägre total produktion var resultatet de motsatta. Sett till år 2017 producerade den texturerade multikristallina ITS ARC modulen mest. Bäst lämpad modul för användning på nordliga breddgrader tycks därför variera bero- ende på studerad period. Simulering av Kempersystemets produktion gav ca 1600 kWh/kWp mer än den uppmätta produktionen medan Degersystemets gav ca 140 kWh/kWp mer. Det- ta kan tyda på att Kempersystemets uppmätta produktion var lägre än väntat 2017.
Modulens temperatur och verkningsgrad påverkas av instrålad effekt och shuntmotstån- dets storlek påverkar mängden energi som modulen kan leverera. Modulerna som installeras på nordliga breddgrader bör vara bra vid diffust ljus, ha låga temperaturkoefficienter och resultatet tyder på att en texturerad yta kan vara att föredra. Modulernas information bör finnas tillgänglig via databladen samt att producenter och återförsäljare borde kunna bi- stå med den. För att komplettera dagens standardtest bör ytterligare ett test införas som motsvarar en mulen dag med lägre instrålad effekt.
Abstract
Today, international standard tests are performed on solar panels that represent the con- ditions of irradiation of a clear day. The irradiation conditions in the north of Sweden is different from more southern latitudes. At northern latitudes, the sun’s path is closer to the horizon, which results in a larger air mass ratio, less irradiation and a larger amount of diffuse light. This can affect the type of module that is best suited for use. At northen latitudes, additional tests might be needed that are not covered by the standard tests.
An irradiation analysis, production analysis and a simulation in the photovoltaic system software PVsyst were performed. The data for the irradiation analysis were retrieved for Kiruna, Luleå, Norrköping, Visby and Piteå. Measured data from SMHI and a local weat- her station in Piteå were compared with results from the solar irradiation model STRÅNG.
Measured data for the different locations were compared. The production analysis was pre- formed for two tracking systems, the Kempersystem and the Degersystem in Piteå 2017.
The production per type of module was compared within each system. The trackingsystems production for 2017 was simulated and compared with the measured production.
The result of the comparison between the irradiation of the different locations showed that the proportion of diffuse light in Luleå is more similar to Norrköping than Kiruna, even though Kiruna is located closer. STRÅNG often seems to underestimate the irradiation and appears to be better at modeling a clear day. The local weather station’s global horizontal irradiation matched well with measured irradiation from SMHI for Luleå 2017.
The production analysis showed that the solar panel CIGS QSmart produced the most in Wh/Wp during periods with high total production, while the solar panel Yingli Panda produced the least. For periods with low total production, the result was the opposite. The textured ITS ARC module had the highest production during 2017. According to the results, most suitable module for use at northern latitudes seems to vary depending on period stu- died. The simulated production of the Kemper system was approximately 1600kWh/kWp more than the measured production, while the Deger system had around 140kWh/kWp more. This may indicate that the Kemper system’s measured production was lower than expected in 2017.
The module’s temperature and efficiency are affected by the irradiation and the size of the shunt resistance that influences the amount of energy that the module can deliver. The modules installed at northern latitudes should be good at diffuse light, have low temperature coefficients and the result indicates that a textured surface may be preferable. The modules’
information should primarily be available in the data sheets, producers and retailers should be able to contribute with the information. To complement current standard test, another test should be introduced which corresponds to a cloudy day with less irradiation.
Innehåll
1 Inledning 5
2 Teori 6
2.1 Solinstrålning och ljus . . . 6
2.2 Luftmassförhållande och instrålad energi . . . 7
2.3 Sammansättning av ljus . . . 10
2.4 Solceller . . . 13
2.5 Solcellers funktion . . . 13
2.6 Dopning av solceller . . . 14
2.7 Processering och tillverkning av solceller . . . 15
2.8 Olika typer av solceller . . . 15
2.9 Utsläpp och återvinning . . . 18
2.10 Trackingsystem . . . 19
2.11 Standardiserade tester för solmoduler . . . 19
2.12 Soltimmar . . . 20
2.13 Påverkan av solens infallsvinkel . . . 22
2.14 Klimatdata . . . 23
2.15 Tidigare arbeten . . . 25
3 Metod 28 3.1 Systembeskrivning . . . 28
3.1.1 Trackingsystemen i Piteå . . . 28
3.1.2 Moduler monterade på trackingsystemen i Piteå . . . 29
3.1.3 SolarEdge . . . 30
3.2 Analys av instrålningsdata . . . 31
3.3 Analys av produktionsdata . . . 32
3.4 Simulering i PVsyst . . . 33
3.4.1 Importering av data . . . 34
3.4.2 Kempersystemet . . . 34
3.4.3 Degersystemet . . . 35
4 Resultat 37 4.1 Instrålningsdata . . . 37
4.1.1 Jämförelse SMHI Kiruna och Luleå . . . 37
4.1.2 Jämförelse SMHI för Kiruna, Norrköping och Visby . . . 41
4.1.3 Jämförelse data från SMHI och STRÅNG . . . 43
4.1.4 Jämförelse lokal väderstation, SMHI och STRÅNG . . . 49
4.2 Produktionsdata . . . 50
4.2.1 Kempersystemet 2017 . . . 50
4.2.2 Degersystemet 2017 . . . 54
4.2.3 Produktion 2017 . . . 57
4.3 PVsyst . . . 58
4.3.1 Kempersystemet . . . 58
4.3.2 Degersystemet . . . 59
5 Diskussion och slutsatser 61
5.1 Diskussion . . . 61
5.1.1 Osäkerheter i instrålningsdata och temperaturdata . . . 61
5.1.2 Jämförelse av olika instrålningsförhållanden . . . 61
5.1.3 Osäkerheter i produktionsdata . . . 63
5.1.4 Jämförelse av olika modulers produktion . . . 64
5.1.5 Osäkerheter i data gällande simulering . . . 65
5.1.6 Nordliga förhållanden . . . 67
5.1.7 Jämförelser med tidigare studier . . . 69
5.2 Slutsatser . . . 70
5.2.1 Rekommenderat fortsatt arbete . . . 71
A Bilaga: Datablad CIGS QSmart 75
B Bilaga: Datablad Suisse Soleil 77
C Bilaga: Datablad Yingli Panda 79
D Bilaga: Datablad ITS Economy 81
E Bilaga: Tabeller med data från modifierade PAN-filer 83
1 Inledning
Idag genomförs standardiserade tester på moduler som inte motsvarar förhållandena som råder på nordliga breddgrader. Instrålningsförhållanderna på nordliga breddgrader, så som i norra Sverige, skiljer sig åt från sydligare breddgrader. Antal soltimmar skiljer mer mellan sommar och vinter, instrålningseffekten är lägre, andelen diffust ljus är högre och solens höjd över horisonten är lägre. Eftersom verkningsgraden på solmoduler varierar med nivån och typen av instrålning så kan och att vissa moduler kan komma att lämpa sig bättre för användning på nordliga breddgrader.
Syftet med projektet är att ta fram vilka egenskaper som modulerna ska ha för att op- timera utbytet på nordliga breddgrader, ge förslag på hur konsumenter ska kunna ta del av denna information samt att eventuellt föreslå nya testsekvenser för modulerna som bättre speglar förhållandena på nordliga breddgrader. Detta med hjälp av att analysera instrål- ningsdata och produktionsdata för moduler som finns på två trackingsystem i Piteå. Målet med projektet är att slutligen kunna motivera vilken typ av modul som bäst lämpar sig för användning på nordliga breddgrader.
Frågeställningar som har behandlats under projektet
• Hur skiljer sig solinstrålningsförhållandena mellan nordliga och sydliga breddgrader?
• Vilka parametrar påverkas av instrålningens sammansättning och nivå?
• Med tanke på instrålningsförhållandena på nordliga breddgrader, vilka egenskaper bör solmodulerna som installeras ha?
• Hur bör solmodulernas data presenteras för att ett bra val av modul ska kunna göras på nordliga breddgrader? Hur ska konsumenterna kunna ta del av denna information?
• Bör modulerna testas på annat sätt för att bättre visa på om de har egenskaperna som de bör ha vid installation på nordliga breddgrader?
Mängden analyserad instrålningsdata och produktionsdata har avgränsats till intressanta tidsperioder samt perioder där systemen varit i drift. Instrålningsdata har studerats för olika år medan produktionsdata enbart har studerats för år 2017. Simuleringarna har utförts med vissa antaganden och förenklingar, samt att även de har avgränsats och enbart utförts för år 2017.
2 Teori
Här presenteras projektets litteraturstudie och relevant teori.
2.1 Solinstrålning och ljus
Jordens bana runt solen är elliptisk vilket medför att avståndet mellan jorden och solen varierar, och ligger mellan 147–152 miljoner kilometer beroende på vart i banan som jorden befinner sig. Att passera banan för jorden tar 365.25 dagar. Jorden har en lutning på 23,45◦ och roterar 360,99◦ per dag runt sin egen axel. (Masters, 2004) På norra breddgrader har solen en flack bana relativt horisonten vilket medför att solens uppgång och nedgång blir längre i jämförelse med breddgrader närmare ekvatorn, där solens uppgång och nedgång sker näst intill vinkelrätt vilket istället medför att gryningarna och skymningarna blir kortare.
(SMHI, 2019)
Enbart en bråkdel av effekten som solen avger tas emot av jorden, vilket är ungefär 3, 845 · 1026 W. Solkonstanten ligger på 1367 W/m2och anger strålningen utanför jordens atmosfär.
(Mertens, 2019)
Klarhetsindex, clearness index, är ett värde som brukar användas för att definiera en spe- cifik dags sol strålning jämfört med samma dags extra-terrestrial radiation, vilket innebär solens strålning utanför jordens atmosfär. Detta värde ligger vanligtvis mellan noll och ett och beror på de atmosfäriska förhållandena som råder. Om det är mycket moln och mer grumligt i atmosfären blir värdet för klarhetsindexet lägre, medan om det är klart blir det högre. (Mertens, 2019)
Det är vanligt att använda sig av solbanediagram som visar vart solen befinner, för att ge en indikation på sol förhållandena. Solbanediagrammen kan även inkludera ett skugg- ningsmönster. Ett exempel på ett solbanediagram över Piteå utan skuggningsmönster kan ses i Figur 1 nedan (Masters, 2004).
Figur 1: Solbanediagram över Piteå med solens azimutvinkel på x-axeln och höjdvinkel på y-axeln, hämtad från Mertens, 2019.
2.2 Luftmassförhållande och instrålad energi
Luftmassförhållandet (AM) är ett mått på hur atmosfärens absorption påverkar solljusets strålningsintensitet och ljusets spektrum fram till att ljuset träffar jordytan (Eke, Betts och Gottschalg, 2017). Luftmassförhållandet är baserat på sträckan som solens strålar passerar genom atmosfären vid en punkt på ytan, dividerat med den minsta möjliga vägen det kan passera, vilket är då solen står i zenit och befinner sig rakt ovan. Detta innebär att vid AM=1 så är solen rakt ovanför, och vid AM=0 så har ljuset inte passerat någon atmosfär.
Det kommer mindre energi till jordens yta desto mer atmosfär som solljuset passerar och samtidigt förskjuts spektrumet något mot längre våglängder. (Masters, 2004)
Luftmassförhållandet beroende på solens vinkel kan ses i Figur 2, där en mindre vinkel mot horisonten, en lägre infallsvinkel, innebär en lägre solhöjd och ett högre AM. Luftmass- förhållandet varierar även under dagen för en specifik plats. (Andrén, 2015) Vilket beror på att mängden vattenånga och aerosoler som ljuset passerar skiljer sig åt eftersom att ljuset passerar olika längd i atmosfären (Eke m. fl., 2017). På norra breddgrader har ljuset en lägre infallsvinkel jämfört med på sydliga breddgrader närmare ekvatorn där den är högre. När solen har en lägre infallsvinkel innebär det att ljuset passerar en större mängd luftmassor och ljusets sammansättning påverkas därför. (Andrén, 2015)
Figur 2: Figuren är hämtad från Skogsberg, 2018 och visar hur luftmassförhållandet, AM, förändras med en minskad vinkel mot horisonten.
Detta sker på grund utav att när ljuset har passerar atmosfären så påverkas det av spridning och absorption. Vilket innebär att ljusets spektrum förändras när det färdas genom atmo- sfären. Anledningarna till detta är att en del av ljuset reflekteras och sprids i atmosfären vilket medför en minskad mängd ljus som slutligen träffar jordytan. Ljuset kan också träffa partiklar som är mindre eller större än våglängden och orsaka spridning, vilket kallas för Rayleigh-spridning respektive Mie-spridning. (Mertens, 2019)
Molekylerna är också exalterade vid vissa våglängder vilket medför att de absorberar en del av strålningen, som i sin tur orsakar luckor i spektrumet, detta sker vanligen inom den infraröda regionen. (Mertens, 2019)
Vid ett luftmassförhållande på 1,5AM mottar jorden 835 W/m2 av solens strålning som direkt strålning. Däremot så mottas de ljus som har spridits som diffusstrålning. Strålning kan även reflekteras och spridas från marken, i vilken omfattning detta sker beror på mar- kens material, och för att beskriva detta används ett albedovärde (ALB). (Mertens, 2019) Infallsvinkeln och egenskaperna hos materialet påverkar reflektansen. Albedovärdet talar om hur mycket solinstrålning som reflekteras, eller mer precis hur mycket solinstrålning som sprids. Nysnö som reflekterar ljus bra har ett albedovärde på ungefär 0,8–0,9, medan asfalt som inte reflekterar ljus i samma omfattning har ett albedovärde på ungefär 0,15. Om un- derlaget inte är känt brukar ett medelvärde på 0,2 antas. (Mertens, 2019)
Mängden reflekterad instrålning kan beräknas genom att subtrahera direkt instrålning och diffus instrålning från total instrålning (Mertens, 2019). Större delen av solinstrålningen finns inom våglängdsområdet 300–4000 nm. Där kan man grovt uppskatta att 48 % av in- strålningen består av synligt ljus, 44 % av infrarött ljus och 8% ultraviolett ljus (SMHI, 2018).
Mängden instrålad energi i norra Skandinavien kan på årsbasis jämföras med mängden som inkommer i centrala Europa. Däremot så skiljer sig fördelningen av energin mer mel- lan olika årstider i norra Skandinavien. Större andelen av instrålningen sker under långa sommardagar medan det sker desto mindre under vintern. (Good, Persson, Kleven, Norton och Boström, 2011) Under sommardagarna rör sig solen drygt 300◦över himlen, vilket inte är optimalt vid användning av fixerade system (H. Persson, Kleven, Norton och Boström, 2012). Mängden global instrålning under ett normalår i Sverige kan ses i figur 3 nedan, där ett mörkare område representerar mer instrålad energi per kvadratmeter än ett ljusare.
Figur 3: Figuren visar årlig global instrålning i Sverige för ett normal år, hämtad från SMHI, n.d.
Hur stor den instrålade effekten på en horisontell yta är skiljer sig åt beroende på vart på jorden man befinner sig. Det beror på att infallsvinkeln från solen är olika beroende på breddgrad. Sverige som befinner sig på nordliga breddgrader har ett medelvärde på den instrålade effekten på ungefär 1000 kW/m2. Medan ett område nära medelhavet har ungefär 1600 kW/m2, och ett ökenområde som har ett förhållandevis stort antal soltimmar per år och hög intensitet ligger på ungefär 2500 kW/m2. (Andrén, 2015) Medelvärdet på den årliga instrålade effekten skiljer även inom Sverige där de norra delarnas instrålade effekt är ca 100–200 kW/m2 lägre än för de södra delarna.
2.3 Sammansättning av ljus
Ljuset som träffar solcellen består av direkt instrålning, diffus instrålning och reflekterad in- strålning. Den direkta instrålningen går i en rak linje genom atmosfären till solcellen medan den diffusa instrålningen har blivit utspridd i atmosfären av molekyler och aerosoler. Den reflekterade instrålningen har stött på någon yta eller marken i närheten och reflekterats mot cellen. Det är svårt att uppskatta mängden diffus instrålning eftersom att den kan spri- da ut sig med hjälp av partiklarna och fukten som finns i atmosfären och reflekteras genom molnen. En del av det diffusa ljuset reflekteras även tillbaka till himlen där det sedan sprids igen. (Masters, 2004) I Figur 4 går det att se en uppskattning på fördelningen av direkt instrålning, diffus instrålning och reflekterad instrålning som kommer in mot jorden.
Figur 4: Figuren visar hur jordens inkommande ljus kan reflekteras och absorberas på väg ned till jordytan, hämtad från Solportalen, 2018.
För att mäta solinstrålning finns det olika typer utav enheter. Pyranometer är en enhet som mäter totala instrålningen inom ett synfält på 180◦ medan pyrheliometer är en annan som enbart mäter den direkta strålningen, vilket den gör genom att kolla på solen genom ett smalt kollimeringsrör. För att kunna mäta mängden diffusstrålning kan man montera en skugganordning på pyranometern. Man kan även mäta ljusets våglängder genom att använ- da filter på pyranometern. (Masters, 2004)
I Figur 5 nedan går det att se spektral strålning samt våglängd för solljus utanför jor- dens atmosfär (AM=0), en svart kropp samt solljus innanför jordens atmosfär (AM=1,5).
Figur 5: Grafen visar spektral strålning samt våglängder för ljus under olika förhållanden, hämtad från Mertens, 2019.
I Figur 6 går det att se instrålningens våglängdsberoende för olika typer av ljus. Där mot- svarar det extraterrestriala ljuset solljuset utanför jordens atmosfär vid AM=0, de övriga ljustyperna direkt, globalt och diffust motsvarar det solljus som träffar jordens yta vid AM=1,5.
Figur 6: Grafen visar spektral strålning beroende på våglängd för ljus vid AM=0 samt för direkt, diffust och globalt ljus vid AM=1,5, figuren är hämtad från Singh och Agrahari, 2018.
Det lokala vädret påverkar till stor del hur mycket utav ljuset som når fram till markytan, detta beror framförallt på ökad reflektion i moln. Vid kusten där det oftare är klart väder fås det därför mer direkt solinstrålning än inåt landet. (Andrén, 2015) Eftersom att ljuset når jorden med en lägre vinkel på norra breddgrader, innebär det att de behöver passera en större mängd luftmassor än närmare ekvatorn. Vilket bidrar till att andelen diffust ljus kommer att vara högre på norra breddgrader. (Kleven och Persson, 2015)
Under en molnfri dag när solen står väldigt högt brukar den direkta instrålningen ligga runt 80–85 % medan den diffusa instrålningen står för resterande 10–15 % utav strålningen som träffar markytan (Eke m. fl., 2017) (Landbris och Thunqvist, 2018). Allt eftersom att solens vinkel över horisonten minskar under dagen ökar den diffusa instrålningen tills den har nått 40 % vid en solvinkel på 10◦ över horisonten (Eke m. fl., 2017).
I Sverige är det i genomsnitt under året omkring 50 % av ljuset som är diffust (Lagergren och Meisner, 2017). Under åren 1999–2007 mätte SMHI upp att andelen diffus instrålning var mellan 43–57 % (Styidh, 2016). Större delen av det diffusa ljuset i Sverige sker under vintern, där ungefär 80 % av ljuset är diffust, medan under sommaren är det enbart ungefär 20 % av ljuset som är diffust (Lagergren och Meisner, 2017).
2.4 Solceller
En solcell är en optoelektronisk enhet som kan omvandla solenergi till elektrisk energi. Idag är solceller tillverkade av kristallint kisel de vanligaste på marknaden men andra halvledare finns och är under utveckling. (Singhn och Ravindra, 2012) Nedan beskrivs kortfattat hur en typisk kisel solcell fungerar, vad den består av samt kort om tillverkning och olika typer av solmoduler.
2.5 Solcellers funktion
Kisel är en halvledare och finns i många solceller. Med halvledare menas att den leder ström men inte i lika stor omfattning som metaller, exempelvis koppar men heller inte lika dåligt som en isolator som exempelvis glas eller porslin (Andersen, 2018). Vid framställningen av solceller är kisel ett viktigt ämne. Kisel har fyra valenselektroner och binder sig sam- man i form av en regelbunden struktur, kristallgitter/diamantstruktur. Detta är möjligt eftersom att atomerna binder sig samman med närliggande atomer genom att med kova- lenta bindningar dela valenselektroner. Dessa binder sig samman med varandra i form av en regelbunden struktur, diamantstruktur vilket kan ses i Figur 7. Detta innebär att kisel atomerna fyller sitt yttersta skal och uppnår ädelgasstruktur. (Mertens, 2019)
Figur 7: Figur över hur kiselatomerna binder sig samman till diamantstruktur, hämtad från Petersson, 2012.
Genom den fotovoltaiska effekten kan solljus omvandlas till el i solcellen. Det fungerar ge- nom att solljuset, som består av fotoner med en viss mängd energi, träffar en solcell där ett antal elektroner kommer att få tillräckligt med energi för att öka sin energinivå och bli till fria elektroner. (Bhubaneswari, Iniyanb och Goicc, 2011)
Mellan valensbandet, där valenselektronerna befinner sig, och ledbandet, som är nästkommande energiband, så finns det ett energigap som kallas för bandgap (Mertens, 2019). Infallande ljus som innehåller fotoner med mer energi än bandgapet, kan enbart användas för att excitera en elektron och förflytta den till ledningsbandet. Energiöverskottet som blir kvar omvandlas till värme och ses som en termisk förlust. Ljus som innehåller fotoner med mindre energi än bandgapet kan inte absorberas och ses enbart som en förlust. (Uppsala Universitet, n.d.) Detta kallas för elektron-hål-par generering, medan fenomenet där en elektron faller tillba- ka till sitt band kallas för elektron-hål-par rekombination. Inom kristallen sker båda dessa
fenomen kontinuerligt. Om temperaturen i kiselkristallen ökar medför det att bandgapet minskar och elektronerna får mer energi. Vilket i sin tur medför att en foton med lägre energi behövs för att elektronen ska kunna ta sig över bandgapet för att sedan hamna i ledningsbandet. (Mertens, 2019)
När elektronen lämnar sin plats bildas ett hål, en närliggande elektron flyttar dit vilket medför att även nästa elektron gör det, och den efter det gör det osv. och därför menar man på att hålet flyttar i motsatt riktning till elektronerna och bidrar till ledningsförmå- gan. Förflyttningen av hålet tar ungefär en tredjedel av hastigheten som förflyttningen av elektronerna tar. (Mertens, 2019)
2.6 Dopning av solceller
För att uppnå en bra ledningsförmåga behöver kiselkristallen dopas. Vid dopningen till- sätter man mindre mängder av andra grundämnen vilket ändrar egenskaperna hos kislet.
Man tillsätter alltså andra atomer till kiselkristallen. Vid n-dopningen innebär det att man tillsätter atomer som har en valenselektron mer än de övriga atomerna. Detta görs för att få en fri elektron vid rumstemperatur. (Mertens, 2019) I Figur 8a) går det att se en förenklad bild över rent kisel och i Figur 8b) kisel som är n-dopat med fosfor.
För att få önskad obalans mellan antal hål och fria elektroner måste även den andra si- dan dopas. P-dopningen innebär istället att man tillsätter atomer med en valenselektron mindre. Detta görs för att det ska finnas hål över, vilket resulterar i att en närliggande elektron vandrar dit och hålet förflyttas. (Mertens, 2019) I Figur 8c) går det att se kisel som är p-dopat med bor.
Figur 8: Förenklad tvådimensionell figur över a) rent kisel, b) kisel n-dopat med fosfor och c) kisel p-dopat med bor, hämtad från Petersson, 2012.
Ett elektriskt fält kan bildas genom p-n-dopningen i form av en p-n-övergång och utgör separerande mekanism för att generera ström. Genom diffusion vandrar lösa elektroner till p- sidan och hålen till n-sidan. Därefter finns det nästan inga lösa elektroner eller hål kvar och de fasta överskottsladdningarna ökar. Genom det elektriska fältet så trycks sedan elektronerna tillbaka till n-sidan och hålen till p-sidan. (Mertens, 2019)
2.7 Processering och tillverkning av solceller
Kislet måste genomgå en reningsprocess för att kunna användas för framställningen av sol- moduler. Polykisel som framställs ska ha en renhet på minst 99,999 %. För att omvandla polykristallint kisel till monokristallint kisel eller multikristallint kisel måste det genomgå ytterligare en process, där framställningen av monokristallint kisel är mer omfattande. Efter att kislet har framställts beskärs det i skivor (wafers) och behandlas, för att ta bort even- tuella skador, förorening på ytan eller för att texturera ytan. (Mertens, 2019)
Genom fosfordiffusion skapas n-dopningen och från att cellen bränns så skapar man en diffusion av aluminium som bidrar till en ökad p-dopning (Mertens, 2019).
För att minska förluster via reflektion beläggs ytan av kislet med ett transparent mate- rial. Denna beläggning underlättar för överföringen av rött, grönt och gult ljus i cellen.
(Masters, 2004) Efter ytbehandlingen monteras kontakter på fram- och baksidan för att kunna ta emot och skicka elektroner. Cellen värms sedan upp för att metallerna ska härdas och slutligen görs en kantisolering runt cellen. (Mertens, 2019)
Solcellerna integreras i solmoduler där de oftast seriekopplas och omsluts mellan två la- ger av etyl-vinyl-acetat. Det täcks sedan av folie på baksidan och en glasskiva på framsidan innan de värms upp under vakuum. Slutligen brukar en ram av aluminium monteras runt modulen för att försluta kanterna och öka hållfastheten. I vissa fall tillverkas modulerna med en glasskiva på vardera sida, istället för en sida med folie. Vilket är vanligt bland annat för takintegrerade solceller. (Mertens, 2019) Detta kan däremot bidra med ökad vikt på solmodulen.
Sammankoppling av solceller kan genomföras som parallellkoppling eller seriekoppling. Vid parallellkoppling har alla cellerna lika stor spänning medan dess strömmar adderas. Det mot- satta gäller för seriekoppling, där cellerna har lika stor ström medan spänningen adderas.
Vid skuggning av parallellkopplade celler så minskar spänningen, medan för seriekopplade celler så minskar strömmen. För att minimera förlusterna som kan ske vid skuggning kan man använda sig utav bypass-dioder. Dessa kopplas då parallellt till solcellen och fungerar som en brygga runt cellen vid eventuell skuggning. (Mertens, 2019)
För att uppnå önskad spänning och ström från modulerna så seriekopplas de först i form av strängar, som sedan kopplas ihop parallellt. I slutet på varje sträng brukar det finnas en strängdiod, eller mer aktuellt idag en strängsäkring för att säkra vid jordfel eller kortslut- ning. (Mertens, 2019)
2.8 Olika typer av solceller
Vilket våglängdsområde som en viss typ av solcell är bäst anpassad för ges av dess kvantef- fektivitet och spektralrespons. Med kvanteffekt menas förhållandet mellan antal fria elektro- ner inom cellen och antal fotoner som faller in mot cellen. Kvanteffekt anges antingen som fotonenergi eller som en funktion av våglängden. Extern kvanteffekt innefattar optiska för- luster medan med intern kvanteffekt inte innefattar de optiska förlusterna utan syftar på de kvarvarande fotonernas förmåga att generera fria elektroner. (PVeducation, 2019a)
Spektralresponsen innebär istället förhållandet mellan strömmen som cellen producerar och det infallande ljusets effekt. Detta förhållande mäts vid solcellen och där efter kan kvan- teffekten beräknas. Vid kortare våglängder minskar spektralresponsen, vilket beror på att varje foton har en stor mängd energi vid korta våglängder och energin som blir över efter att ha frigjort en elektron omvandlas till värme och ses som en effektförlust i solcellen. I Figur 9 nedan går det att se spektralresponsen för en kiselsolcell under glas. Där går det att se att för korta våglängder absorberar glaset större delen av ljuset medan för de längre våg- längderna så faller spectralresposen till noll eftersom att fotonerna inte har nog hög energi.
Däremellan ligger kiselsolcellen närmre den ideala cellen. (PVeducation, 2019b)
Figur 9: Kurva över spektralresponsen från en solcell av kisel under glas, hämtad från PVe- ducation, 2019b.
I Figur 10 nedan går det att se spektralresponsens beroende av våglängd för solceller av monokristalint kisel, multikristallint kisel, tunnfilmssolcellerna CdTe och CIGS samt några fler solcellstyper (PVPreformance, 2018).
Figur 10: Kurva över spektralresponsen för olika typer av solceller, hämtad från PVPrefor- mance, 2018.
Idag består närmare 90 % av världens solceller av någon sorts kisel. Vid en jämförelse mellan moduler av monokristallint och polykristallint kisel och tunnfilmsmoduler så har moduler av monokristallint kisel högst verkningsgrad, se Tabell 1, samt att de även har en utav de längre livslängderna på ungefär 25 år. Däremot genomgår de monokristallina solcellerna som tidigare nämnt, en mer omfattande framställning och är därför något dyrare. Effekten avtar med en ökad temperatur, men inte i samma omfattning som för de polykristallina solmodulerna. (Maehlum, 2018)
Solmoduler av polykristallint kisel har en lägre verkningsgrad än de monokristallina vil- ket även de går att se i Tabell 1. De har därför även en lägre yteffektivitet, vilket innebär att utrymmet de behöver för att ha samma nominella effekt som monokristallina solmoduler är större. De är däremot är enklare att framställa och även billigare att införskaffa än de monokristallina. (Maehlum, 2018)
Det finns olika kategorier av tunnfilmssolceller beroende på vilka material som används.
Exempel på dessa är kadmium tellurid (CdTe), amorft kisel (a-Si) och koppar indium gal- lium selenide (CIS/CIGS) (Maehlum, 2018). Tunnfilmssolceller är tunnare än kristallina kiselsolceller och kräver heller inte lika hög komplexitet hos cellförbindelserna vilket gör dem mer lämpade för massproduktion. De går även att tillverka tunnfilmssolceller som är så pass tunna att de tillåter fotoner som inte blir absorberade att vandra genom materialet.
Vilket medför att de blir semitransparenta och kan därför monteras på fönster. (Masters, 2004) De har däremot en lägre verkningsgrad än andra solceller tillverkade av kristallint kisel vilket kan ses i Tabell 1 (Maehlum, 2018).
Tabell 1: Tabell över olika typer av solmodulers verkningsgrad, värden till tabellen är häm- tade från (Maehlum, 2018).
Verkningsgrad Monokristallin 15–20 %
Polykristallin 13–16 %
Tunnfilm 7–13 %
Det går att beräkna verkningsgraden på en solcell genom att dividera den elektriska effekten med den instrålade effekten. Med en ökad temperatur minskar kiselsolcellens verkningsgrad med ungefär 0,4–0,5 %/◦C (Mertens, 2019). En temperatursänkning på 20◦C medför därför en ökad verkningsgrad på ungefär 10 %. Däremot sjunker verkningsgraden på modulerna med nivån på ljuset, men det varierar även mellan olika moduler (Kleven och Persson, 2015).
2.9 Utsläpp och återvinning
De sista åren har intresset för solceller ökat, och med detta så ökar även behovet av åter- vinning (Klugmann-Radziemskaa, Ostrowskia, Drabczykb, Panekb och Szkodo, 2010). Vid framställningen av solmoduler kan det förekomma utsläpp från fossila bränslen, trots att solmodulerna vid användning inte anses ha några utsläpp i den aspekten. Det är därför nödvändigt att ta hänsyn till hela modulens livscykel vid analys rörande solmodulens ut- släpp. (Fthenakis, 2009)
Tiden som anläggningen måste producera för att komma upp i den mängd energi som gick åt vid framställningen benämns amortization tid. Ett annat begrepp är ERoEI (Ener- gy Returned on Energy Invested ) som representerar mängden energi som solanläggningen producerar under sin livstid jämfört med den nödvändiga energin som krävdes för dess pro- duktion. (Mertens, 2019)
Solceller med kristallint kisel är idag de vanligaste på marknaden, och i dessa så står kisel- skivorna för drygt 65 % av solcellens totala kostnad. Vilket bidrar till att de är det mest lönsamma ur kostnads synpunkt att återvinna ur modulen, men även de är även lönsamt ur hållbarhetssynpunkt eftersom att kisel finns i begränsad mängd trots att det är ett vanligt ämne. (Klugmann-Radziemskaa m. fl., 2010)
Återvinningsprocessen består av två huvudsteg, det första är en separation av komponenter.
Vilket genomförs termiskt och material som glas, aluminium ramen, plast, koppar och stål avlägsnas. Därefter sker en rengöring av ytan på solcellen och de antireflektiva lagret, p-n- dopningen och metallelektroderna avlägsnas kemiskt. Kiselskivorna går sedan att använda som substrat för framställning av nya solceller. (Klugmann-Radziemskaa m. fl., 2010) Tunnfilmssolceller har en mindre mängd giftiga utsläpp under sin livscykel än andra solceller baserade på kisel samt andra konventionella kraftsystem. Däremot så förkommer utsläpp i form av tungmetaller som exempelvis kadmium, från CdTe tunnfilmssolceller men från en jämförelse mot ett konventionellt kraftsystem så är det ungefär en hundradel så lite.
(Fthenakis, 2009)
2.10 Trackingsystem
Ett trackingsystem är en typ av markmonterad solanläggning. Det finns både tvåaxlade och enaxlade trackingsystem (Mertens, 2019). De tvåaxlade trackingsystemen spårar solen i bå- de höjdvinkeln och azimutvinkeln, medan ett enaxlat system spårar i antingen höjdvinkeln eller azimutvinkeln. Det är vanligast att de enaxlade trackingsystemen har en fixerad lutning längst nord och syd, medan systemet spårar från öst till väst. (Masters, 2004) Däremot kan det löna sig att den fixerade lutningen är från öst till väst, medan systemet spårar längst nord och syd beroende på breddgrad, årstid och solens vinkel över horisonten.
Tvåaxlade trackingsystem behöver oftast stå en bit ifrån varandra för att undvika skuggning av närliggande system när solen ligger lågt. Det är vanligast att använda sig av en astrono- misk spårare som alltid riktar sig mot solen oavsett om den är synlig eller inte. (Mertens, 2019) Den fungerar genom att en algoritm beräknar vart solen bör ligga, beroende på geo- grafisk placering, dag och tid, och där efter riktas modulerna i den optimala vinkeln mot solen. En annan variant på spårning är optiskljusspårare, som använder sig av ljussensorer och en algoritm för att hitta den ljusaste punkten och sedan rikta modulerna dit. (Kleven och Persson, 2015) Denna typ av spårare kan därför stå i en annan riktning än vart solen be- finner sig en mulen dag, beroende på vart den ljusaste punkten befinner sig (Mertens, 2019).
Med ett trackingsystem ökar man mängden direkt strålning medan den diffusa strålning- en är nästintill densamma som för ett fixerat system (Mertens, 2019). Trackingsystemen har högre investeringskostnad och högre underhållskostnader än ett fixerat system. De går även åt el för att kunna utföra spårningen av solen, man brukar uppskatta energikonsum- tionen som trackingsystemet kräver till ungefär 10 % av vad den producerar. (Eldin, H.A och Kandil, 2016) Trackingystemen kan vid kraftig blåst ställa sig i horisontellt stormläge, för att undvika skador.
2.11 Standardiserade tester för solmoduler
Syftet med att testa modulerna är att bestämma hur den elektriska prestandan varierar med lasten (IEC, 2005). För att se om solmodulerna lever upp till tillverkarnas kravspecifikation testas modulerna vid ett standard testförhållande (STC). Detta test är internationellt och görs för att testa modulens toppeffekt. (Abdulkader, 2018) Under verkliga förhållanden vid utomhus montering påverkas modulens prestanda mycket av miljön, speciellt faktorer som påverkar modulens temperatur, den infallande strålningen samt instrålningens spektrum (Eke m. fl., 2017).
Under STC testas modulerna vid 1000 W/m2, vilket anses rimligt eftersom det går under en molnfrisommardag att mäta upp effekter inom det området på en vertikal yta. Spektrumet testet utförs vid motsvarar 1,5 AM. Detta värde är satt eftersom att de uppkommer under vår och höst, och det går därför att se det som ett årligt medelvärde. (Mertens, 2019) Standard testet utförs vid 25◦C och utan någon vindhastighet. Detta medför att de normala förhållandena som modulen kommer utsättas för sällan motsvarar standard testförhållande- na (Belsby, 2015). STC testet sker genom att modulen hålls konstant vid 25◦C och utsätts för en instrålning på 1000 W/m2, som kan vara från naturlig eller simulerad källa, medan ström och spännings karaktäristiken registreras (IEC, 2005).
Det finns ytterligare ett test, normal driftcellstemperaturtestet (NOCT). Där är solstrål- ningen och temperaturen är något mindre på 800 W/m2och 20◦C, samt att en vindhastighet på 1 m/s inkluderas (Belsby, 2015). Detta test utförs för att bestämma drifttemperaturen vid öppen krets för en cell monterad på en modul, vilket ligger i vanliga fall ligger mellan 42–50◦C (Sharma och Chandel, 2013). NOCT testet sker genom att modulen värms upp tills den har en konstant temperatur och utsätts för instrålning på 800 W/m2, vilket även här kan komma från en naturlig eller simulerad källa, medan ström och spännings karaktäristiken registreras (IEC, 2005).
2.12 Soltimmar
Antal soltimmar skiljer sig åt mellan olika breddgrader och årstider. I Sverige ligger antalet soltimmar per år på ungefär 1800 (Currentresults, 2019), där det varierar mellan 1100–
1900 timmar per år beroende på placering inom Sverige. Det är en större andel soltimmar nära kusten och större sjöar, medan det är lägre i fjällen (Olovsson, 2018). Detta går att se i Figur 11 nedan som motsvarar ett normalår för perioden 1961–1990.
Figur 11: Soltimmar i Sverige under ett år av normalperioden 1961–1990, hämtat från SMHI, 2017b.
Motsvarande siffra för totalt antal soltimmar per år är ungefär 1600 för Tyskland, medan ett solrikare land som Italien ligger på omkring 2000 timmar. Detta givet av data som samlats under längre perioder på närmare 30 år. (Currentresults, 2019) Soltimmarna i Sverige, och övriga norra Skandinavien, skiljer sig mycket åt beroende på årstid. I Figur 12 nedan går det att se soltimmar för maj månad år 2008 för Sverige. Där går det att avläsa att det rör sig om närmare 300–400 soltimmar längst svenska kusten. (SMHI, 2017c)
Figur 12: Soltimmar i Sverige och närliggande länder, under maj månad 2008 hämtad från SMHI, 2017c.
Global brightening är ett begrepp som används för att beskriva förljusningen. Med detta menas ett snitt på hur mycket den instrålade effekten har ökat de senaste åren (Kleven och Persson, 2015). Motsatsen till Global brightening är Global dimming som istället beskriver förskymmning. Fenomenet Global dimming uppmärksammades under 1990-talet och ansågs ha förekommit mellan 1950–1980 i Amerika, Kina, Japan och Europa. Vid 2000 började den motsatta trenden istället uppmärksammas, Global brightening genom analys av data från 1980 och framåt. Efter år 2000 är däremot Global brighteningen inte lika tydlig som den var mellan 1980 till 2000, den är mer lokal och tycks fortsätta i Europa och Amerika medan den ser ut att ha avtagit i Japan, och i Kina tycks istället Global dimming råda efter 1990.
(Wild, 2011)
Båda fenomenen antas vara kopplade till förändringar av atmosfärens genomskinlighet vil- ket i sin tur beror på aerosoler, radioaktiva gaser och moln. Mängden aerosoler i atmosfären påverkas av typen och mängden utsläpp. Det går även att se viss följsamhet i Global brighte- ning och Global dimmning med finanskriser och ökningar i utsläpp under dessa perioder.
Den följsamheten är däremot lättare att avläsa på norra halvklotet. (Wild, 2011) I Sverige har det gått att avläsa en Global brightening på i snitt 0,3 % per år, mellan åren 1983–2012 (Kleven och Persson, 2015).
2.13 Påverkan av solens infallsvinkel
Eftersom att solljuset måste passera mer luftmassor vid en lägre infallsvinkel så bidrar det till att ljusintensiteten minskar och mängden instrålad effekt påverkas. När solen ligger lågt på himlen är intensiteten lägre och andelen diffust ljus högre. När solen står i zenit är inten- siteten som högst vilket medför att även utbytet hos solcellen är som högst då. (Landbris och Thunqvist, 2018) Med en lägre vinkel på solen behövs modulerna vinklas upp mer så att solstrålningen ska kunna träffa modulens yta (Meyer och van Dyk, 2004).
Storleken på shuntmotståndet hos solcellen påverkar dess ljusprestanda. Ett mindre shunt- motstånd bidrar till en minskad ljusprestanda hos mono- eller multikristallina celler vid låg ljusintensitet. Storleken på både shuntmotståndet och seriemotståndet påverkar prestandan hos solcellen, men storleken på shuntmotståndet påverkar mest och kan påverka den årliga avkastningen hos solcellen upp till 10 %, samt att den ger en grov uppskattning på ljuspre- standan vid låg ljusintensitet. (Grunow m. fl., 2004) Genom att placera två moduler med olika stora shuntmotstånd bredvid varandra under en molnig dag kan man se detta. Den modulen som har det högre shuntmotståndet kommer att leverera en större mängd energi än den med det mindre shuntmotståndet. (Landbris och Thunqvist, 2018).
Beroende på instrålningen så kommer temperaturen i solcellen att påverkas och i sin tur även effekten, men vid en låg ljusintensitet så begränsas temperaturökningen i cellen. Detta beror på att när temperaturen ökar i solcellen så leder det till att bandgapet hos halvledaren minskar. Vilket medför att det behövs lägre energi för elektronerna att bryta bindningen, som i sin tur påverkar att kortslutningsströmmen ökar. Öppna kretsspänningen minskar men i högre takt än vad strömmen ökar vilket resulterar i en lägre effekt hos solcellen. Detta går att se grafiskt i figur 13. (PVEducation, 2019)
Figur 13: Schematisk graf som visar hur ström och spänning förändras med en ökad tem- peratur hos solcellen. Den blåa linjen är före temperaturökning medan den röda är efter temperaturökning.
Beroende på ljusets våglängd så kan fotonerna transmitteras, reflekteras eller absorberas av ett material. När de transmitteras eller reflekteras från solcellen så räknas det som förluster.
För att veta hur långt ljus med en specifik våglängd kan penetrera in i ett material använder man sig utav materialets absorptions koefficient. Med en låg absorptions koefficient, menas att materialet är dåligt på att absorbera ljus. (Landbris och Thunqvist, 2018)
Ren kisel har en reflektans på ungefär 35 % vid maximal solintensitet och en våglängd på ca 600 nm. Genom att texturera ytan kan man minska reflektionen ned till ca 20 %, och ytterligare ned till ca 3 % genom att använda sig utav ett antireflekterande lager. Genom en lägre reflektans så förbättras verkningsgraden hos solcellen. (Meyer och van Dyk, 2004) Det är inte alla material som passar att använda som antireflekterande yta över solcellen.
Det är heller inte fysiskt möjligt att förhindra reflektion helt. I Figur 14 nedan går det att se en jämförelse mellan reflektionen hos rent kisel, kisel med en legering av kiseloxid (SiO2) och kiselnitrid (Si3N4). (Mertens, 2019)
Figur 14: Beräknad reflektionsfaktor i förhållande till våglängd för rent kisel, kisel med legering av kiseloxid samt kiselnitrid, d motsvarar tjockleken på det antireflektiva lagret.
Figuren är hämtad från Mertens, 2019.
Vid användning av solmoduler utomhus omvandlas i regel ca 15 % av den instrålade energin till elektricitet medan ca 85 % blir förluster. Av dessa förluster så avges en stor del i form av värme men det sker även reflektionsförluster (Meyer och van Dyk, 2004).
2.14 Klimatdata
Olika meteorologiska förhållanden påverkar solmodulerna, exempelvis nederbörd, vindhas- tighet, omgivningstemperatur och instrålning. Instrålningsdata är viktigt för att veta hur mycket energi som träffar panelerna. Instrålningsdata kan loggas och mätas för att sedan jämföras med modulernas produktionsdata. (Abdulkader, 2018) Mängden moln påverkar instrålningen. Detta syntes tydligt vid en jämförelse som gjordes mellan Visby och Växjö, som ligger 0,74◦ breddgrader ifrån varandra. Där visade det sig att Visbys globala instrål- ning var ungefär 12 % högre än Växjös. (T. Persson, 1999) Höga temperaturer medför sämre prestanda hos solcellerna och därför är det också viktigt med omgivningens temperaturdata.
Mängden energi som når jorden mäts via satelliter eller markstationer. Där data från mark- stationer är att föredra eftersom att de speglar de verkliga förhållandena som råder där, förutsatt att mätutrustningen är korrekt kalibrerad och underhållen. (Lockertsen, 2015) Studier har däremot visat att interpolerad instrålningsdata från markstationer som är be- lägna mer än 30 kilometer från avläsningsplatsen är mindre precis än data från geostationära satelliter (Huld, Müller och Attilio, 2012). En typisk databas innehåller sparad data från ungefär 15–45 år, där minst ett år ska vara ett extremt minimum med ovanligt lite instrålad energi (Vignola, Grover, Lemon och Andrew, 2012).
Idag använder sig de flesta klimatmodellerna av en semi-empirisk metod där mark obser- vationer kombineras med satelliter. Snö och moln påverkar satelliternas avläsning och dess noggrannhet. På grund av jordens krökning så begränsas användningen av satelliter, efter 60–66◦N antas användbarheten avta. (Lockertsen, 2015) Detta beror på att längst ekvatorn används geostationära satelliter som alltid levererar bilder över samma område. Vilket skil- jer sig från de polära satelliterna som istället kretsar runt polerna och levererar olika vyer av jorden vid olika tidpunkter. Vilket i sin tur beror på att jorden hinner snurra ungefär 25◦ för varje varv som den polära satelliten tar sig runt jorden. (SMHI, 2017a)
Den direkta normala instrålningen förväntas ha ett varierande systematiskt fel beroende på klimatdatans breddgrad. Det har beräknats vara ungefär −15,7 % på breddgrader över 60◦N i jämförelse med 2,4 % vid breddgrader under 60◦N. (Kleissl, 2013) Luftmassförhållan- det påverkas med en lägre solvinkel vilket bidrar det till ytterligare osäkerheter i satelliternas data. Instrålningsdatan blir därför mer eller mindre beroende av väderförhållandena bero- ende på breddgrad. (Lockertsen, 2015)
För att uppskatta utbytet från solanläggningar används instrålningsdata från olika data- baser beroende på solanläggningens geografiska placering. Det finns flera databaser som innehåller instrålningsdata. (Huld m. fl., 2012) På norra breddgrader är det viss problem med satelliternas räckvidd, eftersom inte alla databaser täcker områden norr om 58◦N, samt att det finns ökad osäkerhet av instrålningsdata på norra breddgrader (Lockertsen, 2015).
SMHI, Sveriges meteorologiska och hydrologiska institut har en instrålningsmodell som kallas STRÅNG. Modellen är enbart validerad för Sverige, men täcker norra Europa och har data från 1999 och framåt (Lundström, 2012) (Lockertsen, 2015). STRÅNG:s avstånds och tids- mässiga upplösning samt dess räckvidd går att avläsa i Tabell 2 (Landelius, 2012). STRÅNG modellen använder kombinerad data från både mark observationer och från satelliter (H.
Persson m. fl., 2012).
En annan databas är SolarGis. Instrålningsdatan för SolarGis sträcker sig inte längre än 60◦N, vilket kan ses i Tabell 2, samt att de menar på en högre osäkerhet efter 50◦N (Loc- kertsen, 2015). SolarGis upplösning för både tid och avstånd går även den att avläsa i Tabell 2 (Landelius, 2012).
NASA Surface meterology and Solar Energy, NASA SSE, är en fri databas som har data från 1983–2005 (Lockertsen, 2015). Den innehåller data rörande instrålning och meterologi vilkets upplösning för tid och avstånd samt dess räckvidd går att avläsa i Tabell 2 (Landelius, 2012).
Databasen Photovoltaic Geographical Information System, PVGIS har data från Europa för 1981–1990 och består av en interpolering av 560 markstationers data. PVGIS valide- rades 2007 med Climate Monitoring Satellite Application Facility, CMSAF, och en uppda- terad databas PVGIS-CMSAF skapades (Lockertsen, 2015). PVGIS-CMSAF saknar data från norr om 58◦N i Europa, där osäkerheten som råder vid norra breddgrader främst är anledningen (Huld m. fl., 2012). Databasens upplösning samt räckvidd går att se i Tabell 2 nedan (Landelius, 2012).
Databasen CMSAF uppdaterades 2015 och behandlar sedan dess data mellan ±65◦ bredd- grader och ±65◦längdgrader, från åren 1983–2013 (Lockertsen, 2015). Precis som för ovan nämnda databaser finns även dess avstånds och tidsmässiga upplösning samt räckvidd an- givet i Tabell 2 (Landelius, 2012).
Meteonorm 7 är främst baserat på markstationer men använder sig även utav satellitdata för att förbättra uppskattningen vid platser som är belägna längre ifrån aktuell marksta- tion. Den innehåller data från 1961–2000 och täcker breddgrader mellan ±60◦ (Lockertsen, 2015). Databasen innehåller meteorologisk data och bygger på över 23 års erfarenhet (In- eiche, 2011). Upplösningen för avståndet beror på version av Meteonorm samt geografisk placering, exempelvis för Europa mellan 2004–2009 var upplösningen mer noggrann på 2–
3 km. I Tabell 2 nedan visas ett senare värde på avståndsupplösningen, som gäller för större delen av världen, samt den tidsmässiga upplösningen och räckvidden (PVsyst, n.d.-c).
Tabell 2: I Tabellen nedan går det att avläsa de nämnda databasernas upplösning, både gällande avstånd och tid samt dess räckvidd. Data i tabellen är hämtat från (Landelius, 2012), (Lockertsen, 2015) och (Huld, Müller och Attilio, 2012).
Upplösning [avst.] Upplösning [tid] Räckvidd
STRÅNG 10 km Timvis Norra Europa, 72◦N
SolarGis 3 km 15 min 60◦N
NASA SSE 1◦·1◦ Månadsvis Värden
PVGIS-CMSAF 0,025◦ Dygnsvis Europa, 58◦N & Afrika
CMSAF 15 km Dygnsvis ±65◦N/S & ±65◦W/E
Meteonorm 7 8 km (2009–2013) Månadsvis ±60◦N/S
2.15 Tidigare arbeten
Kalyanasundaram, 2010 utförde en lönsamhets studie för att utvärdera prestandan för sol- cellsanläggningar på norra breddgrader i Narvik, Norge och i Piteå, Sverige för att sedan jämföra med Halle, Tyskland. Kalyanasundaram kom fram till att genom användning av ett tvåaxlat trackingsystem kan man öka energiproduktionen med upp till 40 % jämfört med ett fixerat system i Piteå. Det visade sig vara ekonomiskt lönsamt, och vid jämförelse med Halle visade det på en högre energi produktion. (Kalyanasundaram, 2010)
Ett tidigare arbete av Norton, 2011 berörde designen av solparken med trackingsystem i Piteå. Den skulle designas efter att ha en effekt på 19,8 kWp vilket begränsade valen av trackingsystem. Det beslutades att utföra projektet med två större tvåaxlade trackingsy- stem, ett med optisk spårning och ett med astronomisk spårning. Det beslutades även att båda systemen skulle innehålla moduler av olika typer av kisel samt CIGS moduler, och
använda sig utav SolarEdge-växelriktare. Norton utförde även i sitt arbete en prestations- analys av ett tvåaxlat trackingsystem i Narvik, Norge. Där kom han fram till att systemet visade på en hög avkastning under sommaren, vilket även stämde överens med simuleringar i PVsyst. (Norton, 2011)
Good m. fl., 2011 har genomfört ett arbete där de har beräknat LCOE (levelized cost of electricity ) för de då planerade trackingsystemen i Piteå och för Freiburg i södra Tyskland.
Beräkningarna baserades på simuleringar, för ett fixerat, enaxlat och ett tvåaxlat system i PVsyst. Syftet med projektet var att undersöka om ett sådant system skulle vara ekonomiskt lönsamt på norra breddgrader i Piteå. Resultatet visade på att det skiljer sig lite mellan LCOEn för Tyskland och Sverige, och att ett PV system i norra Skandinavien kan vara ekonomiskt lönsamt. Good m. fl. menar dock på att siffrorna inte är exakta eftersom att många antaganden har gjorts, och att ett förändrat elpris skulle kunna bidra till ett annat resultat. (Good m. fl., 2011)
H. Persson m. fl., 2012 utförde en studie som visade på produktionen av trackingsyste- men i Piteå mars–augusti 2012. Produktionsdata jämfördes med resultat via simulering där klimatdata hämtats från STRÅNG. Simuleringen låg ca 10–20 kWh/kWp under produk- tionsdatan vilket de menade på var relativt nära den verkliga produktionen. Resultaten tyder enligt H. Persson m. fl. på att det är möjligt att uppnå en hög avkastning från ett Europeiskt perspektiv vid användning av ett tvåaxlat trackingsystem. (H. Persson m. fl., 2012)
Belsby, 2015 utförde en studie på en solcellsanläggning i Värmland, Sverige. Studiens syfte var att uppskatta prestandan och energiproduktionen för simuleringar i PVsyst med data från Meteocontrol, och sedan jämföra dem med verkliga prestandan och produktion. Från studien kom Belsby fram till att simuleringen underskattade både prestandan och energi- produktionen hos solcellsanläggningen, vilket hon trodde berodde delvis på låg utomhus- temperatur. (Belsby, 2015)
Eldin m. fl., 2016 genomförde en studie där de kontrollerade lönsamhet av trackingsystem i varma och kalla klimat. Detta gjorde de genom att skapa en matematisk modell där de beräknade modulernas effekt för tre fall, spårning, fixerat och felspårning. Modellen validera- des genom utförda mätningar för tre identiska paneler på 10 kWp vardera i Cairo, Egypten, där resultatet jämfördes med beräknad effekt från den matematiska modellen. Modellen och den uppmätta effekten följdes åt, och det fanns enbart en medelavvikelse på 5,1 % mellan dem. Efter att de applicerat modellen på fler städer, varav två i Tyskland och ytterligare en i Egypten, kom de fram till att trackingsystem är mer lönsamt i kalla och molniga länder eftersom att panelerna lätt överhettas i varma länder som Egypten. (Eldin m. fl., 2016) Abdulkader, 2018 utförde en tidigare studie som innefattade en jämförelse mellan det optis- ka och astronomiska trackingsystemen i Piteå, samt med de fasta solmodulerna placerade på acusticum i Piteå. Syftet med hans arbete var att ta fram vilken solcellsteknologi som han ansåg vara mest lämpad för användning på nordiska breddgrader. Det fanns en del svårigheter med projektet eftersom trackingsystemen följer solen, medan solmodulerna på acusticum är fast monterade. De två trackingsystemen hade även varit delvis ur funktion under vissa perioder samt att taket på acusticum varit översnöat. Abdulkader kom slutli- gen fram till att han ansåg CIGS panelerna vara bäst lämpade för användning på nordliga
breddgrader eftersom att de är lägre i pris samt att han menar på att de fungerar bättre under sämre väderförhållanden. (Abdulkader, 2018)
Vid vägningen mellan trackingsystemen och ett fixerat system menade han på att det är svårt att dra någon slutsats eftersom att de båda har sina fördelar och nackdelar. Detta eftersom trackingsystemen fångar mer solljus men kräver samtidigt mer underhåll, medan de fasta modulernas underhåll är mer förutsägbart men däremot så fångar de större delen av tiden mindre solljus eftersom att de är fixerade. (Abdulkader, 2018)
3 Metod
Här redogörs projektets arbetsgång och information kopplat till projektet.
3.1 Systembeskrivning
Nedan beskrivs de två trackingsystemen som finns i Piteå, Kempersystemet och Degersy- stemet. Moduler monterade på de två trackingsystemen beskrivs även.
3.1.1 Trackingsystemen i Piteå
Vid PiteEnergis kontor installerades det under 2011 två stycken trackingsystem från olika återförsäljare, dessa började tas i drift 2012 och var helt i driftsatta i maj 2013. Det ena systemet är ett Kempersystem som har astronomisk spårning och det andra är ett Deger- system med optisk spårning. (Kleven och Persson, 2015)
De båda systemen är av modellen tip-tilt dual axis trackers vilket innebär att moduler- na är monterade på toppen av en påle, som de roterar runt för att kunna justera azimuth vinkeln. Denna typ av systems förankrankringspunkt i marken är pålen och detta medför att de är känsliga för vind. Systemen tiltas med hjälp av ett linjärt ställdon och de har varsin 9 kW, 3-fas, SolarEdge växelriktare monterad på dem. Den totala tillgängliga modu- larean för båda trackingsystemen uppgår till 145 m2och har en uppskattad effekt på ungefär 20 kWp för modulerna och 18 kWp för växelriktarna. (Kleven och Persson, 2015)
Det astronomiska Kempersystemet, KemTrack 70, är ett tyskt system. Numeriskdata för Kempersystemet finns att avläsa i Tabell 3 nedan. Där framgår det att systemet idag an- vänder 68 m2 utav sin totalt tillgängliga modularea på 75 m2. I Tabell 4 går det även att avläsa hur många moduler av varje typ som är monterade på Kempersystemet. (Kleven och Persson, 2015) Modulerna på Kempersystemet är monterade stående vilket kan ses i Figur 15, systemet kan även periodvis komma att vara lite skuggat av närliggande byggnad i norr. Kemper tillverkar inte längre trackingsystem vilket kan medföra viss problematik vid reparation och underhåll av systemet.
Figur 15: Bild på det astronomiska Kempersystemet utanför PiteEnergis kontor i Piteå.
Det optiska Degersystemet, DegerTracker 9000NT, är producerat av DegerEngine. Syste- mets tiltspann, azimuth vinkel, modularea och uppskattad effekt kan avläsas i Tabell 3 nedan. Där framgår det att systemet för närvarande använder 68 m2 av sin totalt tillgäng- liga modularea på 70 m2. På Degersystemet så finns det en snödetektor monterad, vilket är för att förhindra att systemet täcks av snö. Upptäcker sensorn att snö samlas så ska den placera systemet i upprätt riktning. Detta för att undvika allt för tung snölast på systemet, samt att om ljussensorn är täckt kan det uppstå problem med att hitta himlens ljusaste punkt. Det går även för Degersystemet att avläsa antal moduler av varje typ i Tabell 4 nedan. (Kleven och Persson, 2015) På Degersystemet är modulerna monterade liggande, vilket kan ses i Figur 16.
Figur 16: Bild på det optiska Degersystemet utanför PiteEnergis kontor i Piteå.
Tabell 3: Tabell över trackingsystemens numreiska detaljer gällande vinkelspann, modularea samt uppskattad effekt.
Tiltspann Azimut vinkel Modularea Uppskattad effekt
Kemper 20◦–90◦ 350◦ 68 m2/75 m2 9,8 kWp
Deger 15◦–90◦ 360◦ 68 m2/70 m2 10 kWp
Tabell 4: Antal moduler av varje typ för de båda trackingsystemen, Kempersystemet och Degersystemet.
CIGS QSmart Suisse Soleil Yingli Panda ITS raw ITS ARC
Kemper 16 st 8 st 8 st 10 st 10 st
Deger 14 st 14 st 12 st 6 st 6 st
3.1.2 Moduler monterade på trackingsystemen i Piteå
På trackingsystemen i Piteå är det fyra olika typer av solmoduler monterade. De är av p- typ multikisel, p-typ monokisel, n-typ högeffektivt monokisel och högeffektiv tunnfilm CIGS.
Det finns även två undergrupper av p-typ multikisel eftersom de har olika typer av glas, där det ena är texturerat och det andra inte är det. (Kleven och Persson, 2015)
Tunnfilmsmodulen CIGS QSmart är en ramlös modul som är tillverkad i Tyskland. Enligt databladet så ska de ha ett högt utbyte på grund av att de ska ha en bra låg ljus prestanda samt ett bra temperaturbeteende. Dess verkningsgrad, toppeffekt enligt STC, modularea och temperatur koefficient för effekten hämtat från databladet går att avläsa i Tabell 5 ne- dan. Komplett datablad kan ses i Bilaga A.
Suisse Soleil är en monokristallin solmodul av p-typ. Den har en ram av aluminium och är även den tillverkad i Tyskland. Enligt databladet är den väl anpassad för tunga snölaster och hållfastheten i horisontellt läge är testad för fall av 270 g stålkulor på en meters höjd. Da- ta hämtat från databladet går att avläsa i Tabell 5, samt komplett datablad finns i Bilaga B.
Yingli Panda är en dubbelsidig högeffektiv monokristallin solmodul av n-typ som produceras av ett Kinesiskt bolag. Enligt databladet, som kan ses i Bilaga C, har modulen i jämförelse med moduler av p-typ, ett högre utbyte under lägre instrålningsförhållanden samt vid höga temperaturer. Även dessa moduler har en aluminium ram och dess verkningsgrad, toppeffekt enligt STC, modul area samt effektens temperatur koefficient går att avläsa i Tabell 5.
ITS modulerna finns i två varianter, ITS raw och ITS ARC, där ITS ARC modellen har en texturerad yta vilket ITS raw saknar. ITS modulerna är multikristallina moduler av p-typ som produceras i Tyskland, Norge och Sverige samt har en ram av aluminium. Verknings- grad, toppeffekt, modularea och temperatur koefficienten hämtat från ITS datablad går att avläsa i Tabell 5 nedan, komplett datablad kan även ses i Bilaga D.
Tabell 5: I Tabellen nedan går det att avläsa data för modulerna som finns monterade på Kemper- och Degersystemet. Det går att avläsa verkningsgrad, toppeffekt enligt STC samt modularea.
Modul Verkningsgrad
[η]
Toppeffekt, STC [Wp]
Modularea [m2]
Temp.koeff.
[%/◦C]
CIGS QSmart 12,7 95 0,75 -0,38±0,04
Suisse Soleil 15,6 195 1,28 -0,39
Yingli Panda 16,2 265 1,63 -0,45
ITS raw 13,94–14,54 230 1,65 -0,43
ITS ARC 13,94–14,54 230 1,65 -0,43
3.1.3 SolarEdge
SolarEdge är en typ av växelriktare som möjliggör individuell styrning av modulens drift- punkt samt övervakning av produktionen när olika typer av moduler används inom samma system. Det går även att övervaka varje enskild moduls produktion, samt produktionen för varje enskild sträng med SolarEdge. Vilket medför att det är möjligt att genomföra jämfö- relser mellan moduler och strängar inom samma system. (Kleven och Persson, 2015) Detta underlättar också vid felsökning och underhåll av systemet. I Piteå finns SolarEdge för att det ska vara möjligt att övervaka hela systemen, singelsträngar, sektioner och enskilda mo- duler, samt för att kunna ha moduler med olika egenskaper i samma sträng. SolarEdge gör det möjligt att se mängden ström anläggningarna producerar, både i form av likström och växelström (Abdulkader, 2018).
På varje modul finns det en optimerare monterad. Dessa fungerar som en DC-DC omvand- lare som omvandlar modulernas producerade spänning till spänningen som växelriktaren är anpassad för att motta. Verkningsgraden på SolarEdges optimerare ligger på drygt 98 %.
(SolarEdge, 2019)
Informationen kommer till SolarEdges övervakningsportal genom att varje optimerare skic- kar telemetrin (mätdata) till respektive växelriktare som i sin tur vidare kommunicerar med övervakningsportalen. Telemetrin skickas ungefär var tionde minut (vanligen oftare) och in- nehåller information angående spänning, ström och effekt, där effekten är beräknad utifrån de två föregående. Uppmätta värden kan ha mätfel på ±2,5 %. Energin mäts i optimeraren och går som lägst att hämta ut på timnivå från SolarEdge. (Petersson, 2018)
3.2 Analys av instrålningsdata
Analysen av instrålningsdata har omfattat uppmätt instrålningsdata från SMHI hämtad på månads-, tim- eller minutnivå. Analys av modellerad data har utförts med data hämtad från SMHI:s modelleringsmodell STRÅNG och har analyserats på månads- eller timnivå. Analys av uppmätt data från lokal väderstation har utförts med data hämtad på minutnivå.
SMHI använder sig utav olika kvalitets flaggor som de sätter ut efter att de granskat upp- samlad instrålningsdata. Detta har funnits på all data från SMHI hämtat ned till minutnivå.
Där avskanade värden från instrålningsdata ned till timnivå majoriteten av gångerna har kompletteras med andra typer av värden exempelvis medelvärden, modellerade värden och manuellt korrigerade värden vilket inte data på minutnivå har. Detta kan påverka resulta- tets noggrannhet eftersom att kompletterade värden har tagits med i beräkningar medan avsaknade värden inte har tagits med.
SMHI mäter vanligen instrålningen med två pyranometrar, en primär och en sekundär.
Inga större differenser mellan dess uppmätta värden kunde ses, men den sekundära pyrano- metern hade fler flaggor angående kvaliteten på den uppmätta datan samt oftare avsaknade värden. Därför har instrålningsdata från den primära pyranometern valts att analyseras un- der detta arbete.
Mellan 2006–2007 utförde SMHI en modernisering i sitt strålningsnät vilket går att läsa om i SMHI:s rapport skriven av Carlund, 2011. Moderniseringen innebar att de 12 stationer som tidigare mätt bland annat globalstrålning, diffusstrålning och direktstrålning minskades ned till tre (Carlund, 2011). Instrålningsdata för Kiruna har studerats för djupare analys eftersom att det är den närmsta kvarvarande avancerade stationen sett från Piteå. Det finns även viss instrålningsdata för Luleå, som är beläget närmare Piteå, fram till år 2007 men där efter har den stationen enbart registrerat soltimmar och global horisontell instrålning.
Den lokala stationen i Piteå ger enbart information angående global horisontell instrålning samt att instrålningssensorn vid trackingsystemen anses vara av låg kvalitet (Kleven och Persson, 2015).
Analysen har utförts i Microsoft Excel 2016 där instrålningsdata har analyserats grafiskt.
Jämförelser mellan orter, modellerad data och uppmätt data har genomförts för olika typer av data på olika nivåer, så som år-, månad-, dygns- och timnivå. Vid nedladdning av data har det ibland förekommit avsaknad av värden. Detta har i flera fall gått att bortse från då
