Solcellsanläggning vid LTU
Frej Fogelström Andreas Rosendal
Civilingenjör, Hållbar energiteknik 2021
Luleå tekniska universitet
Institutionen för teknikvetenskap och matematik
I
Förord
Projektet Solcellsanläggning vid LTU har utförts på uppdrag av Akademiska Hus som ett examensarbete under Institutionen för teknikvetenskap och matematik vid Luleå Tekniska Universitet. Arbetet är utfört under hösten 2020 inom civilingenjörsutbildningen Hållbar Energiteknik med inriktning Bioenergi och energieffektivisering.
Information gällande byggnader och Akademiska Hus verksamhet har givits av Jouni Sorjonen från Akademiska Hus. Andra personer som varit till hjälp i projektet är Peter
Bäcklund, Anders Ådemo– Piteå Energi; Pirjo Estola, Johan Westerberg– Luleå Energi, Kjell Skogsberg– Energikontor Norr, David Lindqvist– Svea Solar, André Nylén– Swede Energy, Fredrik Wedelstam– Solkompaniet, Magnus Olofsson– Akademiska Hus Uppsala, Anna Malou Petersson– RISE, Mats Riekkola– Lindbäcks Piteå samt Erik Elfgren, Joakim Lundgren– LTU. Vi är tacksamma över att ha arbetat inom ett intressant och aktuellt ämnesområde som väckt intresse inför framtiden.
Luleå, januari 2021
Frej Fogelström Andreas Rosendal
II
Sammanfattning
I projektet utreds design, lönsamhet och gångbarhet för installationer av solel på Luleå
tekniska universitets campusområde utifrån förutsättningar för solel vid nordliga förhållanden.
Nordliga förhållandens inverkan på solelproduktionen kan sammanfattas till en ökad
nederbörd av snö och låg solbana. Låga instrålningsförhållanden under vinterhalvåret leder till stora månadsvisa skillnader i solelproduktion gentemot sommarhalvåret. Snöskuggning kan under vinterhalvåret i värsta fall ge förluster på upp till 30% av årsproduktionen av solel och påverkas framför allt av modulernas lutning och placering.
De valda takytorna för respektive installation har visat goda instrålningsförhållanden utifrån modellering, simulering, solkarta och fotografering. Moduler valda i projektet är
monokristallina moduler i halvcellsutförande från Trina Solar, Longi Solar och Q–cells.
Placering har gjorts i landskapsmontering med utgångspunkt i söderläge. Simulerad högsta produktion av solel för A–husets installationer uppmättes till 260 MWh, B–huset 200 MWh, C–huset 220 MWh, E–huset 310 MWh, F–huset 450 MWh och Polstjärnan 80 MWh.
Sammanlagd årsproduktion för campus beräknades till cirka 1,5 GWh.
Total installationskostnad för respektive byggnad beräknades för A–huset till 1,4 MSEK; B–
och C–huset 1,1 MSEK; E–huset 1,7 MSEK; F–huset 2,4 MSEK samt Polstjärnan 0,4 MSEK.
Total installationskostnad för hela campus beräknades till 8,1 MSEK med en återbetalningstid på 10 år. Det mest prisvärda alternativet för producerad solel i förhållande till
investeringskostnad är modulerna från Q–cells.
Prioriteringsordning för respektive byggnads installation i fallande ordning valdes till: A–
huset, F–huset, E–huset, C–huset, B–huset och Polstjärnan utifrån tillgänglighet och lönsamhet.
Simulerad produktion i förhållande till fastigheternas elbehov visar att lagring och utmatning till elnätet inte är aktuellt för takmonterade installationer på campus. För att täcka elbehovet med hjälp av egenproducerad solel rekommenderas ytterligare markmonterade anläggningar och förbättrade förutsättningar för takmontage vid eventuella nybyggnationer och
renoveringar.
III
Abstract
In this project, intended photovoltaic installations on the campus area of Luleå University of Technology are cost–estimated, designed and mapped based on solar power in northern conditions.
An increased precipitation of snow and low solar angles are the main factors influencing the energy yield from PV installations in northern conditions. The reduced irradiation during winter results in a power production corresponding to only a few percent of the production during summer. Snow shading can lead to a 30% annual production loss and is strongly correlated to module tilt and placement.
The roof surfaces selected for the installations have shown good potential regarding yearly irradiation based on modeling, simulations, solar mapping and photography. The modules selected in the project are monocrystalline moduls in half–cell design from Trina Solar, Longi Solar and Q–cells. Placement has been made in a landscape position with southern
orientation. Simulated production for the A–house installation was 260 MWh, B–house 200 MWh, C–house 190 MWh, E–house 310 MWh, F–house 450 MWh and Polstjärnan 80 MWh.
Total annual production for the campus has been calculated to approximately 1,5 GWh.
The total cost for the installation of each building was estimated for the A–building 1,4 MSEK; B– and C– building 1,1 MSEK; building 1,7 MSEK; building 2,4 MSEK and
Polstjärnan 0,4 MSEK. The total cost for all the installations was estimated to 8,1 MSEK with a payback time estimated at 10 years. The most feasible case in terms of produced solar power in relation to total investment cost is the modules from Q–cells.
The priority order for the construction of each installations in descending order is: A–house, F–house, E–house, C–house, B–house and Polstjärnan based on availability and profitability.
Simulated production in relation to the buildings’ electricity demand shows that storage and feedback to the electricity grid is not relevant for the roof–mounted installations in the project.
To cover the electricity demand with self–produced solar power, additional ground–mounted installations and improved conditions for roof installation in the event of new constructions and renovations are recommended.
IV
Ordlista
Begrepp Definition
AM Luftmassförhållande (Air Mass ratio). Ett mått på hur
jordens atmosfär påverkar solljusets intensitet och spridning innan det når jordytan.
Azimutvinkel Vridningen i horisontalplanet solcellerna monteras mot med utgångspunkt i söderläge.
Bandgap Energinivån som krävs för att frigöra en elektron från valens– till ledbandet i en solcell.
Bypassdiod Elektrisk komponent som används för att minska strömbortfallen i en slinga med solceller på en solmodul då den utsätts för skuggning.
Black spot Område med minskad solinstrålning gentemot
omgivningen.
Celltemperatur Solcellens temperatur.
Diffus instrålning Kvarvarande komponent då direktinstrålning
subtraheras från globalinstrålning. Övrig instrålning som bryts och sprids i atmosfären innan den jordytan.
Direktinstrålning Delen av inkommande solstrålning som inte
förskingras i atmosfären och går direkt till jordytan.
Extern skuggning Skuggning över en solcellsmodul som inte orsakas av andra moduler.
Globalinstrålning Total mängd solstrålning som träffar en horisontal yta. Anges i W/m2 (även irradians).
Half–cut Utförande för solmoduler där solcellerna halverats i syfte att bland annat öka prestanda och hållbarhet.
Intern skuggning Skuggning som orsakas av moduler i en installation.
Irradiation Ackumulerad globalinstrålning. Anges i Wh/m2. Ledband Elektronens energinivå i exciterat (fritt) tillstånd.
Lutning Lutningen solceller monteras mot med utgångspunkt
i horisontalplanet.
Modularea Total area på solmodulen som genererar energi.
V
MPPT Typ av regulator (Maximum Power Point Tracker)
som används för att maximera elproduktionen från modulerna i en solcellsinstallation genom att justera ström och spänning.
Märkeffekt Effekten en solmodul avger under STC (se nedan).
NOCT Nominell arbetstemperatur (Nominal Operating Cell
Temperature) för en solcell.
Nordliga förhållanden Breddgrader där solbana, frusen nederbörd och temperatur skiljer sig gentemot resten av landet.
Optimerare Komponent som konverterar spänning från solceller till börvärde för växelriktare.
Performance ratio Kvoten mellan faktisk– och teoretisk elproduktion.
Även kvalitetsfaktor.
Pyranometer Instrument som mäter global– eller diffus instrålning.
Pyrheliometer Instrument som mäter den direkta instrålningen.
Spektral irradians Solinstrålning med avseende på våglängd.
STC De instrålnings– och temperaturförhållanden som
används vid klassificeringen av en solcellsmodul.
1000 W/m2 i instrålad effekt och modultemperatur på 25° C. (Standard Test Conditions)
Trackingsystem System där solceller monteras på en solföljare med syfte att ge en vinkelrät träffyta på inkommande solstrålning.
Utbyte Erhållen energimängd per installerad effekt. Anges vanligen i kWh/kW.
Utmatning Producerad solel som matas tillbaka ut på elnätet.
Valensband Elektronens energinivå i en solcell vid normalt tillstånd (kovalent bindning) då den inte exciterats av solljus.
Verkningsgrad Kvoten mellan genererad effekt från solmodulen och inkommande effekt från solinstrålningen.
Växelriktare Komponent som omvandlar den genererade
likströmmen från solcellerna till växelström.
Ö–drift Begrepp som används för hybridväxelriktare som har förmågan att fortsätta producera elektricitet bortkopplade från elnätet, vid till exempel strömavbrott.
VI
Nomenklatur
Variabel Definition Enhet
𝐴 Kostnad eller intäkt som nuvärdesberäknas [kr]
𝐺𝑇 Globalinstrålning [W/m2]
𝐺𝑇,𝑁𝑂𝐶𝑇 Globalinstrålning under NOCT–förhållande [W/m2]
(800W/m2)
i Given timme under månaden [–]
𝐼𝑆𝐶 Kortslutningsström för en solcell [A]
j Given timme på snöfritt dygn under månaden [–]
L Längden av området under en solcellsmodul [m]
l Monterad längd för en solcellsmodul [m]
m Given månad [–]
N Ekonomisk livslängd [år]
n Antal år efter investering [år]
R Kalkylränta [%]
r Avstånd mellan modulrader [m]
𝑇𝑎 Ambient temperatur [°C]
𝑇𝑎,𝑁𝑂𝐶𝑇 Ambient temperatur under NOCT–förhållande [°C]
(20°C)
𝑇𝑐 Celltemperatur [°C]
𝑇𝑐,𝑁𝑂𝐶𝑇 Celltemperatur under NOCT–förhållande [°C]
𝑈𝐿 Förlustkoefficient [–]
𝑈𝐿,𝑁𝑂𝐶𝑇 Förlustkoefficient under NOCT–förhållande [–]
𝑉0𝐶 Solcellens obelastade spänning [V]
𝑌𝑑𝑢𝑏𝑏𝑒𝑙 Elproduktion från en dubbelsidig solmodul [kWh]
𝑌𝑒𝑛𝑘𝑒𝑙 Elproduktion från en enkelsidig solmodul [kWh]
α Reflektionsförmåga, albedo (0–1). Även [–, °]
solhöjd (0–90°)
β Lutning från horisontalplanet för en solcellsmodul [°]
VII
𝜂𝑐 Verkningsgrad för solcell [–]
𝜏𝛼
Effektiv transmittans–absorbans produkt [–]
Innehållsförteckning
Förord ... I Sammanfattning ... II Abstract ... III Ordlista ... IV Nomenklatur ... VI Innehållsförteckning ...
1. Inledning ... 1
1.1. Introduktion ... 1
1.2. Problembeskrivning ... 2
1.3. Syfte och mål ... 2
1.4. Avgränsningar ... 3
2. Teori ... 4
2.1. Solel och nordliga förhållanden ... 4
2.1.1. Solbana ... 4
2.1.2. Snö ... 11
2.1.3. Temperatur ... 27
2.2. Befintliga tekniker ... 30
2.2.1. Kristallina kiselsolceller ... 31
2.3. Ellagring och utmatning till elnätet ... 34
2.3.1. Batterilagring ... 35
2.3.2. Vätgas och bränsleceller ... 36
2.3.3. Elnätet ... 36
3. Metod ... 37
3.1. Solelproduktion i nordliga förhållanden ... 37
3.2. Identifiering av lämpliga takytor ... 37
3.3. Val av solcellsmoduler ... 37
3.4. Systemdesign ... 38
3.5. Produktionsberäkningar ... 46
3.6. Ekonomisk utvärdering ... 46
3.6.1. Lönsamhetsberäkningar ... 51
3.6.2. Känslighetsanalys ... 54
3.7. Prioritering ... 54
3.7.1. Lönsamhet ... 54
3.7.2. Lämplighet för modulplacering ... 55
4. Resultat ... 56
4.1. Orientering och placering ... 56
4.1.1. A–huset ... 56
4.1.2. B–huset ... 57
4.1.3. C–Huset ... 59
4.1.4. E–huset ... 60
4.1.5. F–huset ... 62
4.1.6. Polstjärnan ... 63
4.1.1. Taktäckningsgrad ... 65
4.2. Produktion ... 65
4.2.1. A–huset ... 66
4.2.2. B–huset ... 67
4.2.3. C–huset ... 68
4.2.4. E–huset ... 69
4.2.5. F–huset ... 70
4.2.6. Polstjärnan ... 71
4.2.7. Luleå campus ... 71
4.2.8. Överskott, utmatning och lagring ... 72
4.3. Ekonomi ... 73
4.3.1. A–huset ... 75
4.3.2. B–huset ... 76
4.3.3. C–huset ... 77
4.3.4. E–huset ... 78
4.3.5. F–huset ... 79
4.3.6. Polstjärnan ... 80
4.3.7. Luleå campus ... 81
4.4. Känslighetsanalys ... 82
4.5. Prioritering ... 84
4.5.1. Lönsamhet ... 84
4.5.2. Lämplighet för modulplacering ... 85
4.6. Förutsättningar för framtida installationer ... 86
5. Diskussion och analys ... 88
5.1. Orientering och placering ... 88
5.2. Modulval ... 90
5.3. Solelproduktion ... 90
5.4. Prioritering ... 91
5.5. Känslighetsanalys ... 91
5.6. Modellering och simulering ... 92
5.7. Felkällor ... 92
6. Slutsats ... 94
6.1. Solel i nordliga förhållanden ... 94
6.2. Modulval ... 94
6.3. Solelproduktion ... 94
6.4. Utmatning och lagring ... 94
6.5. Rekommendationer ... 94
6.6. Förslag på fortsatt arbete ... 95
7. Referenser ... 96
Appendix A– Systemöversikt ... 105
Appendix B– Takbesiktning, modellering och simulering ... 109
Appendix C– Ekonomisk kalkyl ... 135
Appendix D– Resultat från intervjuer ... 141
Appendix E– Metodkritik ... 149
Appendix F– Moduler ... 152
1
1. Inledning
Kapitlet ger en bakgrund till projektet och introduktion till problemställningen.
Ämnesområdet introduceras samtidigt som syftet med projektet klargörs. Slutligen listas de avgränsningar som gjorts i projektet.
1.1. Introduktion
Påståendet att solceller skulle bli en vanlig syn på offentliga och privata bostäder hade mötts av stor skepsis för 15 år sedan. Få förknippade solceller med nordligt klimat och uppförandet av anläggningar i de nordligare delarna av Europa föll långt utanför de ramar som ansågs rimliga. Utveckling och tillväxt för solel fram till dagens datum har visat raka motsatsen.
Solceller är idag ett vida diskuterat begrepp då det i media går att läsa om installatörer, energibolag och producenter som erbjuder tjänster inom solcellsteknik för både företag och privatpersoner. International Energy Agency, IEA, räknar år 2050 med att solen kommer representera den främsta källan till elektricitet världen över (International Energy Agency, 2020). I Sverige anser Energimyndigheten att 5–10% av elproduktionen 2040 ska komma från solenergi (Energimyndigheten, 2020).
Den stora intresseökningen och enorma tillväxttakten för olika solcellstekniker är inte svårmotiverad. Under en och en halv timme levererar solen en instrålning som motsvarar det totala energibehovet världen över under ett år (Free Energy, 2020), samtidigt som en
utbyggnad på några procent av Saharaöknens yta med dagens solceller täcker världens totala behov av el (SvD Näringsliv, 2020). Dessutom har solel, från att ha varit ett kostsamt
alternativ till konventionella energikällor i vissa länder, blivit både det billigaste och mest hållbara alternativet för producerad el (IEA, 2020).
Solel är den teknik inom området förnyelsebara energikällor som med stor marginal har den snabbaste tillväxttakten i världen idag (Svensk Solenergi, 2020). Fallande priser på moduler i kombination med stor skalbarhet för systemlösningar och omfattande integrationsmöjligheter i olika konstruktioner ökade den totala världsomfattande installerade effekten med en faktor fyra mellan 2011–2017 (Statista, 2020). En liknande utveckling sker i Sverige idag
(Naturskyddsföreningen, 2020). Både privatpersoner och företag ser tekniken som ett sätt att minska användandet av fossila bränslen och bidra till en hållbar energiutveckling.
Möjligheten att bli sin egen elproducent, sälja överskottsel tillbaka till elnätet samt minska beroendet av elpriset är attraktivt för många. (Skogsberg, 2020) Solcellsmoduler på större fastigheter, privatbostäder och till och med fordon blir en allt vanligare syn i landet samtidigt som en rad nya tekniker och lösningar offentliggörs i syfte att effektivisera och maximera utbytet från solinstrålningen.
Upprättandet av solelanläggningar kan betraktas som en bidragande del i Sveriges klimatmål där nettoutsläppen av växthusgaser ska vara noll år 2045 (Miljödepartementet, 2020). För att uppnå målet krävs att de fossila bränslen som idag används inom energisektorn och industri byts ut mot förnybara energikällor. En solcellsanläggning i drift har mycket liten eller ingen miljöpåverkan, även om tillverkningsprocessen för vissa solcellsmoduler är energikrävande (Energimyndigheten, 2020).
2
Passiv elproduktion, närmast underhållsfri drift och fallande modulpris är exempel på faktorer som gör tekniken konkurrenskraftig på marknaden, samtidigt som en ökad efterfrågan och användning skapar en snöbollseffekt för många konsumenter idag. 2019 avvecklades kravet om bygglov för solcellsanläggningar samtidigt som bidraget höjdes (Boverket, 2020). Statliga subventioner och ROT–avdrag har även spelat en viktig roll i teknikens frammarsch, som till skillnad från till exempel solvärme har premierats av staten.
Vanligast är installationer i Syd– och Mellansverige, men under senare år kan även solmoduler i norra Sverige beskådas på hyreshus, privatbostäder och i parker (Skogsberg, 2020). Det har varit omstritt hur långt norrut en installation är lönsam, då särskilda
förhållandena råder vid nordliga breddgrader. Lägre solbana, snö och färre soltimmar under vinterhalvåret är alla parametrar som talar emot installationer av solel norrut (RISE, 2020).
Akademiska Hus är ett av landets största fastighetsbolag med bostäder vid de flesta större universitet i landet. Som många andra företag strävar de efter att bli fossilfria och arbetar hårt med att ställa om till en hållbar energiförsörjning. De har målet att halvera andelen inköpt energi från år 2000 fram till 2025 och bedriver därför ett omfattande arbete med
energieffektiviseringsåtgärder och hållbara energilösningar.
Solenergi ses som ett steg i rätt riktning och idag har Akademiska Hus ca 50
solcellsanläggningar som sammanlagt producerar 4 GWh/år. Målet är att konstruera ytterligare anläggningar med syfte att få den totala produktionen att överstiga 6 GWh/år.
(Akademiska Hus, 2020)
1.2. Problembeskrivning
I projektet utreds förutsättningarna för upprättandet av solelinstallationer vid Luleå Tekniska Universitet campusområde. I samband med detta utreds även förutsättningarna för
solelinstallationer anpassade till nordliga förhållanden.
1.3. Syfte och mål
Projektets syfte och mål är att kostnadsuppskatta, dimensionera och kartlägga gångbarheten för installationer av solel vid Akademiska Hus byggnader på Luleå Tekniska Universitets campusområde. Specifika arbetsområden och delmål i projektet är
• Kartlägga nuvarande och framtida förutsättningar för solelproduktion i Norra Sverige genom att studera
- Inverkan av snö på elproduktionen (reflektans, skuggning)
- Solbanan, instrålningsförhållanden och temperaturens inverkan på elproduktionen - Förutsättningar för utmatning till elnätet och batterilagring
3
• Identifiera lämpliga takytor för placering av solcellsmoduler på Akademiska Hus byggnader vid campus
• Val av lämpliga moduler
• För varje byggnads respektive installation beräkna
- Elproduktion och eventuellt överskott för utmatning till elnätet - Lönsamhet (investering, återbetalningstid)
• Beakta Akademiska Hus potential för framtida installationer av solel vid campus
1.4. Avgränsningar
Arbetet utgår från projektets mål. Då dessa främst är riktade mot Akademiska Hus
förutsättningar att anlägga en solcellsanläggning vid campus, kommer områden som fördjupar sig i exempelvis solcellens uppbyggnad och funktion, avancerade instrålningsmodeller eller byggnadskonstruktioner inte beröras mer än vad som är relevant för projektet.
Placering för installationerna kommer begränsas till respektive byggnads takyta på grund av begränsade möjligheter att utnyttja markytor i närområdet. Takytorna på D–huset har inte tagits hänsyn till i projektet då delar av byggnaden på grund av vattenskador kommer rivas.
4
2. Teori
I avsnittet visas relevant teori och projektets litteraturstudie. Kapitlet inleds med allmän teori om solinstrålning och nordliga förhållanden och avslutas med introduktion av befintliga tekniker samt möjligheter för ellagring.
2.1. Solel och nordliga förhållanden
En solcellsanläggnings prestanda är till stor del förknippad med väderförhållandena vid platsen vald för montering. Då Sverige sträcker sig nästan 15 breddgrader från norr till söder uppstår en relativt stor klimatvariation beroende av latituden. Det geografiska läget får därför stor betydelse för utbytet från en solelinstallation i Sverige (Chintapalli, Sharma, &
Bhattacharya, 2020). Under teknikens födelseår förknippades solceller med soliga och varma områden med hög globalinstrålning. De första solcellerna användes på satelliter i
omloppsbana runt Jorden på 50–talet (Tekniska muséet, 2020), medan den första större anläggningen med kopplingsstöd till elnätet konstruerades i Kalifornien (USA), där hög solinstrålning och temperatur redan förelåg (U.S. Department of Energy, 2020). De första solcellerna i Sverige började användas redan på 70–talet, men det är först på senare år
användningen ökat dramatiskt. (Energimyndigheten, 2020) Den största andelen installationer finns i de södra delarna av landet, men allteftersom tekniken ökat i popularitet och fler insett potentialen ökar andelen solcellsanläggningar norrut även i snabb takt. (Skogsberg, 2020) De parametrar som har störst inverkan på produktionen från en solcellsanläggning vid höga breddgrader är solbana, snö och i viss mån temperatur (RISE, 2020).
2.1.1. Solbana Ljusets komponenter
Ljuset som träffar jordytan delas upp i direkt– och diffus instrålning (Souza, Tonolo, Lautert Yang, Tiepolo, & Urbanetz, 2020). Den direkta komponenten utgör det solljus som infaller utan att reflekteras, spridas eller brytas av atmosfären. Resterande ljus utgörs av diffus instrålning. Den består av all övrig strålning som till exempel reflektioner från atmosfär och jordytan. (SMHI, 2020) En förenklad modell över solinstrålningen som når jordytan visas i Figur 2.1.
5
Figur 2.1. Förenklad modell över solinstrålningen mot jordytan. Bild: (Bengtsson, Holm, Larsson, & Karlsson, 2017)
Vid mulet väder då solen är skymd dominerar diffus strålning, medan motsatsen gäller vid klart väder och då solen står högt på himlen. Mätningar visar att ca 50% av den totala
instrålningen i Sverige består av diffust ljus (Sehati, Liinanki, & Grundbäck, 2016). Det finns ingen riktigt entydig avgränsning mellan norra– och södra Sverige, förutom att den direkta instrålningen alltid ökar med solhöjden (se Figur 2.3) (Svedjeholm, 2019). Solinstrålningen under vinterhalvåret vid nordliga förhållanden består därför till stor del av diffust ljus på grund av låg solbana och högt luftmassförhållande.
Begreppet luftmassförhållande används för att beskriva hur instrålningen påverkas av mängden atmosfär den passerar (Eke, Betts, & Gottschalg, 2016). Skalan varierar mellan 0–
38, där 0 är solljusets intensitet (W/m2) innan det når atmosfären, och 38 dess intensitet efter att ha passerat den maximala sträckan genom atmosfären. (RISE, 2020) Vid solens upp– och nedgångar går det att urskilja en rödskiftad nyans som växer ju mer solhöjden minskar. Detta är en direkt effekt av ett ökat luftmassförhållande som förskjuter ljuset mot det röda
spektrumet med längre våglängder (SMHI, 2020). Det långvågiga ljuset är mindre energirikt än det kortvågiga (blåskift, ultraviolett) vilket har betydelse för effektutbytet från en solmodul (Eke, o.a., 2016).
En ytterligare effekt av den låga solbanan är att solinstrålningen träffar en horisontalt monterad solcellmodul med låg infallsvinkel. En naturlig följd blir att öka solmodulernas lutning så att de kan fånga upp en större mängd instrålning från den låga solhöjden. (Khoo, o.a., 2014) En modell som visar hur solhöjden och luftmassförhållandet påverkar
instrålningen på jordytan visas i Figur 2.2.
6
Figur 2.2. Modellen visar solbanans betydelse för instrålningen vid olika luftmasseförhållanden. Bild: (RISE, 2020)
Luftmassförhållandet kan beräknas enligt
𝐴𝑀 = 1
sin(α) (2.1)
och ökar med lägre solhöjd enligt Figur 2.2.
Vid nordliga breddgrader beskrivs solinstrålningen med ett AM–värde på 2–3. En tabell över AM för olika områden visas i Tabell 2–1.
Tabell 2–1. Luftmassförhållandet för olika områden (RISE, 2020).
Luftmasseförhållande Område
AM 0 Solljusets intensitet innan det når atmosfären.
AM 1 Solljusets intensitet vid den kortaste vägen genom atmosfären, då instrålningen sker vinkelrätt mot jordytan, i zenit.
AM 1,5 Solljusets intensitet för mellanbreddgraderna, till exempel Nordamerika och Centraleuropa.
AM 2–3 Solljusets intensitet vid nordliga breddgrader, till exempel Skandinavien.
En uppfattning om ljusets sammansättning vid AM 1,5 ges av Figur 2.3. Som figuren visar består solinstrålningen efter att ha passerat atmosfären till största delen av direkt instrålning, medan en mindre del utgör diffust ljus. AM 1,5 används även då solmoduler klassificeras enligt STC (Standard Test Conditions) tillsammans med en instrålning på 1000 W/m2 och en modultemperatur på 25°C (Eke, o.a., 2016). STC, eller standardförhållanden, används för att uppskatta en moduls genererade effekt och kan därför vara missvisande då globalinstrålningen i Sverige uppnår som mest ca 900 W/m2 (molnfri sommardag) (SMHI, 2020). Vid nordliga förhållanden blir det uppskattade utbytet än mer missvisande.
7
Figur 2.3. Spektral Irradians för luftmassförhållande 1,5; vilket även motsvarar standartestförhållandet vid klassificering av en solmoduls genererade effekt. Bild: (Eke, o.a., 2016).
Solinstrålning och solbana
En av de mer påtagliga skillnaderna mellan norra– och södra Sverige är solens lägre bana över himlavalvet under framför allt vinterhalvåret. För att utbytet från en solmodul ska maximeras måste den inkommande solstrålningen träffa täckglaset1 i en 90° vinkel (Kalogirou, 2012).
Samma princip gäller för den inkommande solstrålningen genom atmosfären till jordytan.
Solinstrålningen sprids ut på en större yta vilket resulterar i en mindre effekt per kvadratmeter vilket visas i Figur 2.4. Till följd av den låga solbanan i norra Sverige behöver
solinstrålningen även gå igenom en större del av atmosfären, vilket resulterar i en lägre instrålad effekt vid jordytan. Detta får till följd att instrålningen minskar med lägre solbana.
(Eke, o.a., 2016)
1 Ett vanligt skyddslager över modularean för solmoduler som både fungerar som skydds- och antireflexionslager.
8
Figur 2.4. Modellen visar hur solinstrålningen varierar med latitud. Bild: (Lumen Learning, 2020)
För att få en överblick över hur solinstrålningen varierar med latitud i Sverige används ofta en solkarta. En vanlig enhet för att mäta ackumulerad globalinstrålning är kWh/m2, vilket anger den totala ackumulerade energimängden ett visst geografiskt område mottar under en tidsperiod, exempelvis ett år. Potentialen för en
solelinstallation kan på så vis uppskattas och förväntad produktion beräknas. (Sommerfeldt, af Klintberg, Muyingo, & Kristofferson, 2016) Den totala solinstrålningen över Sverige under 1 år visas i Figur 2.4. Som figuren visar mottar de södra delarna av landet, med Gotland i topp, ca 30% högre effekt från solen gentemot de norra delarna. Den naturliga konsekvensen blir en lägre årsvis potential för solel vad det gäller direkt instrålning och utbyte norrut, även om
soltimmarna under sommarhalvåret är fler än i övriga Sverige.
Ett exempel över hur globalinstrålningen varierar i Sverige gentemot ett område i södra Tyskland visas i Figur 2.6. Motsvarande graf för
globalinstrålningen vid Luleå Tekniska Universitet visas i samma figur.
Figur 2.5. Globalinstrålning över Sverige under 1 år.
Bild: (SMHI, 2020)
9
Figur 2.6. Graf över månadsvis ackumulerad instrålning för orter i Sverige samt München, Tyskland (t.v.) (RISE, 2020) och Luleå Tekniska Universitet (t.h.) (PVsyst, 2020).
Som figuren visar är instrålningen relativt lika för de olika orterna under sommarmånaderna.
Det är först under vinterhalvåret skillnader börjar uppstå vilket kan förklaras av en betydligt lägre latitud2 i München som resulterar i en högre solbana. Figuren visar därför på ett bra sätt solbanan– och latitudens betydelse för globalinstrålningen.
Figur 2.7 visar solbanediagram för Luleå respektive München under ett år (PVsyst, 2020).
Diagrammen visar en skillnad på över 15° i solhöjd (α) under december månad, vilket ligger till grund för resultaten i Figur 2.6.
Figur 2.7. Solbanediagram över München, Tyskland (t.v.) och Luleå Tekniska Universitet (t.h.) över 1 år. (PVsyst, 2020)
Sammanfattningsvis bidrar den lägre solbanan vid nordliga breddgrader negativt för utbytet från solceller. Både den ökade mängden atmosfär som reflekterar, sprider och absorberar
2 Systemet latitud/longitud används som geografiskt referenssystem över jorden yta. Latitud har sin nollpunkt vid ekvatorn och växer då avståndet till polerna minskar. Anges med prefixet N eller S beroende på nordlig- eller sydlig riktning från ekvatorn. Longitudens nollpunkt (nollmeridian) passerar genom Greenwich i sydöstra London och anges Ö eller V beroende av östlig eller västlig riktning. (Grundskoleboken, 2021)
10
solstrålningen samt den lågt infallande och minskade direkta solstrålningen, försämrar den infallande effekten på en horisontalmonterad solmodul.
Lutning och azimut
Vid solelinstallationer används främst två begrepp för att beskriva en solmoduls vridning och lutning gentemot väderstrecken; azimut och lutning. Azimut har olika definitioner beroende på källa, i detta arbete definieras den som vridningen i horisontalled av en solmodul med utgångspunkt i söder. Lutning definieras som solmodulens lutning i vertikalled, och är av särskild betydelse vid låga solbanor. Figur 2.8 visar sambandet mellan azimut och lutning som används vid placering och montering av solelinstallationer. (Wholesale Solar, 2020) (PV Education, 2020)
Figur 2.8. Sambandet mellan azimutvinkel (i figur z) och lutning (i figur α). Bild: (Lumen Learning, 2020)
Studier har visat en optimal lutning på ca 50° i Piteå (RISE, 2020), medan den generella rekommendationen i landet ligger på ca 42° (Sommerfeldt, o.a., 2016). Ett förenklat samband gällande lutning och azimut för solelanläggningar där en maximal årlig energiproduktion eftersträvas är en sydlig montering med lutning motsvarande latituden (RISE, 2020). Figur 2.9 visar hur lutning och orientering påverkar solelproduktionen i Piteå.
Figur 2.9. Simulerat årligt utbyte (kWh/kWp) för en enkelsidig solmodul som funktion av riktning och lutning i Piteå. Bild:
(RISE, 2020)
11
Beroende på när max genererad effekt önskas på året, kan sambanden
Vinter 𝐿𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 ∙ 0,9 + 29° (2.2)
Sommar 𝐿𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 ∙ 0,9 − 23,5° (2.3)
Vår/höst 𝐿𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 − 2,5° (2.4)
användas för att beräkna optimal lutning (DS New Energy, 2020).
Azimutvinkel och lutning för en solelanläggning kan optimeras med hjälp av ett
trackingsystem3. Systemet har till uppgift att följa solbanan och på så sätt tillgodogöra sig så mycket av solinstrålningen som möjligt. På detta vis maximeras utbytet under dagen till skillnad från en fast monterad solmodul där infallsvinkeln varierar beroende på solbanan under dagen. Systemet kan resultera i ett ökat utbyte på 30–40%, och lämpar sig bäst för områden där solbanan– och höjden varierar stort under året. Trackingsystem har en hög installationskostnad och lämpar sig bäst för större installationer och inte för privat bruk.
(Marsh, 2020) (Lane, 2020) Uppföljningar och studier har även visat att systemen tenderar att haverera på grund av stark vind eller andra ogynnsamma väderförhållanden (RISE, 2020).
2.1.2. Snö
Då en ökad nederbörd av snö är vanligt med stigande latitud förändras förhållandena för en solcellsanläggning vid nordliga breddgrader (SVEA Solar, 2020). Förutom den kanske självklara följden av skuggning då ett snötäcke bildas på solmodulens ovansida erhålls även ett positivt bidrag till solelproduktionen i form av reflektion från omgivningen beroende på hur modulerna är placerade. (Becker, o.a., 2006) (Energy Sage, 2020)
Skuggning
Skuggning från snö innebär att delar eller hela solmodulen är täckt av ett snölager som
förhindrar instrålningen att träffa modularean (Bengtsson, o.a., 2017). På detta vis kan utbytet försämras eller utebli helt under vinterhalvåret. Skuggning är därför mer vanligt
förekommande vid nordliga förhållanden och betraktas som en viktig parameter med negativ inverkan på solelproduktionen (van Noord, Berglund, & Murphy, 2017) (Pearce & Andrews, 2012). Ett exempel på vilka konsekvenser snö kan ha för en solcellsinstallation visas i Figur 2.10.
3 Trackingsystem produceras i två huvudtyper; enaxliga- och dubbelaxliga system. Enaxliga system rör sig i en riktning, medan dubbelaxliga system vänder sig direkt mot solen utifrån ett sfäriskt koordinatsystem vilket medför ett större nyttiggörande av den inkommande solstrålningen. (DS New Energy, 2020)
12
Figur 2.10. Bilden visar en takmonterad solcellsanläggning i München, Tyskland under vinterhalvåret. Delar eller hela utbytet från modulerna försvinner på grund av skuggning. Bild: (Becker, o.a., 2006)
En del av de negativa effekterna vid snöfall kan motverkas med tillräcklig lutning på
modulerna (Sandell, 2012). Då ett snötäcke ackumuleras med tillräcklig egentyngd glider det helt enkelt av täckglaset (Energy Sage, 2020) (Andrews, Pollard, & Pearce, 2013). Vid denna händelse är det rekommenderat att lämna en s.k. ’buffertzon’ för den avglidande snön och förhindra ackumulation vid modulernas nederkant (Energiforsk, Energimyndigheten, 2017).
Vid de fallen då lutningen inte är tillräcklig och ett snötäcke bildas kan produktion utebli helt vid ett snötäcke på ca 10 cm eller mer. Studier visar att anläggningar med en lutning upp till 30°4 påverkas betydligt värre av snöfall än de med högre lutning, där snö istället för att ligga kvar flera dagar, helt enkelt glider av modulerna (van Noord, o.a., 2017). Vid nordliga förhållanden har förlusterna på årsbasis till stor del att göra med när anläggning blir snöfri.
(RISE, 2020) Figur 2.11 visar betydelsen av lutning för solcellssystem vid snörika förhållanden.
4 I tillägg till lutning är snöavtäckningen även beroende av fukthalten i snön, relativ luftfuktighet, vindhastighet och modultemperatur. Fler parametrar påverkar avtäckningen, även om modulers lutning har störst betydelse för avtäckning och utbytet vid snörika förhållanden. (Townsend & Powers, 2011)
13
Figur 2.11. Solmoduler med lutning 19° (t.v.) respektive 41° (t.h.). Bild: (Stridh, Bengt, 2020)
Förlusterna från snöskuggning i Sverige har undersökts i en studie från orter i Norra Sverige (van Noord, o.a., 2017) och visas i Tabell 2–2 5 tillsammans med referensfall från
Nordamerika och Tyskland.6 Undersökningarna i Sverige har gjorts på anläggningar med låg lutning mellan 14–30°.
5 Studier gjorda vid hög elevation i alpin miljö visar en större mängd frusen nederbörd än studier gjorda vid mindre snörika förhållanden. Kvarliggande snötäcken på modularean är även relaterade till bland annat typ av nysnö, modul och aktuell utetemperatur på platsen. (Andrews, o.a., 2013) (Townsend & Powers, 2011)
6 Lutning på modulerna för de utländska studierna varierar mellan 0–70°. Beroende på snöförhållandena under försöken kan detta bidra till stor variation i snöfällning.
14
Tabell 2–2. Års– och dagsförluster för solelanläggningar vid ett antal experimentella utländska studier. Från områden med en variation i latitud på 27°.
Författare (Andrews, Pollard, &
Pearce, 2013)
(Sandell, 2012)
(Pearce &
Andrews, 2012)
(Townsend &
Powers, 2011)
(Becker, o.a., 2006)
(Brench, 1979) Titel The Effects of
Snowfall on Solar Photovoltaic Performance
The effect of snowfall on the power output of photovoltaic solar panels in Halifax, NS
Prediction of energy effects on photovoltaic systems due to snowfall events
Photovoltaics and snow: An update from two winters of measurements in the SIERRA
An
approach to the impact of snow on the yield of grid
connected PV systems
Snow–
covering effects on the power output of solar photovoltaic arrays
År 2013 2012 2012 2011 2006 1979
Breddgrad 49° N 44° N 49° N 39° N 48° N 37° N
Område Ontario, Kanada Nova Scotia, Kanada
Ontario, Kanada
Kalifornien, USA
München, Tyskland
Utah, USA
Lutning (°) 5–60 45 10–70 0–39 28 30–40
Årliga förluster (%)
1–3,5 <69
(dagsförluster)
2–6 6–26 0,3–2,7 0,84–2
Författare (van Noord, Berglund, &
Murphy, 2017)
(Marion, Schaefer, Caine, &
Sanchez, 2013)
(Heidari, Gwamuri, &
Pearce, 2015)
(Haque &
Sheth, 2017)
(Powers, Newmiller,
&
Townsend, 2010)
(Failla, 2016)
Titel Snöpåverkan på solelproduktionen
Measured and modeled photovoltaic system energy losses from snow for Colorado and Wisconsin locations
Impact of Snow and Ground Interference on
Photovoltaic Electric System Performance
Energy Loss in Solar
Photovoltaic Systems Under Snowy
Conditions
Measuring and modeling the effect of snow on photovoltaic system performance
Snow and Ice on
Photovoltaic Devices:
Analysis of a Challenge and Proposals for Solutions
År 2014–2016 2010–2012 2013–2014 2016 2009–2010 2016
Breddgrad 63°, 63°, 64° N 44° N 40°, 42° N 51° N 39° N 63°°, 59°, 60°
Område Umeå,
Västerbotten;
Örnsköldsvik, Ångermanland;
Bleka, Jämtland
Colorado, Wisconsin;
USA
Michigan, USA
Calgary, Kanada
Kalifornien, USA
Trondheim, Oslo, Bergen;
Norge
Lutning (°) 14–30 15–35 0–45 44 0–39 30
Årliga förluster (%)
1,6–9,8 1,1–12,5 5–34 9 12–18 1–3
15
Vid uppförandet av en solcellsanläggning där modulerna är monterade nära underlaget är det särskilt viktigt att beakta eventuell ackumulation av snö. Vid kraftigt ihållande snöfall finns det risk att modulerna täcks av snö från underlaget och upp. (Andrews, o.a., 2013) Denna företeelse skiljer sig från reguljär snöskuggning och resulterar i betydligt värre konsekvenser för elproduktionen (Townsend & Powers, 2011). Vid ihållande låg temperatur och betydande vind finns det risk att snön packas och till slut fryser vilket försvårar frigörandet av modulen samtidigt som det förlänger smälttiden vid varmare förhållanden. Vid installation av
solelanläggningar är en generell rekommendation att be fastighetsskötaren eller markägaren redogöra för snöförhållandena på platsen så skuggning på grund av låg lutning,
snöackumulation eller snöras kan undvikas (RISE, 2020) (Bengtsson, o.a., 2017).
Teknisk överblick över skuggning och modulprestanda
För solceller är skuggning ett övergripande begrepp och förekommer inte bara på grund av snö. Skuggning definieras som en effektförlust på grund av försämrade
instrålningsförhållanden och kan uppstå från en rad olika källor. Avföring från fåglar, damm, smuts, sot samt inverkan av omgivande byggnader och objekt kan alla orsaka skuggning och bör tas i beaktande vid en solelinstallation (Bengtsson, o.a., 2017). Skuggningens betydande inverkan på solcellsmoduler kan härledas till solcellers seriekoppling som är standard i de flesta kommersialiserade moduler idag. Då en enskild– eller ett par celler utsätts för skuggning begränsas strömstyrkan i hela slingan (eller modulen) då strömstyrkan i en seriekoppling alltid är homogen. (PV Education, 2020) (Kovacs, 2019) En skiss över hur kopplingen kan se ut i en solcellsmodul ges av Figur 2.12.
Figur 2.12. En modul med 36 individuella celler seriekopplade i 4 strängar (vågräta rader). Bild: (PV Education, 2020)
Uppbyggnaden av kretssystemet i en modul medför därför att prestandan kan sjunka drastiskt då bara några procent av modularean skuggas. Av denna anledning har de flesta moduler idag en förbikoppling som kallas bypass–dioder eller shunt–dioder (Baranzahi, 2020).
Komponenten leder ström förbi strängen med de skuggade cellerna så de övriga slingorna inte påverkas av den minskade strömstyrkan i den skuggade strängen. På detta vis kan de
omgivande strängarna fortsätta att producera maxeffekt utan att påverkas av tappet i strömstyrka för den skuggade strängen. (Mohammed, Kumar, & Gupta, 2020) (Bengtsson, o.a., 2017) Principen visas i Figur 2.13.
16
Figur 2.13. Modellen visar principen bakom bypass–koppling för en modul med seriekopplade celler. Figuren visar bypass av enskilda celler, ej strängar. Bild: (Bengtsson, o.a., 2017)
I de vanliga kristallina solcellsmodulerna med 60 celler är bypass–dioderna normalt
monterade på modulens kortsida, medan de seriekopplade strängarna löper längs långsidan (RISE, 2020). Detta har stor betydelse för effektförlusterna som kan uppstå på grund av exempelvis snöskuggning och är relaterat till modulernas placering. Det skiljs i regel mellan två olika typer monteringsmöjligheter när det gäller rektangulära solcellsmoduler; porträtt–
och landskapsorienterad montering. Vid landskapsorientering är modulerna placerade vågrätt med långsidan nedåt, medan porträttmontering avser stående moduler med kortsidan nedåt.
Då effektförluster varierar beroende på skuggningens placering (över celler i en sträng eller över flera strängar) spelar modulernas montering en viktig roll för varje moduls utbyte.
(Bengtsson, o.a., 2017). Snö har en tendens att sist smälta bort/glida av modulens nederkant vilket kan få förödande konsekvenser vid en porträttmonterad anläggning. Snö på
modulareans nederkant täcker då en liten del av samtliga strängar vilket resulterar i att alla bypass–dioder aktiveras. Konsekvensen blir strömlösa strängar vilket leder till att hela modulens effekt uteblir. (RISE, 2020) Fenomenet visas i Figur 2.14–15.
Figur 2.14. Principskiss över skillnaden i effektförlust för porträtt (a)– och landskapsorienterad (b) montering. Blå toning indikerar strömgenererande celler och grå toning icke–strömgenererade då de blivit bortkopplade av bypass–dioder vid
modulens kortsida. Svart toning avser skuggningens omfång. Bild: (RISE, 2020)
17
Figur 2.15. Ett vanligt scenario vid avsmältning för porträttmonterade moduler. Snön smälter uppifrån och ner och bildar en strimma med snö vid ramens nederkant. Bild: (van Noord, o.a., 2017)
Snöns inverkan på utbytet för en solcellsanläggning vintertid begränsas av en redan låg solinstrålning vid snörika förhållanden. Vid händelsen av snöfall är utbytet från anläggningen redan lågt (mulet väder, låg direkt instrålning), vilket minskar de faktiska förlusterna orsakade av snö i förhållande till snöfria förhållanden. De större förlusterna uppkommer då
väderförhållandena är gynnsamma (klar himmel/hög direkt instrålning) men ett kvarvarande snötäcke fortfarande täcker modularean. (Becker, o.a., 2006) I en studie gjord på snöförluster för solel i norra Sverige visas tydligt ett snötäckes inverkan på elproduktionen för olika grader av snöskuggning. Resultat från studien visas i Figur 2.16–17.
Figur 2.16. Graf över solelproduktion relativt globalinstrålning för 14° lutning vid olika snötäckningsgrader. Studie från västorienterad solelanläggning i Umeå under 3 dygn. Bild: (van Noord, o.a., 2017)
18
Figur 2.17. Graf över solelproduktion relativt globalinstrålning för 21° lutning vid olika snötäckningsgrader. Studie från sydvästorienterad solelanläggning i Bleka, 30 km söder om Östersund under 4 dygn. Bild: (van Noord, o.a., 2017)
Figurerna visar att ett snötäcke över modularean har mycket negativa konsekvenser för elproduktionen. Dock kan en mindre mängd ljus tränga igenom snötäcket om det inte är för tjockt som visas i Figur 2.17. Beroende på typ av snö kan ljus nå modularean genom
snötäcken upp till 10 cm (RISE, 2020). I övriga fall är utbytet från modulerna starkt relaterat till snöfri modularea och globalinstrålning.
Förluster för årsproduktionen av solel på grund av snötäcken är oftast mindre än 10%, men har under riktigt ogynnsamma förhållanden visat sig nå upp till 34%. Vid dessa
förutsättningar har 90–100% av den beräknade produktionen under vintersäsongen gått förlorad. I allmänhet beräknas förluster under vinterhalvåret på grund av snötäckning till över 25% beroende på latitud och geografi. (Pawluk, Chen, & She, 2019)
Reflektion
Reflektionsförmågan, albedo (α), anger hur stor del av inkommande strålning som reflekteras mot ett material. α varierar mellan 0–1, där 0 representerar fallet då ingen reflektion sker, och 1 att 100% av strålningen reflekteras. Då snö har ett relativt högt α kan reflektionen från ett närliggande snötäcke ha betydande inverkan på den genererade effekten från en solmodul.
(Jalder, 2020) Reflektionsförmågan varierar beroende på material och olika typer av snö som framgår av Tabell 2–4.
19
Tabell 2–4. Albedo för olika underlag och material vanligt förekommande vid solcellsinstallationer. (RISE, 2020)
Material Albedo
Asfalt 0,08
Gräs 0,27
Betong 0,28
Takplåt 0,35
Gammal snö 0,63
Nysnö 0,88
Då en solcellsinstallation är placerad i ett område där reflektionen är hög kan utbytet förbättras med dubbelsidiga moduler. En dubbelsidig modul är konstruerad så den utsätter både fram– och baksidan för ljus. (Appelbaum, 2016) Dessa moduler kan därför vara
gynnsamma vid snörika förhållanden då omgivningens reflektionsförmåga ökar. Ett begrepp som används vid beräkning och simulering för dubbelsidiga moduler är bifacial gain som beräknas enligt
𝐵𝑖𝑓𝑎𝑐𝑖𝑎𝑙𝑔𝑎𝑖𝑛 =𝑌𝑑𝑢𝑏𝑏𝑒𝑙
𝑌𝑒𝑛𝑘𝑒𝑙 − 1. (2.5)
Ekvation 2.5 visar hur stor del (%) som produktionen ökar genom användandet av en
dubbelsidig kontra enkelsidig solmodul, där 𝑌 avser elproduktionen från en enkel- respektive dubbelsidig modul. Figur 2.18 visar exempel på dubbelsidiga (bifacial) solmoduler.
Figur 2.18. Dubbelsidiga solmoduler monterade på träramar vid universitetsområdet i Piteå. Solmodulerna är en del av ett forskningsprojekt där markreflektion och lutning undersöks. Modulerna har både transparent över– och undersida. Bild:
(Pite Energi, 2020)
Mätningar har gjorts med öst–väst monterade dubbelsidiga moduler med vertikal lutning i Piteå, vilka visat på en vinst i elproduktion under vinterdagar på upp emot 84% gentemot enkelsidiga (Jalder, 2020). Resultaten från mätningarna visas i Tabell 2-5 och 2-6. Dessa
20
moduler har dock varit placerade i en lång rad med stora inbördes avstånd och inte påverkats av skuggning från varandra. Orienteringen i öst–västlig riktning är också en bidragande faktor till ett högt bifacial gain. Öst–västlig orientering är dock ovanlig vid solelinstallationer och sänker instrålningen på solmodulens framsida, vilket får sättas i relation till den ökade instrålningen/reflektionen på baksidan. Vid en solcellsinstallation på till exempel ett tak där ytan är begränsad kan förhållandena som visas i Tabell 2–5 och 2–6 vara svåra att uppnå.
Maximalt utbyte från dubbelsidiga moduler fås då de är monterade så högt upp som möjligt från markplanet, då andelen reflekterad strålning ökar (Jalder, 2020). Vid till exempel
takmontage kan det vara olämpligt att ha moduler monterade högt ovanför markytan på grund av stark vind eller stridandet mot byggnormer.
Tabell 2–5. Bifacial gain från mätningar våren 2020 på en modul vid forskningsanläggningen Solvåg i Piteå med en lutning på 35°. (Jalder, 2020)
Datum 18/2 19/2 11/3 20/3 5/5
Riktning Syd/nord Syd/nord Syd/nord Syd/nord Syd/nord
Markförhållande Nysnö Nysnö Snö Snö Skogsmark
Väder Sol Mulet Mulet Sol Sol
Klarhetsindex 0,13 0,08 0,04 0,24 0,35
Albedo 0.80 0,81 0,75 0,71 0,16
Bifacial gain (%) 18 33 48 16 12
Tabell 2–6. Bifacial gain från mätningar våren 2020 på en modul vid forskningsanläggningen Solvåg i Piteå med en lutning på 89°. (Jalder, 2020)
Datum 24/2 25/2 12/3 18/3 7/5
Riktning Öst/väst Öst/väst Öst/väst Öst/väst Öst/väst
Markförhållande Snö Snö Snö Snö Visset gräs
Väder Mulet Sol Mulet Sol Sol
Klarhetsindex 0,06 0,14 0,10 0,27 0,35
Albedo 0,76 0,75 0,72 0,60 0,26
Bifacial gain (%) 84 64 62 64 80
Beroende på lutning kan baksidan av en solcellsmodul utsättas för 25–50% av den
inkommande globalinstrålningen på modularean (Townsend & Powers, 2011) (Ross, 1995).
För enkelsidiga moduler gäller generellt att effekten från den reflekterade strålningen växer med ökande lutning. En modul med lutning på 30° utsätts endast för 7% av marklagrets reflekterande strålning. En lutning på 60° eller 90° medför att modularean tar emot 25%
respektive 50% av den reflekterade strålningen. (RISE, 2020) Detta resonemang, tillsammans med valet av orientering för solmodulerna, stämmer väl överens med resultaten i Tabell 4–5 där markreflektionen har en stor inverkan på elproduktionen. Ett samband mellan den reflekterade effekten under en viss tid på dygnet för en fast monterad enkelsidig modul med godtycklig lutning kan ses i Figur 2.19 (Amerisolar, 2020).
21
Figur 2.19. Reflekterad effekt vid olika albedo under ett dygn för en enkelsidig solmodul med godtycklig lutning (USA). Bild:
(Amerisolar, 2020)
Figuren visar att den reflekterade effekten är som störst mitt på dagen, då solen står som högst. Då solelanläggningar vid nordliga breddgrader generellt gynnas av hög lutning, (gällande solbana) ökar även möjligheterna till ökad produktion på grund av reflekterad strålning från marken. Anmärkningsvärt i Tabell 2–5 är den relativt höga produktionsvinsten vid användandet av dubbelsidiga moduler för en relativt låg lutning och sydlig orientering.
Resultaten i Tabell 2–5 och 2–6 visar bifacial gain för vinter/vår då marken till stor del är snötäckt och solbanan relativt låg. För att ge en rättvisare bild hur dubbelsidiga moduler presterar gentemot enkelsidiga har RISE Energy Technology Center simulerat skillnaden i årlig produktion mellan en öst/väst–monterad dubbelsidig solmodul och en enkelsidig optimalt orienterad solmodul i Piteå (RISE, 2020). Resultatet visas i Figur 2.20.
Figur 2.20. Bifacial gain under ett år för en öst/väst–monterad dubbelsidig solmodul och en enkelsidig med optimal lutning i Piteå. Bild: (RISE, 2020)
Som figuren visar gynnas den årliga solelproduktionen av en närmast vertikal lutning för den dubbelsidiga solmodulen.
22
För enkelsidiga moduler skriver (Ross, 1995), att följande antaganden gäller för snötäckning på solmoduler:
1. Majoriteten av den inkommande strålningen på framsidan av en solmodul kommer bestå av direkt och diffust ljus, då modularean är vänd mot solen och himlen.
Reflektionen från markytan kommer att vara låg.
2. En stor del av området ’sett’ av baksidan på en solelinstallation ligger under eller bakom installationen. I de flesta fall kommer detta område vara skuggat från diffust och direkt ljus av installationen själv.
3. Installationer på norra halvklotet kommer ha en mycket liten del direkt solljus som träffar baksidan av solmodulerna, på grund av den låga solbanan. En mycket liten del direkt instrålning kan tänkas träffa baksidan under tidig morgon eller kväll under vinterhalvåret (förutsätter sydlig montering).
Sammanfattningsvis, i fallet vid användandet av enkelsidiga moduler, bör lutning– och azimutvinkeln för en solelinstallation optimeras för den direkta– och diffusa instrålningen, och inte efter markreflektionen (RISE, 2020). Vid användandet av dubbelsidiga moduler kan andra förutsättningar gälla.
Last
Förutom skuggning kan kraftigt snöfall föra med sig ytterligare negativa parametrar för solelinstallationer. Snölaster kan uppkomma på solmoduler med tillräckligt låg lutning och varierar med typen av snö och väderförhållanden. (Sandell, 2012) (Becker, o.a., 2006) Tabell 2–7 visar densiteten för några vanliga typer av snö under året.
Tabell 2–7. Densitet över några vanliga snötyper under året. (SMHI, 2020)
Snötyp Densitet
(kg/m3)
Mycket fluffig snö < 30
Nyfallen torr snö 30–100
Våt nysnö 100–200
Vindpackad nysnö 200
Packad senvintersnö 200–300
Vårsnö under avsmältningens slutskede
400
Som tabellen visar varierar densiteten stort beroende på snötyp. I många fall då egentyngden hos snö kan innebära en fara för solelinstallationer måste en ackumulering ske, oftast under längre tidsperioder (SMHI, 2020) (Aarseth, o.a., 2007). Som nämnts i tidigare kapitel är lutning en avgörande faktor för snöackumulation. Minsta rekommenderade lutning för att undvika snöansamling varierar för en rad olika studier som gjorts på området (Granlund, Narvesjö, & Petersson, 2019) (Heidari N. , Gwamuri, Townsend, & Pearce, 2015) (Becker, o.a., 2006) m.fl. och är starkt beroende av väderförhållanden på platsen och typ av modul som
23
används. Studier gjorda på ramlösa kontra icke ramlösa moduler har visat att moduler med ram generellt löper större risk för snöackumulering samt längre tid för snöavtäckning (Riley, Burnham, Walker, & Pearce, 2019). När tyngre snömassor glider av täckglaset på en
solmodul löper även modulramens nederkant risk att deformeras eller slitas loss. Vatten och snö kan leta sig in under ramen och orsaka frysskador som spränger solcellerna och modulens framsida. (RISE, 2020)
Byggnormerna för hus i Sverige varierar med vilka snölaster som kan uppstå i olika delar av landet. Boverket har sammanställt en karta över prognosticerad maximal snölast för olika områden vilken avser största snölast7 på mark som uppkommer en gång vart 50e år (Boverket, 2020). Kartan visas i Figur 2.21 och tar inte hänsyn till förhållanden som till exempel
snöansamlingar till följd av vind eller snöras, vilka annars är vanliga vid byggnader.
Områden i södra Sverige drabbas ofta inte lika hårt av ackumulerade snötäcken som områden i norra Sverige. Då temperaturen under vinterhalvåret ofta är lägre tenderar snötäcken att ligga kvar längre än i södra Sverige. (RISE, 2020)
Figur 2.21. Karta över snölastzoner i Sverige. Bild: (Boverket, 2020)
Problemen relaterade med snölaster kan både vara förknippade med själva solelanläggningen (moduler, stativ) och den underliggande konstruktionen i byggnaden. Vissa av problemen är relaterade till installatörers ovana vid snörika förhållanden. (RISE, 2020) RISE Energy Technology Center har intervjuat ägare för solelinstallationer i norra Sverige och listat problemområden som uppstått på grund av den ökade nederbörden och ackumulationen av snö. Områdena visas i Tabell 2–8 och visualiseras i Figur 2.22.
7 Kartläggningen tar inte hänsyn till parametrar som kan öka snölasten på vissa områden. Snöras från intilliggande strukturer eller drivbildning på grund av vind är exempel på parametrar som vid särskilda förhållanden kan öka snölasten. (Boverket, 2020) (Brooks, Gamble, Dale, Gibbons, & Williams, 2014)
24
Tabell 2–8. Problemområden förknippad med snölaster. (RISE, 2020)
Problemområde Orsak
Sönderslitna kablar och kontakter Glidande snömassor och fastfruset kablage
Böjda/lösa skenor i stativ Utsatt placering och otillräcklig infästning
Spräckt täckglas Böjd eller lösriven
modulram
Figur 2.22. Spräckt täckglas till följd av deformerad modulram (röd markering). Bild: (RISE, 2020)
Förutom riskerna för snöansamlingar till följd av kraftigt snöfall kan även solelinstallationer nära markplanet löpa ökad risk för snöackumulation på modularean. Då snöyran är störst längs markytan vid till exempel nysnö och stark vind finns risk för drivbildning på
solmodulerna beroende på lutning och orientering. Vid riktigt kalla vintrar och stark vind får även snökristallerna sandliknande egenskaper vilka kan orsaka nötning på ytor och till exempel skrapa loss färg från konstruktioner. (Ross, 1995) En trolig orsak till det spruckna täckglaset i Figur 2.22 är avsaknaden av bakomliggande ramverk vid modulernas långsidor.
Hög punktlast i mitten av modulen resulterar därför i böjning av modulramen och till slut knäckning av täckglaset (RISE, 2020). Detta är ett exempel på problemområden ovanliga för installationer söderut som uppkommer till följd av nordliga förhållanden och ovana hos installatörer.
Då förekomsten av snölaster på byggnader inte alltid uppkommer homogent finns en risk för snedbelastning och skjuvning. Denna risk kan intensifieras med uppförandet av en
solelanläggning, då den kan ackumulera snö i större eller mindre omfattning än övriga taket.
Lutningen på solelinstallationer påverkar även den individuella snölasten på en enskild modul, vilken ofta ger upphov till en inhomogen belastning. Maximalt statiskt tryck för en solmodul är en av parametrarna ofta angivet på dess datablad. Ett typiskt värde för många moduler är 5,4 kN/m2. (RISE, 2020) Studier har dock visat att elproduktionen kan påverkas
25
negativt vid lägre, upprepade belastningar (Buerhop-Lutz, o.a., 2017) och vid inhomogena lastförhållanden (Mathiak, o.a., 2016).
För solelinstallationer vid nordliga förhållanden är det sammanfattningsvis viktigt att
installatören är medveten om snöförhållanden och vilka speciella förutsättningar som gäller på platsen. Utifrån detta får monteringssystem, stativ och kabeldragning installeras på ett sätt som förhindrar skador på anläggningen på grund av frys– och smältskador och stora snölaster.
Exempel på åtgärder är en extra monteringsskena bakom varje modulrad, övervägandet att använda ramlösa moduler för mindre snöackumulering samt valet av glas–glasmoduler som minskar risken för sprickor och degradering (RISE, 2020). Anläggningens varierande och inhomogena ackumulation av snö i relation till övriga takytor måste även tas i beaktande vad det gäller hållfastheten för tak och bärande konstruktioner.
Snöborttagning
Då de betydande förlusterna från snöskuggning uppkommer när ett kvarvarande snölager täcker modularean vid klart väder, har snöborttagningen betydelse för solelproduktionen under vinterhalvåret (van Noord, o.a., 2017) (Becker, o.a., 2006) (Andenæs, o.a., 2018). En studie gjord i München, Tyskland undersökte sambandet mellan solelproduktion och höjden av täckande snölager. (Becker, o.a., 2006). Resultatet visas i Figur 2.23.
Figur 2.23. Graf över elproduktion relativt höjd av nyfallen– och total snöansamling på modularean. Bild: (Becker, o.a., 2006)
Studien visar ett klart samband mellan minskad elproduktion och tilltagande höjd på täckande snölager. Förutom den självklara åtgärden att motverka takras vid stora snöackumulationer,
26
kan det därför även vara lämpligt att snöröja solelinstallationer för att öka utbytet under vinterhalvåret.
RISE Energy Technology Center har under sin utredning om nordlig solel listat tre skäl att snöröja en solelinstallation (RISE, 2020), trots att arbete på tak kräver förkunskap och skyddsanordningar (Arbetsmiljöverket, 2020):
• I de fall den underliggande konstruktionen medför risk för takras på grund av stor last, måste takytor röjas oberoende av installationen av solel på taket.
• Även om inte snölasten överstiger modulernas maximala statiska tryck, kan skador och sprickor uppkomma.
• Solelproduktionen kan förbättras avsevärt på grund av snötäckets längre avsmältningsperiod i norr.
Då modularea och övriga komponenter i en solelinstallation oftast är betydligt ömtåligare än omgivande områden på taket kan snöröjning på solmoduler innebära en risk. Konventionell snöskottning med snöskyfflar och andra snöredskap kan medföra en fara då de ofta har en skarp kant på änden närmast markytan (RISE, 2020). Risk finns att knäcka eller repa
täckglaset på modulerna så solinstrålningen försämras eller solcellerna skadas (Andenæs, o.a., 2018). Ett sätt att undvika detta problem är att lämna ett tunt lager snö på modulerna istället för att barskrapa dem med snöredskap. Det tunna lagret snö har en betydligt lägre
avsmältningstid, vilket innebär att modularean snabbare kan börja producera el vid klart väder. (RISE, 2020)
En rad olika tekniker är under utveckling och på marknaden gällande snöborttagning för solmoduler. Av de enklare varianterna tillhör snöhyvel och snöraka de vanligare. Snöhyveln skär ut block av snö som glider ner på en glatt duk, medan rakan drar ned snön med
handkraft. (Bauhaus, 2020) (Laitis, 2020) Redskapen visas i Figur 2.24.
Figur 2.24. Användandet av snöhyvel (t.v.) och vanlig modell av snöraka (t.h.). Bild: (Laitis, 2020), (Bauhaus, 2020)
Andra tekniker som använder energi för att värma solmodulerna inkluderar norska
WeightWatcher, där solmodulerna värms upp och smälter snön vid en viss belastningsgräns (Solenerginyheter, 2020) och solfångare, som genom konduktion överför värme till
solmodulerna och smälter snön (Pawluk, o.a., 2019). En annan teknik innebär
sammankoppling mellan byggnadens värmesystem och solmodulerna, vilket medför både
27
användning av restvärme från solmodulerna till hushållet och tillförd värme för att smälta snö (Debbarma, Sudhakar, & Baredar, 2016). Alternativ då den enskilda solcellen värms upp existerar också. En strömkälla är då kopplad i motsatt riktning till den alstrade strömmen i varje cell vilket värmer cellen enligt Joules effektlag (RISE, 2020). Exempel på andra passiva tekniker utan direkt energibehov är en s.k. Venturi deflektor, där deflektorer monteras på ett sätt så de leder ned inkommande vind till modularean och på så sätt blåser bort snön.
Tekniken med värmeledande solfångare och Venturi deflektorer visas i Figur 2.25.
Figur 2.25. Principskiss över två tekniker för snöborttagning. Solfångare som genom konduktion värmer solmodulerna (t.v.) och Venturi deflektor (t.h.) där vind leds ned över täckglaset på solmodulen. Bild: (Pawluk, o.a., 2019)
I allmänhet är det rimligt att väga kostnaderna för borttagning av ackumulerad snö på solelinstallationer mot vinsterna i produktion som bortforslad snö skulle medföra (RISE, 2020).
2.1.3. Temperatur
Solcellsmodulers verkningsgrad påverkas av de enskilda solcellernas temperatur (Honsberg &
Bowden, 2020). Den fotoelektriska effekten är en egenskap som återfinns hos vissa material och beskrivs förenklat som en förmåga att absorbera ljusets fotoner och släppa ifrån sig elektroner (Knier, 2020). En typisk kiselbaserad solcell är uppbyggd av två olika dopade kiselskikt. Kiselskikten är förorenade med ett atomslag (vanligen bor/fosfor, p/n–dopning) med ett udda antal valenselektroner gentemot kiselatomerna. Då atomslagen i skikten binder till varandra med kovalent (elektronpar) bindning bildas ett underskott respektive överskott av elektroner i bindningen som visas i Figur 2.26. (Dessus & Pharabod, 2000)
