Som ett delprojekt i Smart Grid Gotland har installationer av några solcellsanläggningar gjorts öster om Endre, ca 12 km öster om Visby. Jag har varit delaktig som ABB:are i installationsprojektet. Igår var projektgruppen på plats för att studera installationen som kopplades in till nätet i mitten av veckan. Anläggningarna är placerade på åkermark och vi hade även nöjet att träffa markägaren Bengt.
I tabellen nedan finns lite information om solcellsanläggningarna (några uppgifter saknades när inlägget skrevs, får komplettera senare), som är uppförda av Direct Energy. Syftet med installationen är att i ett annat delprojektet utvärdera anläggningarnas eventuella påverkan på elkvalité vad gäller överspänning, flimmer och övertoner. Den utvärderingen kommer Arne Berlin, Pöyry, att vara ansvarig för.
För egen del är ambitionen att bland annat utvärdera driftdata tillsammans med Gotlands Energi (GEAB). Gotland har mest solinstrålning i Sverige så här borde vi kunna se riktigt höga utbyten för Sverige. 1100 kWh/kW borde vara möjligt under ett normalsoligt år, vilket är en uppskattning baserad på SMHI:s solinstrålningskartor och utbyte från anläggningar i Mälardalen. Ska bli intressanta att se hur stora skillnaderna blir mellan de olika anläggningar, där både solcellteknologi och val av växelriktare varierar.
Några viktiga skillnader kan redan på detta stadium konstateras mellan de olika solcellsteknologierna:
- För en given effekt behövs markant färre moduler av de kiselbaserade än av CIGS (tunnfilm, bestående av koppar-indium-gallium-diselenid). Det beror dels på en högre verkningsgrad för kisel, dels på att modulytan är större för kiselmodulerna. Även på de små anläggningarna på 3,24-3,3 kW blir skillnaderna betydande. 12 monokiselmoduler behövdes för 3,24 kW, medan det krävdes 30 CIGS-moduler för 3,3 kW. För de större anläggningarna är det också stora skillnader. 92 polykiselmoduler gav 22,54 kW, medan det blev 204 CIGS-moduler för 22,44 kW. Färre moduler innebär även mindre materialåtgång i form av färre metallprofiler för montering av modulerna, färre förankringsstenar för profilerna och mindre DC-kablage mellan modulerna samt i detta fall även lägre markhyra eftersom ytan blir mindre för kiselmodulerna. Det blir även en mindre yta att i framtiden hålla fri från växtlighet framför modulerna för kiselmodulerna.
- Modulspänningen för de kiselbaserade modulerna är mycket lägre än för CIGS-modulerna. Det betyder att man kan seriekoppla betydligt fler kiselmoduler än CIGS-moduler. På 22,54 kW anläggningen kunde 23 kiselmoduler seriekopplas per sträng, vilket skulle ge en strängspänning på 695 V vid STC (Standard Test Conditions = 1000 W/m2, 25°C celltemperatur och ett spektrum motsvarande ”air mass” 1,5). För CIGS-modulerna kan man bara seriekoppla 9-10 moduler vid motsvarande spänningsnivå. Detta betyder att det blir färre strängar och därmed mindre DC-kablage för kiselmodulerna.
- De ramlösa, dubbelglasade, tunnfilmsmodulerna krävde mer varsam hantering vid monteringen. Det uppstod en modulskada vid installationen, men det rutinerade installationsföretaget var förberett på att det kunde hända, så man hade beställt några reservmoduler.
- Ovanstående faktorer ger alla fördel för kiselbaserade moduler. Det tar därmed längre tid att installera en solcellsanläggning med CIGS-moduler = högre installationskostnad. Det krävs även mera montagematerial (metallprofiler för montering av modulerna och DC-kablage). Det gör i sin tur att CIGS-modulerna måste vara signifikant billigare i inköp för att kunna konkurrera prismässigt med kiselbaserade moduler när det gäller investeringskostnad för en färdig anläggning. Eftersom så inte är fallet blir produktionskostnaden per kWh lägst för kiselbaserade moduler i dagsläget.
Tunnfilmsteknologierna har därmed det tufft i konkurrensen med kiselsolceller. På EU PVSEC 2013 i förra veckan visades att tunnfilmsteknikerna (CdTe, CIGS etc) har förlorat marknadsandeler tre år i rad under 2010-2012 och att den var 11% under 2012. Det gavs inte heller något hopp om någon vändning av denna trend inom en nära framtid. Tunnfilmsforskarna har därmed en rejäl utmaning att hugga tag i…
Här nedan är några bilder från gårdagen.
Enligt hemsidan för Smart Grid Gotland är det ”ett utvecklingsprojekt som ska visa hur det är möjligt att modernisera ett befintligt elnät för att ansluta mer förnybar energi med bevarad eller förbättrad elkvalitet. Projektet är ett samarbetsprojekt mellan Vattenfall, ABB, Gotlands Energi AB, Svenska Kraftnät, Schneider Electric och KTH och är delfinansierat av Energimyndigheten.”
| Solcellsystem | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Effekt (kW) | 22,54 | 22,44 | 3,24 | 3,24 | 3,3 |
| Antal moduler | 92 | 204 | 12 | 12 | 30 |
| Modullutning (grader) | 45 | 45 | 45 | 45 | 45 |
| Modul | IBC PolySol 245 CS | SL2-100 | YL270C-30b | YL270C-30b | SL2-100 |
| Tillverkare | ? | Solibro Hanergy | Yingli | Yingli | Solibro Hanergy |
| Tillverkningsland | Kina | Tyskland | Kina | Kina | Tyskland |
| Solcelltyp | Poly-Si | CIGS | Mono-Si | Mono-Si | CIGS |
| Moduleffekt vid STC (W) | 245 | 110 | 270 | 270 | 110 |
| Umpp vid STC (V) | 30,2 | 72,4 | 31,1 | 31,1 | 72,4 |
| Impp vid STC (A) | 8,12 | 1,52 | 8,68 | 8,68 | 1,52 |
| Modulverkningsgrad | 15,0% | 11,7% | 16,5% | 16,5% | 11,7% |
| Antal strängar | 4 | ? | 1 | 1 | ? |
| Moduler per sträng | 23 | ? | 12 | 12 | ? |
| Strängspänning | 695 | ? | 373 | 373 | ? |
| Växelriktare | SMA, 3-fas | Danfoss, 3-fas | Fronius IG Plus, 1-fas | ABB PVS300, 1-fas | SMA, 1-fas |
PS. Artikel Första steget mot färre strömavbrott fanns införd på helagotland.se 2013-10-11. Bilden i artikeln är dock inte från de gjorda installationerna, utan är en arkivbild.
PS 2013-11-06. SMA har publicerat en intressant artikel “Grid connection” där man beräknat hur mycket effekt man kan ansluta på en fas utan att växelriktaren stoppar på grund av att nätspänningen blir för hög.
Klicka på bilderna för att se dem i större storlek.
45 kW solcellsanläggning, med polykiselmoduler (närmaste två raderna) och CIGS tunnfilmsmoduler. Gotland 2013-10-11.
45 kW solcellsanläggning, med polykiselmoduler (två rader till höger) och CIGS tunnfilmsmoduler (tre rader till vänster). Gotland 2013-10-11.
Från vänster kisel-, CIGS- och kiselsolceller, med en effekt på 3,24 – 3,3 respektive 3,24 kW. Gotland 2013-10-11.
Moduler av CIGS tunnfilm från Solibro Hanergy. Gotland 2013-10-11.
Moduler av polykristallint kisel. Gotland 2013-10-11.
Moduler av monokristallint kisel från Yingli. Gotland 2013-10-11.
DC-kablage från en rad CIGS-moduler till vänster (många kablar) och en rad Si-moduler till höger (fyra kablar från två strängar). Gotland 2013-10-11.
Vad är syftet med de två anläggningarna som är identiska så när som på växelriktarvalet? Vill man jämföra val av växelriktare? I sådana fall, är det inte resultatet ganska förutsägbart att jämföra en ny ABB mot en äldre Fronius? Vill man kanske ha ett resultat som säger att ABB är bättre? Annars hade man bättre valt en Fronius Galvo (om man nu skulle ha just Fronius) som är betydligt mer jämförbar i “årsmodell”.
Själv tycker jag det hade varit betydligt mer intressant att jämföra en strängväxelriktare mot mikroväxelriktare och optimizers (SolarEdge) för att se hur de tre presterar jämsides under optimala icke-skuggiga förhållanden. Kommer individvariationen (ursprunglig och degradering) hos panelerna ge högre avkastning och bättre ekonomi på sikt trots högre initalkostnad?
Ur projektets synvinkel var huvudsyftet med installationerna att jämföra elkvalité, inte att se vilket system som ger mest energi. Tanken var därför att jämföra olika strängväxelriktare (3-fas, 1-fas, olika märken) . Eftersom ABB är med i projektet var det naturligt att ha med en växelriktare från ABB, men bara en av totalt sex växelriktare i de olika systemen är från ABB. Önskemålet från projektet i övrigt var att ha med växelriktare från olika leverantörer med varierande prestanda. Det specifika valet av växelriktare gjordes av systemleverantörer och bestämdes även av vad som var tillgängligt vid inköpstillfället för de aktuella systemstorlekarna.
Det var ingen mening att testa modulväxelriktare eller effektoptimerare på dessa i stort sett oskuggade system (möjligen kan de mindre systemen få lite skuggning sent på kvällen av skog i väster) eller med avseende på moduldegradering eftersom anläggningarna bara ska drivas av projektet i två-tre år. “Mistmatch”-förlusterna i strängarna är från början liten eftersom prestanda för modulerna är väldigt lika. På den tid som projektet pågår hinner det rimligen inte bli någon nämnvärd skillnad i degradering mellan modulerna, annat än om det skulle vara något produktionsfel på någon av modulerna.
Jag förstår. Hade det inte varit intressant att se hur elkvalitén påverkas mikroväxelriktare då? Men det kanske fanns många olika viljor i projektet…
Hej Bengt!
Vill minnas att det alldeles i dagarna dessutom startades upp en första etapp av en anläggning på södra Gotland som skall bli den största i Sverige. Lustigt nog är det ett vindkraftsbolag som satsar på solceller då de fått nej till att sätta upp nya moderna kraftverk som ersättning av sina befintliga. Är jag rätt ute och cyklar och om jag cyklat rätt: var du även på ngt studiebesök där?
Det nämndes att en 450 kW anläggning ska byggas på Gotland. Stort, men inte störst i Sverige. 1 MW håller på att byggas utanför Västerås så den kommer att bli störst i Norden. Hörde även något om att det finns runt 600 kW någonstans.
Hej (igen) Bengt!
Nu har jag spårat upp den artikel jag hört talas om. Från den 9:e oktober i Gotlands Allehanda, tyvärr inte hittat ngn digital variant att länka till. På förstasidan hittar man rubriken “Näs blir störst i landet på sol” och syftar på den anläggning som Gotlandsvinds samfällighet börjat uppföra. Alltså inte ett bolag som jag först påstod/trodde.
Tekniskt fattig artikel, men det rör sig om en samfällighet med 157 andelsägare som idag har tre stycken 23 år gamla vindkraftverk på Näs som de ville ersätta men inte fått bygglov till att sätta upp nya större/moderna verk. Man väljer nu att komplettera med solceller. Totalt 9600 kvadratmeter och en effekt på 1500 kW. Anläggningen blir fristående fastmonterat på ett fält.
Man har precis monterat 160 kvadratmeter och var i färd med att ansluta den till en befintlig anslutningspunkt på nätet så att GEAB kan undersöka om sol+vindel på samma ledning innebär några problem.
Anläggningen skall vara klar i maj (min tolkning: 2014).
Så det verkar inte bättre än att denna anläggning passerat under din radar Bengt?
Spännande! Det är mycket som är på gång i Sverige… GEAB nämnde som sagt en anläggning på 450 kW vid vårt besök, så det finns uppenbarligen olika uppgifter om hur stort det ska bli. Kan det vara så att man tänker bygga 450 kW “nu”, men planerar för 1,5 MW på lite längre sikt? Hittar inget om anläggningen när jag Googlade.
Vore intressant att veta mera om det ekonomisk upplägget för denna anläggning. Investeringskostnad? Har man fått investeringsstöd? Ska all solel säljas? Vem köper till vilket pris?
Som sagt, man hittar inte några digitala spår om detta. 🙁 Jag kan fota artikeln kanske o ge dig?
Investeringskostnaden är beräknad till 15 miljoner och ngt stöd tror jag inte att de hade, kan ha fel givetvis. Tanken är säkert att elen skall komma samfällighetens medlemmar tillgodo. Men vad som sker med överproduktion framgår inte. Kan ju vara så att deras vind+solel går rakt ut på GEAB´s nät och sedan får medlemmarna sin ersättning från samfällighetens produktion avdragen på fakturan?
Den engagerade mannen i artikeln har sannolikt inte ngt emot att bli kontaktad av ngn likasinnad. 😉
15 miljoner för 1,5 MW skulle göra 10 000 kr/kW. Exklusive moms rimligen, men ändå ett mycket lågt pris.
Verkar troligt att solelen i sin helhet matas in till GEAB:s mellanspänningsnät.
Ang installationskostnaden så kan det ju tänkas att samfällighetens medlemmar gör en hel del av monteringen själva, det skulle nästan förvåna mig om de inte gör det.
Ja, kan mycket väl vara så. Därför finns en hel del fallgropar när man jämför uppgifter om kostnader som nämns i dagspressen, blir lätt att man jämför äpplen med päron…
I en artikel om vindkraften och de som arrenderar ut mark på Näs finns en liten sub-artikel om denna anläggning i Gotlands Tidningar från igår onsdag. Där framgår att de fått investeringsstöd om 35%, dock framgår det inte om det är för delar av eller hela anläggningen. Jag har inte sökt efter dessa artiklar på nätet så jag kan inte svara på huruvida du enkelt kan ta del av dem där.
Högst 35% och högst 1,2 miljoner kronor får lämnas i investeringsstöd per system. Stöd får endast lämnas för ett solcellssystem per fastighet om systemet är byggt på marken. Om anläggningen byggs på flera fastigheter skulle man kunna få mer än 1,2 miljoner i investeringsstöd.
Under perioden 20090701-20130930 hade man i hela Gotlands län beviljat 3 202 149 kr i investeringsstöd till solceller. För 2013 var det tilldelade rambeloppet för Gotlands län 990 180 kr. Man kan därför inte ha fått investeringsstöd för mer än en del av anläggningen i nuläget.
Hej Bengt.
Litar ni inte på växelriktartillverkarnas testdata på elkvalitet?
Vilka skäl finns för att jobba med CIGS och/eller CdTe?
Hos många nätägare finns frågor om hur en stor mängd solcellsanläggningar skulle påverka nätkvalitén. I brist på kunskap vill förmodligen många göra egna mätningar. På EU PVSEC 2013 nämndes i flera föredrag frågeställningar angående hur en stor mängd solel skulle påverka nätet. Överspänning är ett problem som redan drabbat en del svenska solcellsägare, vilket gör att växelriktarna kan stänga av och man kan därmed inte dra nytta av solelen vid dessa tillfällen. Därmed förhindras nätstörningar, men anläggningsägarna blir missnöjda och klagar till nätägaren, så det kan trots allt bli en fråga för nätägaren i slutänden. Många alternativa lösningar på tänkbara nätproblem har studerats ur teknisk och ekonomisk synvinkel i EU-projektet PV-GRID och detta arbete har presenteras i en rapport som finns att ladda ner på projektets hemsida.
Tunnfilmsmoduler som CIGS och CdTe finns i en signifikant andel på marknaden (11% av världsmarknaden 2012), därför är det relevant att i detta forskningsprojekt jämföra prestanda med kristallina kiselmoduler som idag dominerar marknaden. Estetiska skäl kan göra att vissa väljer tunnfilmsmoduler, trots att produktionskostnaden per kWh blir högre. Det kan alltså finnas andra motiv än ekonomiska och alla val vi gör i livet är inte alltid rationella. Jämför exempelvis med varför de allra flesta väljer en bil som ger en högre kostnad per körd mil än vad det billigaste alternativ skulle ge. Ibland kan man kanske också bli vilseledd av marknadsföring. På en svensk systemleverantörs hemsida går exempelvis att läsa att man säljer ”marknadens idag mest effektiva solpanel”, när det rör sig om CIGS-moduler med 11,8-13,4% verkningsgrad, som är långt under de bästa kiselmoduler där SunPower ligger i topp med 21,5%.
Vattenfall som deltar i projektet torde ha stor erfarenhet ifrån de nät de äger i Tyskland.
Hur ska vi se på CIGS- och CdTe -moduler ur ett miljöperspektiv? Hur förekommande respektive miljövänliga är ämnena indium, gallium, selenid, kadmium och tellurid?
Jättebra med mer kunskaper!
När det gäller tillgången på olika grundämnen som används i tunnfilmssolceller togs det ämnet upp under bland annat EU PVSEC 2012, se mitt inlägg från dag 4, längst ner. Ingen brist under detta århundrade på indium och tellur…
First Solar har ett återvinningsprogram för sina CdTe-moduler och hävdar att de har lägst CO2-utsläpp (“carbon footprint”), se under “Environmental” på deras hemsida.
Kan inte förstå varför man skall utvärdera du här beskriver då det:
No.1 Är testade och godkända invertrar på just det du beskriver
No.2 Är testat tusenfalt i Tyskland och man kan återanvända den kunskapen istället för att uppfinna hjulet igen.
No.3 Mest intressant är ju priset /tillverkad kwh vilket helt verkar saknas
Instämmer. Det mesta är ju redan mätt både av tillverkare och testat i praktiken i andra länder. Vidare fick jag svar på min kommentar om avsaknaden av mikroväxelriktare och optimizers att det var elkvalitén som skulle mätas och därför var det i princip inte intressant, men samtidigt har man valt att jämföra kisel mot tunnfilm och säger att det är relevant för att de finns på marknaden!
Jag skrev också en kommentar om att om det nu är elkvalitén som är viktigast att utvärdera så är just mikroväxelriktare intressant eftersom de matar ut på nätet med en helt annan topoligi – den kommentaren fick jag inget svar på… Det känns som att det brister i motiven för varför man har gjort de val man har gjort.
“Det specifika valet av växelriktare gjordes av systemleverantörer och bestämdes även av vad som var tillgängligt vid inköpstillfället för de aktuella systemstorlekarna”.
I mitt tycke inte så vetenskapligt att ta det som finns tillgängligt, samtidigt som jag vet att det fanns annat tillgänligt om man hade frågat runt.
“Kul” projekt är ordet. Vetenskapligt och maximal nytta av pengarna? Njae.
Snälla Lars och Staffan,
Tänk positivt istället för negativt! Var glada för att något görs, det är bättre än att ingenting görs. Jag är inte direkt inblandad i det delprojekt som har hand om elkvalitetsfrågorna. Jag försökte bara sprida lite information om installationsprojektet, som är ett annat delprojekt. Jag skrev i en mening vad som var syftet med installationen och jag har nu förtydligat i inlägget att det är olika delprojekt.
1-2. Ni verkar inte ha förstått att hur man ska kunna öka andelen solel i elnätet har blivit en allt större fråga i Europa i takt med att andelen solel växer. Läs mer under EU-projektet PV GRID. Tänk att det är bra att också nätägarna i Sverige intresserar sig för dessa frågor och blir kunnigare. Försök förstå att det är viktigt att kunskap byggs upp hos de svenska nätägarna och andra intressenter och att egna mätningar i det sammanhanget är mera värda än mätningar i något annat land. Samtidigt bör man förstås hämta in den kunskap som finns i övriga Europa, jag föreslog i början av projektet att en litteraturstudie borde göras vad gäller elkvalitéfrågorna. Om man nu vill mäta det som görs i projektet ser jag inget negativt med det. På sikt gynnar all kunskapsuppbyggnad solcellsinstallationerna i Sverige, medan okunskap och ointresse kan vara hämmande faktorer.
3. Det ingår inte i projektets mål att titta på det.
Om ni har flera negativa synpunkter på delprojekten om solceller i projekt Smart Grid Gotland bör ni vända er direkt till projektledningen eller Energimyndigheten som beviljat pengar till projektet.
PS. Modulväxelriktare hade bara 1,3% av världsmarknaden (räknat i effekt) för växelriktare under 2012. Att jämföra med 11% för tunnfilmsmoduler. Apropå relevansen av olika val som installationsprojektet var tvunget att göra.
Visst är det nästan bra “allt” som händer runt solel.
Vet att du gör vad du kan men eftersom jag även är involverad i elbilsfrågor och ser hur rapporter från slutet på -90 talet går i repris i parti o minut istället för att återanvända eller dela hjul med andra länder, kan man ju bara bli frustrerad på Sveriges alltför stora del av test o rapporter istället för att göra. Nettodebiterings utredning på nettodebiterings utredning är bara ett annat exempel på detta.
Denna “sjuka” sprider sig inom företag, utbildningsväsende samt myndigheter och Sverige är tyvärr Världsbäst på detta.
Att vara väldigt bra på forskning hjälper ju inte om det inte blir arbetstillfällen i slutändan.
De Svenska solcellsstödet som lätt kan manipuleras där man startar ett bolag till och säljer till sitt andra bolag som kund och utnyttjar den befängda maxxnivån på kostnad /kw gör att delar av våra gemensamma medel försvinner för att det går.
Med tex den Tyska stödformen kan det ju inte ske då den bara ger stöd till ett resultat och frammanar pris och effektoptimering.
Sverige är en isolerad ö där den begränsade omvärlds kunskapen och invaggade iden om att Sverige är bäst på allt göra att man lutar sig tillbaka.
Har jobbat runt om i världen och miljö och sjukvård är två bra exempel där stor delar av Europa och USA går framåt medan Svergie ligger efter.
Som Teslas VD sa i Frankfurt ” Vi spendera bara en bråkdel av tid på att analysera framtiden jämfört med att skapa den”
Väldigt osvenskt…
Tack för en superbra blogg 🙂
Bengt, du är ju väldigt kunnig på området, både tekniskt och när det kommer till att ha koll på en massa projekt/anläggningar, så därför väntar man sig en hög nivå på svaren här också. På gott och ont kanske eftersom du i det här fallet inte är involverad i allt du skriver om.
Jag ber om ursäkt om jag lät negativ, naturligtvis är det positivt att det händer saker. Man kan dock bli lite förvirrad när man ställer en fråga och får en motivering som svar, och sedan kommer ett annan motivering som tyder på att det inte alls bara var den första motiveringen som gällde och den andra motiveringen strider dessutom lite mot den första. Man litar ju på vad du säger Bengt! Ta det som en komplimang.
PS. Snabb sökning på nätet och jag hittar helt andra siffror på försäljning av mikroväxelriktare och prognoser som pekar på en kraftig ökning. Speciellt här i sverige med snö och lågt stående sol som lättare ger skuggningar är det intressant, och hade säkerligen varit intressant ur elkvalitetssynpunkt att mäta. Men men… 🙂
Jag är visserligen inte delaktig i elkvalitetsutvärdering, men eftersom den ansvarige för den utvärderingen även är med i installationsprojektet är jag hyggligt insatt. Enligt en marknadsrapport från april 2013 från IHS (IMS Research) kan mikroväxelriktare nå 5,0% marknadsandel i världen 2016 (3,7% i ”EMEA” = Europe, Middle-East, Africa), så de kommer även om den prognosen slår in att ha en fortsatt liten marknadsandel i Europa.
Din fortsatta kritik bygger på att mikroväxelriktare skulle ge en annan typ av nätpåverkan än strängväxelriktare. De flesta tänkbara nätproblem har dock att göra med hur stor effekt man matar in till nätet (och inte om man väljer strängväxelriktare eller mikroväxelriktare) i förhållande till transformatorstorleken eller om man gör enfas- istället för trefasinmatning. Därför valdes ett landsbygdsnät i denna studie. Mikroväxelriktare har inte pekats ut som ett speciellt problem i den utförliga PV-GRID rapporten ”Prioritisation of technical solutions available for the intregration of PV into the distribution grid”. Kan du förklara på vilket sätt mikroväxelriktare skulle skilja sig från strängväxelriktare när det gäller nätpåverkan, så att vi förstår din kritik? Ge gärna en referens.
“Ur projektets synvinkel var huvudsyftet med installationerna att jämföra elkvalité, inte att se vilket system som ger mest energi. Tanken var därför att jämföra olika växelriktare”
“De flesta tänkbara nätproblem har dock att göra med hur stor effekt man matar in till nätet (och inte valet av växelriktare)…”
Är det bara jag som tycker att detta är lite oklart och tvetydigt gång på gång i detta inlägg? (till skillnad från alla andra inlägg som håller toppklass)
En växelriktare samplar ju nätet åtskilliga gånger per period för att avgöra sitt arbetssätt. I alla mätsammanhang introduceras mätfel och i fallet växelriktare så kommer det uppstå små fel i utmatningen som resultat. Tar vi ett typhus med 30 paneler så kan det bli skillnad om man har 3 mätpunkter och reglersystem (en per fas) med en strängväxelriktare eller 30 mätpunkter och reglersystem (10 per fas) med mikroväxelriktare. I detta exempel blir det alltså en tiopotens större antal “slavar” som ska mäta och rätta in sig i ledet. Är det stokastiska fel så jämnar det antagligen ut sig men det kan finnas systematiska fel också och det blir ju då värre ju fler enheter man har. Sedan finns det anledning att tro att en mikroväxelriktare har en något förenklad uppbyggnad av kostnadsskäl. Tex en krets som kanske inte är nödvändig för godkännande men som kan öka elkvalitén kanske man kan kosta på sig ett ex av i en strängväxelriktare, men kanske inte gärna 30 ggr i mikroväxelriktarna som är dyrare redan som det är. Detta är min egna uppfattning som gammal elektronikkonstruktör, men jag är ingen expert på switchteknik. Helt klart finns det anledning att jämföra i alla fall.
Till sist, marknaden. Om syftet är att skaffa sig svenska erfarenheter så hade det funnits all anledning att jämföra. Rapporten, som var den jag också hittade och där det sägs att marknaden ökar kraftigt (30% globalt 2017) gäller ju större geografiska områden. Tittar vi på hemmaplan så säljer väl Fortum sina paket med mikroväxelriktare, Elverket kör SolarEdge (optimizers) och likaså Mälarenergi som får leverans av Kraftpojkarna som inte säljer annat än SolarEdge. Jag har långt ifrån koll på alla så det borde finnas fler. Känner också en i branschen som ej är märkesbunden och som säljer 10-15% mikro/optimizersystem IDAG och andelen ökar hela tiden.
Mer än så här kan jag inte motivera så om du fortfarande tycker att jag är ute och cyklar när jag tycker att man kanske borde haft med mikroväxelriktare så ger jag mig. Hoppas det inte blev dålig stämning. Tack för en i övrigt bra blogg.
Nu har jag försökt förtydliga texten för dig och andra enligt kursiveringarna till ”Tanken var därför att jämföra olika strängväxelriktare (3-fas, 1-fas, olika fabrikat).” respektive ”De flesta tänkbara nätproblem har dock att göra med hur stor effekt man matar in till nätet (och inte om man väljer strängväxelriktare eller mikroväxelriktare) i förhållande till transformatorstorleken eller om man gör enfas- istället för trefasinmatning.”. Det finns ingen motsägelse i detta som jag ser det. Installationen är noga vald i en punkt på nätet där det ska bli relativ hög belastning på transformatorn och det kommer att finnas både trefas- och enfasinmatning.
PS. De effektoptimerare (“power optimizers”) från exempelvis SolarEdge som du nämner levererar DC och har en strängväxelriktare och det är alltså något annat än mikroväxelriktare som ger AC direkt. Det är liksom mikroväxelriktare en relativt ny typ av produkt. På ABB Corporate Research har vi en 11 kW anläggning där vi fått byta alla 50 effektoptimerare från Tigo på grund av något för Tigo känt fel. I detta fall gick det på garantin men det blev ingen bra affär för Tigo.
IHS livnär sig på göra marknadsrapporter, så deras framtida uppskattning är den bästa vi kan få. Även om den procentuella ökningen för andelen mikroväxelriktare är stor kommer det fortfarande att vara en liten andel av marknaden i absoluta tal de närmaste åren. Kostnad, livslängd och verkningsgrad är frågor att funder över för mikroväxelriktare. Idag är växelriktare den komponent som det oftast blir fel på i en solcellsanläggning. När man använder mikroväxelriktare mångdubblar man antalet växelriktare i anläggningen och man sätter dem på den varmaste platsen i anläggningen. De Enphase M215 mikroväxelriktare som Fortum har i sina solcellspaket har en “CEC weighted efficiency” på 96,0%, vilket är lägre än för bra strängväxelriktare. Vi får därför se i framtiden hur smart det är med mikroväxelriktare.
Jag har själv SolarEdge på mitt villatak och är nog bland de första i sverige med detta (fick tidigt bidrag på 60%), så jag är familjär med funktionen. Jag klumpade ihop mikro/optimizers för att peka på att marknaden för mppt på varje modul ökar rejält och eftersom SolarEdge är relativt okänt fortfarande (även om de växer kraftigt) så står nog mikro fortfarande för den stora massan inom detta område.
Tigo:s system känns mer som något man sätter in i efterhand för att rädda upp en skuggsitution eller att man vill bygga ut/ändra vinkel etc. Att sätta dessa ihop med en standard fullpris strängväxelriktare i en ny installation känns som att gå över ån efter vatten. Dessutom, får man kommunikationsstörningar i detta system kan det nog gå riktig snett eftersom produktionen styrs centralt. Kanske det som hände er? Men det är spekulation.
Att mikroväxelriktare har sämre verkningsgrad på pappret kan ju utan tvekan vägas upp av modulvariation. Modulerna har ju ofta några procent tolerans och som bekant är det den sämsta som bestämmer strömmen. I PVsyst tex får man ofta “array mismatch losses” kring 2%. Om vi istället vinner tillbaka detta med mikro så har vi motsv 98% verkningsgrad på Enphase:en.
Hur skiljer sig årsproduktionen mellan kisel och tunnfilm med samma installerade effekt?
Intressant fråga. Det är en sak som vi kommer att kunna utläsa från de installerade solcellsystemen på Gotland.
Det finns inga publicerade svenska jämförelser för AC-värden vad jag vet. Uppsala Universitet har i en Elforsk-rapport redovisat DC-värden för olika modulteknologier. Under ett år (2010-09-01 – 2011-08-31) gav en monokristallin kiselmodul från Gällivare Photovoltaics 1206 kWh/kW, medan en CIGS-modul från Solibro gav 1094 kWh (DC)/kW och en CdTe-modul från Calyxo gav 1082 kWh/kW.
I Ålidhem i Umeå finns två anläggningar med lika stor effekt (7,92 kW) med CIGS respektive polykristallin kisel, vars driftdata kan ses på Soldata och en bild finns på Solelprogrammets webb. Anläggningarna anges ha samma modell av SMA växelriktare. Under 2012 gav CIGS 7% mer per kW och hittills under 2013 har CIGS producerat 5% mer per kW, men de angivna utbytena för 2012 är väldigt låga, 588 kWh/kW för CIGS och 550 kWh/kW för kisel. Jag förstår inte varför utbytena är så låga. Enligt bilden sitter anläggningarna på ett tak som inte verkar vara skuggat, så det borde inte vara någon skuggningsproblematik. Taklutningen är låg vilket sannolikt ger lång tid med snötäckning (januari-februari, delar av mars, november-december om man tittar på månadsdata), men inte heller det förklarar helt de låga värdena för utbytena tycker jag.
Vid dagens konferens Mikroproduktion av el i Stockholm berättade Lena Ahlgren, Umeå Energi, om solcellsanläggningarna i Ålidhem. Hon berättade då att anläggningen med de kiselbaserade modulerna hade sänkt solelproduktion på grund av skuggning av ett föremål på taket. Den anläggningen var byggd i två strängar och CIGS-anläggningen i åtta strängar. Det gör att kiselanläggningen var mera känslig för skuggning och att skillnaden i utbytet mellan kisel och CIGS var mindre än vad värdena i Sunny Portal visar enligt vad jag skrev ovan. Kanske var skillnaden obefintlig? En utvärdering hade gjorts av Mats Andersson, Energibanken.
Den låga solelproduktionen berodde på låg lutning (14 grader) som gav lång tid med snötäckning och orientering mot väster enligt Lenas presentation.