Om alla modulerna monteras i en sträng kommer du att få dålig effekt större delen av dagen eftersom strömmen, som är proportionell mot solstrålningen, kommer att begränsas av modulerna med lägst solstrålning. Det finns trefasväxelriktare med två MPPT:er (Maximum Power Point Tracker), se exempelvis SMA Sunny Boy 5000. Det är den enklaste och billigaste lösningen.

Ett annat alternativ är att sätta effektoptimerare (power optimizers) på modulerna. Där kan man kombinera modulerna hur man vill, i detta fall skulle det bli en sträng. Om taket är oskuggat ger det dock inte någon elproduktionsvinst. En fördel är däremot att man får loggning på varje modul eller varje par av moduler (om en optimerare till två moduler) vilket gör att man lätt ser att alla moduler fungerar. Det uppskattas av många.

Ett tredje alternativ är två enfasväxelriktare, med en växelriktare per sträng av seriekopplade moduler. Finns dock ingen anledning att välja detta alternativ.

Jag hade definitivt valt paneloptimering!
Fördelarna är många, framförallt ökad energiproduktion även om du inte har någon skuggning, beroende på bl.a
– Tillverkarvarians på paneler är normalt 0-3%, så du kan räkna med 1,5% ökad energiproduktion (utan paneloptimering = 0%)
– Åldersdegraderingen är inte linjär och heller inte lika för individuella paneler, räkna med ytterligare några procent i ökad energiproduktion under anläggningens hela livslängd.
-Snö/smuts/fågelspillning etc påverkar också så att paneloptimeringen är en fördel, dock svårt att sätta nån specifik siffra på produktionsökningen baserat på de parametrarna.

Sen är ju det en hel del övriga fördelar med paneloptimering, både sådana som har en direkt koppling mot ekonomi:
– fri design = snabbare/förenklad projektering
– längre stränglängder = färre meter DC-kablage = kortare montage-/installationstid

och sådana fördelar som inte går att sätta ett direkt ekonomiskt värde på, tex
– möjlighet till garantiuppföljning på panelnivå (ej möjligt om man inte har paneloptimering
-brandsäkerhet/låg spänning på taket vid AC-spänningsbortfall, i ditt fall max 24V, dvs 1V per panel

Och sen såklart så som Bengt skriver, det kan ju vara uppskattat och trevligt att alltid ha full kontroll/övervakning på sin produktion på panelnivå 🙂

Om man väljer SolarEdge så kan du dock inte dubbeloptimera (en optimerare till två paneler) då minimum stränglängd för de optimerarna (P600/P700) har krav på minst 26 st paneler/13 effektoptimerare.

Lycka till!

De produktionsvinster Ivarsson nämner är spekulation och kan inte användas som generella värden enligt min åsikt.

– SolarEdge optimerare har 98,8% verkningsgrad, det gör att man förlorar 1,2% i optimerarna. Om man har skuggfritt läge kan man därför inte räkna med någon signifikant produktionsvinst när modulerna är nya.
– Vi har numera SolarEdge optimerare och jag har lagt märke till att växelriktaren startar lite senare (och troligen stänger av lite tidigare) än när vi tidigare var utan optimerare och en SMA-växelriktare. Det har rimligen att göra med att man behöver komma upp till 750 V strängspänning för att SolarEdge växelriktare ska starta och beror därmed på stränglängden, mindre effekt med ökande stränglängd enligt min teori. Hur mycket lägre produktion det ger på årsbasis för vår solcellsanläggning har jag inte gjort någon uppskattning av.
– Degraderingen med tiden är ett knepigt kapitel när det gäller Sverige eftersom det finns så få undersökningar gjorda. I en långtidsstudie av moduler på Bullerö (som under de sex första åren var i drift i Årsta) som redovisats i Elforsk-rapport 06:71 kom man fram till att effekten var i medel 3,8% lägre än den ursprungliga efter att ha varit i drift i 25 år under 1981-2006. En modul avvek 35% i effekt och därmed betydligt mer än de övriga modulerna. Avvikelsen på 2% lägre effekt efter 25 år i drift för 19 av de 20 modulerna låg inom mätnoggrannheten, som angavs till ±5%. Att man skulle vinna “några procent” under livslängden på grund av olika degraderingshastighet hos modulerna får därför betraktas som spekulation.

I projektet “Utvärdering av solelproduktion från Sveriges första MW solcellspark” jämfördes elproduktionen av mindre solcellssystem som satt sida vid sida, där det ena hade optimerare och det andra inte. Skrev så här i slutrapporten: “Resultaten visar att effektoptimerare inte kan motiveras med ett ökat energiutbyte om installationen är relativ skuggfri. De uppmätta skillnaderna var alla inom mätnoggrannheten på ±2%. Effektoptimerare har andra fördelar som ska vägas mot en högre investeringskostnad. Speciellt värdefullt för driften är att man får en uppföljning per en eller två moduler.
För solcellssystem på byggnader ger system med effektoptimerare möjlighet till en flexibel layout där man kan blanda lutningar, väderstreck, modulstorlekar och strängar med olika längder på ett friare sätt än med strängväxelriktare.”

Den största fördelen med effektoptimerare är loggningen på modulnivå som jag ser det, då vem som helst lätt kan se om det blivit fel på någon modul. En produktionsökning med optimerare på 1% över livslängden vid ett utbyte på 1 000 kWh/kW,år ger under 30 år en ökad elproduktion på 300 kWh/kW. För ett 6,6 kW system som i detta fall skulle det ge 1 980 kWh under 30 år, till ett värde av ca 2 000 kr per procent i produktionsökning. Produktionsvinsten under 30 år, som inte går att förutsäga i förväg, och värdet av loggning på modulnivå ska ställas mot den högre investeringskostnaden för en solcellsanläggning med optimerare.

• Det här svaret redigerades för 7 år, 7 månader sedan av Bengt.

Det är sant att tillverkare kan ge effekttolerans 0%/+3%. Toleranserna varierar dock mellan olika modulleverantörer. Kollade på två tillverkare och de hade andra toleranser. Sun Powers E-serie har tolerans 0%/+5%. Yingli YLM 60 Cell har 0/+5W för 270-290 W moduler vilket blir 0/+1,7-1,9%.

Toleranserna gäller för hela produktionen. När man väljer ut ett mindre antal moduler för en småhusanläggning, några kW, är det stor sannolikhet att spridningen i toleransen är mindre än maxvärdena. Men man vet inte vad man får så hur mycket optimerare påverkar produktionen på grund av skillnader i tolerans vet man inte i förväg. Det var därför jag menade att det blir spekulation att ange ett visst värde för optimerarnas inverkar på produktionen. Om man köper Yingli-moduler är det en risk att systemets effekt blir mindre med optimerare när modulerna är nya om man har oskuggat läge, eftersom man förlorar 1,2% i optimerarna.

I den refererade Elforsk-rapporten mättes varje modul för sig, med värden för Isc, Voc och Pmp redovisade i rapporten, så det är ingen spekulation vilken degradering enskilda moduler hade i denna studie.

Om en modul tappar 35% kan det förutom cellfel även bero på att en bypassdiod har gått sönder och blivit kortsluten. Om en modul har tre bypassdioder och en kortsluts tappar man 1/3 av modulens effekt. Det hände för ett par moduler i forskningssystemen i MW-parken utanför Västerås. Sådana fel kan man enkelt se om man har loggning på varje modul.

Däremot ska man inte hoppas på att kunna följa åldersdegraderingen genom loggning på varje modul. Åldringen förefaller vara liten i Sverige och man måste därför ha noggrann mätning av solstrålning och modultemperatur på plats (vilket de flesta saknar) för att kunna skilja degradering från variationer i solstrålning och modultemperatur.