Et anlegg med færre moduler i noen tilfeller være en bedre løsning enn et anlegg hvor man har forsøkt å fylle absolutt hele takflaten.
Et anlegg med færre moduler i noen tilfeller være en bedre løsning enn et anlegg hvor man har forsøkt å fylle absolutt hele takflaten.

Når skygge blir mer enn produksjonstap

Det er lett å bli for opptatt av kWp når et solcelleanlegg skal prosjekteres. Men maksimal installert effekt er ikke nødvendigvis det samme som maksimal energiproduksjon, eller lavest mulig risiko, sier elektroingeniør Steinar Haaland i Rejlers.

Tom Helgesen Tom Helgesen
Publisert
Haaland leverer til daglig tjenester som reduserer risiko og sikre verdier innen fornybar energi og energilagring ved å kombinere teknologi, dybdekunnskap og praktisk erfaring. – I solcellebransjen er det lett å bli veldig opptatt av maksimal installert effekt. kWp er synlig på tilbudslinjen, enkelt å sammenligne og enkelt å selge inn. Men kWp er først og fremst et merkeeffekttall under standardiserte testbetingelser. Det sier lite alene om hvordan anlegget faktisk vil prestere på et konkret tak, sier Steinar Haaland. Han mener derfor at perspektivet bør flyttes fra hvor mange kilowatt som kan installeres, til hvor mange kilowattimer anlegget faktisk kan levere gjennom levetiden. – For eier, byggherre og driftspersonell er det viktigste hvor mye energi anlegget produserer over tid, hvilken teknisk risiko som bygges inn i løsningen, og hvor robust anlegget er. Det er nettopp her skygge blir et viktig tema. Saken fortsetter under bildet: – Et godt prosjektert anlegg handler ikke om å presse inn flest mulig paneler. Det handler om å få høy, stabil og trygg energiproduksjon over tid, sier elektroingeniør Steinar Haaland i Rejlers Når skygge blir elektrisk belastning Delvis skyggelegging er nemlig mer enn et spørsmål om redusert produksjon. – Skygge påvirker ikke bare produksjonen i øyeblikket. Den kan også påvirke arbeidspunktet til celler, delstrenger og moduler på en måte som gir høyere elektrisk og termisk belastning, forklarer Haaland. Dermed kan et anlegg med færre moduler i noen tilfeller være en bedre løsning enn et anlegg hvor man har forsøkt å fylle absolutt hele takflaten. – Et godt prosjektert anlegg handler ikke om å presse inn flest mulig paneler. Det handler om å få høy, stabil og trygg energiproduksjon over tid. Skygge er ikke det samme som hotspot Ved termografering av solcelleanlegg er det heller ikke slik at skygge nødvendigvis gir et varmt område. – Når vi termograferer et skyggelagt solcellefelt, ser vi ofte det motsatte – kalde områder. Det skyldes ganske enkelt at den skyggelagte delen mottar mindre solinnstråling og derfor kan ha lavere overflatetemperatur enn områdene rundt. Et kaldt område i et termogram er dermed ikke nødvendigvis en feil. – Det kan være en midlertidig skygge fra vegetasjon, rekkverk, nabobygg, stolper eller tekniske installasjoner. Slike skygger flytter seg gjennom dagen og året, og er spesielt vanlige når solen står lavt. Men ved vedvarende eller delvis skyggelegging kan situasjonen bli en annen, påpeker han. – Da kan arbeidspunktet i modulen forskyves slik at det oppstår risiko for hotspot-utvikling. Hvor stor risikoen er, avhenger blant annet av skyggemønsteret, innstrålingen, moduldesignet, bypassdiodenes funksjon, strengstrømmen og hvordan anlegget er koblet mot vekselretter eller effektoptimalisatorer. Hvorfor kan en skyggelagt celle bli varm? Det kan virke paradoksalt at en celle som får mindre sollys, kan bli varmere enn cellene rundt. Forklaringen ligger i hvordan solcellemodulen er bygget opp. – Cellene i en modul er seriekoblet. Det betyr at den samme strømmen må gå gjennom cellene. Når alle cellene er jevnt belyst, bidrar de til modulens samlede spenning og effekt. Men dersom én celle blir kraftig skyggelagt, reduseres fotostrømmen i denne cellen, mens de øvrige cellene fortsatt forsøker å opprettholde strømmen gjennom serien. Da kan arbeidspunktet til den skyggelagte cellen forskyves. – Hvis fotostrømmen i cellen blir lav nok i forhold til strengstrømmen, kan spenningen over cellen bli negativ. Cellen blir da reverspolarisert. I stedet for å levere energi begynner den å absorbere energi fra de øvrige, belyste cellene. Og da oppstår varme. Det er grunnleggende elektroteknikk. Effekten følger P = U × I. Hvis en celle for eksempel utsettes for 5 volt reversspenning samtidig som strømmen er 10 ampere, utvikles det 50 watt lokalt i cellen. Det er ikke varme som kommer fra selve skyggen. Det er elektrisk energi fra resten av modulen som omdannes til varme i et begrenset område. Dette er mekanismen bak det som omtales som en hotspot. – Hotspots er altså ikke en hypotese basert på termogrammer. Det er en konsekvens av solcellens elektriske oppbygning og seriekoblingen i modulen. Den samme mekanismen ligger også til grunn for hotspot-testene som brukes ved typeprøving av solcellemoduler. Saken fortsetter under bildet Termogram og visuelt bilde av skyggefelt. Et kaldt område i et termogram er ikke nødvendigvis en hotspot. Kilde: Sitemark. Bypassdioden er en beskyttelse – ikke en løsning på skygge Moderne solcellemoduler er normalt utstyrt med bypassdioder for å begrense risikoen for skadelig reverspolarisering. – Cellene er organisert i delstrenger, ofte tre, selv om det varierer mellom ulike modultyper. Når reversspenningen over en delstreng blir høy nok, kan bypassdioden lede strømmen utenom den berørte delstrengen. Det reduserer belastningen på cellene, men har en pris. – Du mister samtidig energibidraget fra den delen av modulen som bypasses. Dersom én av tre delstrenger forbikobles, mister modulen en betydelig del av spenningsbidraget under det aktuelle driftspunktet. Dersom to delstrenger forbikobles, blir tapet enda større. Hvor stort produksjonstapet blir for hele anlegget, avhenger blant annet av strengdesign, MPPT-inndeling, hvor stor del av modulen som skygges og om det benyttes effektoptimalisatorer. – Bypassdioden er en viktig beskyttelsesmekanisme, men den er ikke en garanti mot alle termiske problemer. Den kan redusere belastningen, men den fjerner ikke årsaken til skyggen. Når skyggen er der store deler av dagen Haaland peker på at det er stor forskjell på en kortvarig skygge og en skygge som gjentar seg dag etter dag. – Hvis en bygningsdel skygger for flere moduler en stor del av driftstiden, må dette vurderes som en del av anleggets tekniske risikobilde. Da er det ikke lenger bare snakk om et kortvarig produksjonstap. Termogrammer kan være et viktig verktøy, men bør ikke stå alene. – Vi må se på temperaturavvik, hvor lenge skyggen varer, hvilke moduler som rammes, forventet produksjonstap og simulert energibidrag. Vi må også se på modulplassering og de økonomiske konsekvensene. I noen tilfeller kan det være riktig å fjerne eller flytte moduler. I andre tilfeller kan effektoptimalisering være aktuelt. – Men løsningen bør komme etter en teknisk vurdering, ikke som en automatisk refleks. Termiske signaturer uten synlig skygge Termografering kan også avdekke avvik som ikke skyldes synlig skygge. – Bypassede delstrenger kan gi karakteristiske termiske signaturer som skiller seg fra omkringliggende celler og moduler. Men den eksakte temperaturfordelingen varierer med blant annet moduldesign, innstråling, belastning og driftstilstand. Derfor bør man være forsiktig med bastante konklusjoner basert på ett enkelt termogram. – Hvis en delstreng ser ut til å være forbikoblet uten at vi finner noen synlig ekstern skygge, kan det skyldes bypassdiodefeil. Men det kan også være cellebrudd, mikrosprekker, loddefeil, kontaktfeil eller andre interne modulfeil. Da bør funnet undersøkes nærmere. – Modulen bør følges opp med elektrisk feilsøking, visuell kontroll og eventuelt videre diagnostikk. Dersom feilen er vedvarende og ikke skyldes ytre forhold, vil utskifting av modulen ofte være det mest relevante tiltaket. En særlig kritisk situasjon oppstår dersom en bypassdiode svikter. – Dersom en bypassdiode har brent av, fått mekanisk brudd eller på annen måte svikter åpen, kan den unnlate å beskytte delstrengen når det oppstår skygge. Da kan de skyggelagte cellene bli utsatt for høyere reversspenning og sterkere lokal oppvarming. Saken fortsetter under bildet Vedvarende skygge fra bygningsdel, vist med termogram og visuelt dronefoto. Foto: Rejlers. Den andre siden av solcelleanlegget Skygge forbindes først og fremst med produksjonstap og modulbelastning. Men Haaland understreker at man også må se på sikkerheten på likestrømssiden. – Den største sikkerhetsrisikoen for selve bygningsmassen oppstår normalt på DC-siden dersom det finnes installasjonsfeil, komponentfeil, dårlige kontakter, fuktinntrengning eller svekket isolasjon. Forskjellen mellom AC og DC er viktig. – I en vekselstrømsinstallasjon passerer spenningen nullpunktet 100 ganger i sekundet ved 50 Hz. Det bidrar til at en begynnende lysbue lettere kan slukke. Likestrøm har ikke et slikt naturlig nullpunkt. Hvis en DC-lysbue først etableres, kan den opprettholdes så lenge betingelsene for spenning, strøm og avstand mellom kontaktpunktene er til stede. Derfor blir kvaliteten på DC-installasjonen avgjørende. «MC4-kompatibel» betyr ikke nødvendigvis kompatibel En kjent risikofaktor er feil håndtering av DC-kontakter. – Det finnes produktstandarder for PV-kontakter, blant annet IEC 62852. Men det betyr ikke at kontakter fra ulike produsenter fritt kan kobles sammen bare fordi de fysisk passer eller markedsføres som «MC4-kompatible». Fysisk passform er ikke nødvendigvis det samme som dokumentert kompatibilitet. – Dersom kontakter fra ulike fabrikater blandes uten dokumentert sammenkoblingsgodkjenning fra produsentene, kan små toleranseavvik over tid gi fuktinntrengning, korrosjon, økt overgangsmotstand og varmgang – og i verste fall lysbue. Riktig kontaktfabrikat, riktig sammenkobling, korrekt pressverktøy og riktig montasje er derfor viktige barrierer mot brannrisiko. – Hotspots fører normalt ikke direkte til lysbuer. Den primære risikoen er akselerert aldring og degradering av modulmaterialene. Over tid kan slike skader bidra til delaminering, fuktinntrengning, korrosjon, isolasjonssvikt eller interne forbindelsesfeil. Slike feil kan igjen øke sannsynligheten for termisk eskalering og elektriske feil på DC-siden. Han mener det er viktig å forstå hele kjeden. – Skygge kan gi termisk stress. Termisk stress kan bidra til materialdegradering, og degradering kan redusere de elektriske og mekaniske sikkerhetsmarginene i anlegget. Bør vi prioritere kWh foran kWp? For Haaland er dette selve hovedpoenget. – Når et solcelleanlegg skal prosjekteres, ser jeg i hovedsak tre mulige tilnærminger. Den første er et optimalisert design hvor man utelater moduler i kjente skyggesoner og prioriterer høy spesifikk ytelse, lav kompleksitet og lav teknisk risiko. Den andre er å maksimere installert effekt og håndtere skyggen aktivt, for eksempel ved hjelp av effektoptimalisatorer eller annen modulnær elektronikk. – Det kan være riktig i enkelte prosjekter. Men da får man samtidig høyere systemkompleksitet, flere komponenter på taket og flere potensielle feilkilder gjennom levetiden. Den tredje løsningen er å maksimere installert effekt uten tilstrekkelig hensyn til skygge. – Det er etter min vurdering den svakeste løsningen. Da får man høy kWp på papiret, men lavere forventet energiytelse, større belastning på utsatte moduler og større risiko for feil og driftsproblemer. Mindre kan være mer Haaland mener derfor at den enkleste løsningen ofte kan være den beste. – Solcellemoduler kan ha svært lang teknisk levetid, mens elektronikk på taket normalt har kortere forventet levetid og samtidig er utsatt for termisk og miljømessig belastning. Hver ekstra komponent og hvert ekstra kontaktpunkt som bygges inn i anlegget, må derfor kunne forsvares teknisk og økonomisk. Ifølge Haaland betyr ikke det at effektoptimalisatorer bør unngås. – De kan være svært nyttige når de løser et reelt problem. Men de bør ikke brukes som erstatning for god prosjektering. Hvis en skyggeutfordring kan prosjekteres bort, er det som regel bedre enn å kompensere for den med mer elektronikk på taket. God prosjektering er risikostyring Dermed handler god prosjektering om mer enn å beregne hvor mange paneler som får plass. – God prosjektering handler om å eliminere risiko før montasjen begynner. Verktøy som PVsyst og PV*SOL kan brukes til å modellere skyggekast gjennom døgnets timer og årets sesonger. Slike simuleringer kan identifisere risikofylte takflater før anlegget bygges. – Da kan man også se hvilke moduler som faktisk bidrar positivt til energiproduksjon og økonomi, og hvilke som kanskje først og fremst øker installert effekt på papiret. Oppdages det skygge under montasjen som ikke var fanget opp i prosjekteringen, bør dette også håndteres før anlegget settes i drift. – Det kan være en bygningsdel, en teknisk installasjon eller en annen hindring. Da bør man stoppe opp og vurdere om den prosjekterte løsningen fortsatt er den riktige.
Haaland leverer til daglig tjenester som reduserer risiko og sikre verdier innen fornybar energi og energilagring ved å kombinere teknologi, dybdekunnskap og praktisk erfaring. – I solcellebransjen er det lett å bli veldig opptatt av maksimal installert effekt. kWp er synlig på tilbudslinjen, enkelt å sammenligne og enkelt å selge inn. Men kWp er først og fremst et merkeeffekttall under standardiserte testbetingelser. Det sier lite alene om hvordan anlegget faktisk vil prestere på et konkret tak, sier Steinar Haaland. Han mener derfor at perspektivet bør flyttes fra hvor mange kilowatt som kan installeres, til hvor mange kilowattimer anlegget faktisk kan levere gjennom levetiden. – For eier, byggherre og driftspersonell er det viktigste hvor mye energi anlegget produserer over tid, hvilken teknisk risiko som bygges inn i løsningen, og hvor robust anlegget er. Det er nettopp her skygge blir et viktig tema. Saken fortsetter under bildet: – Et godt prosjektert anlegg handler ikke om å presse inn flest mulig paneler. Det handler om å få høy, stabil og trygg energiproduksjon over tid, sier elektroingeniør Steinar Haaland i Rejlers Når skygge blir elektrisk belastning Delvis skyggelegging er nemlig mer enn et spørsmål om redusert produksjon. – Skygge påvirker ikke bare produksjonen i øyeblikket. Den kan også påvirke arbeidspunktet til celler, delstrenger og moduler på en måte som gir høyere elektrisk og termisk belastning, forklarer Haaland. Dermed kan et anlegg med færre moduler i noen tilfeller være en bedre løsning enn et anlegg hvor man har forsøkt å fylle absolutt hele takflaten. – Et godt prosjektert anlegg handler ikke om å presse inn flest mulig paneler. Det handler om å få høy, stabil og trygg energiproduksjon over tid. Skygge er ikke det samme som hotspot Ved termografering av solcelleanlegg er det heller ikke slik at skygge nødvendigvis gir et varmt område. – Når vi termograferer et skyggelagt solcellefelt, ser vi ofte det motsatte – kalde områder. Det skyldes ganske enkelt at den skyggelagte delen mottar mindre solinnstråling og derfor kan ha lavere overflatetemperatur enn områdene rundt. Et kaldt område i et termogram er dermed ikke nødvendigvis en feil. – Det kan være en midlertidig skygge fra vegetasjon, rekkverk, nabobygg, stolper eller tekniske installasjoner. Slike skygger flytter seg gjennom dagen og året, og er spesielt vanlige når solen står lavt. Men ved vedvarende eller delvis skyggelegging kan situasjonen bli en annen, påpeker han. – Da kan arbeidspunktet i modulen forskyves slik at det oppstår risiko for hotspot-utvikling. Hvor stor risikoen er, avhenger blant annet av skyggemønsteret, innstrålingen, moduldesignet, bypassdiodenes funksjon, strengstrømmen og hvordan anlegget er koblet mot vekselretter eller effektoptimalisatorer. Hvorfor kan en skyggelagt celle bli varm? Det kan virke paradoksalt at en celle som får mindre sollys, kan bli varmere enn cellene rundt. Forklaringen ligger i hvordan solcellemodulen er bygget opp. – Cellene i en modul er seriekoblet. Det betyr at den samme strømmen må gå gjennom cellene. Når alle cellene er jevnt belyst, bidrar de til modulens samlede spenning og effekt. Men dersom én celle blir kraftig skyggelagt, reduseres fotostrømmen i denne cellen, mens de øvrige cellene fortsatt forsøker å opprettholde strømmen gjennom serien. Da kan arbeidspunktet til den skyggelagte cellen forskyves. – Hvis fotostrømmen i cellen blir lav nok i forhold til strengstrømmen, kan spenningen over cellen bli negativ. Cellen blir da reverspolarisert. I stedet for å levere energi begynner den å absorbere energi fra de øvrige, belyste cellene. Og da oppstår varme. Det er grunnleggende elektroteknikk. Effekten følger P = U × I. Hvis en celle for eksempel utsettes for 5 volt reversspenning samtidig som strømmen er 10 ampere, utvikles det 50 watt lokalt i cellen. Det er ikke varme som kommer fra selve skyggen. Det er elektrisk energi fra resten av modulen som omdannes til varme i et begrenset område. Dette er mekanismen bak det som omtales som en hotspot. – Hotspots er altså ikke en hypotese basert på termogrammer. Det er en konsekvens av solcellens elektriske oppbygning og seriekoblingen i modulen. Den samme mekanismen ligger også til grunn for hotspot-testene som brukes ved typeprøving av solcellemoduler. Saken fortsetter under bildet Termogram og visuelt bilde av skyggefelt. Et kaldt område i et termogram er ikke nødvendigvis en hotspot. Kilde: Sitemark. Bypassdioden er en beskyttelse – ikke en løsning på skygge Moderne solcellemoduler er normalt utstyrt med bypassdioder for å begrense risikoen for skadelig reverspolarisering. – Cellene er organisert i delstrenger, ofte tre, selv om det varierer mellom ulike modultyper. Når reversspenningen over en delstreng blir høy nok, kan bypassdioden lede strømmen utenom den berørte delstrengen. Det reduserer belastningen på cellene, men har en pris. – Du mister samtidig energibidraget fra den delen av modulen som bypasses. Dersom én av tre delstrenger forbikobles, mister modulen en betydelig del av spenningsbidraget under det aktuelle driftspunktet. Dersom to delstrenger forbikobles, blir tapet enda større. Hvor stort produksjonstapet blir for hele anlegget, avhenger blant annet av strengdesign, MPPT-inndeling, hvor stor del av modulen som skygges og om det benyttes effektoptimalisatorer. – Bypassdioden er en viktig beskyttelsesmekanisme, men den er ikke en garanti mot alle termiske problemer. Den kan redusere belastningen, men den fjerner ikke årsaken til skyggen. Når skyggen er der store deler av dagen Haaland peker på at det er stor forskjell på en kortvarig skygge og en skygge som gjentar seg dag etter dag. – Hvis en bygningsdel skygger for flere moduler en stor del av driftstiden, må dette vurderes som en del av anleggets tekniske risikobilde. Da er det ikke lenger bare snakk om et kortvarig produksjonstap. Termogrammer kan være et viktig verktøy, men bør ikke stå alene. – Vi må se på temperaturavvik, hvor lenge skyggen varer, hvilke moduler som rammes, forventet produksjonstap og simulert energibidrag. Vi må også se på modulplassering og de økonomiske konsekvensene. I noen tilfeller kan det være riktig å fjerne eller flytte moduler. I andre tilfeller kan effektoptimalisering være aktuelt. – Men løsningen bør komme etter en teknisk vurdering, ikke som en automatisk refleks. Termiske signaturer uten synlig skygge Termografering kan også avdekke avvik som ikke skyldes synlig skygge. – Bypassede delstrenger kan gi karakteristiske termiske signaturer som skiller seg fra omkringliggende celler og moduler. Men den eksakte temperaturfordelingen varierer med blant annet moduldesign, innstråling, belastning og driftstilstand. Derfor bør man være forsiktig med bastante konklusjoner basert på ett enkelt termogram. – Hvis en delstreng ser ut til å være forbikoblet uten at vi finner noen synlig ekstern skygge, kan det skyldes bypassdiodefeil. Men det kan også være cellebrudd, mikrosprekker, loddefeil, kontaktfeil eller andre interne modulfeil. Da bør funnet undersøkes nærmere. – Modulen bør følges opp med elektrisk feilsøking, visuell kontroll og eventuelt videre diagnostikk. Dersom feilen er vedvarende og ikke skyldes ytre forhold, vil utskifting av modulen ofte være det mest relevante tiltaket. En særlig kritisk situasjon oppstår dersom en bypassdiode svikter. – Dersom en bypassdiode har brent av, fått mekanisk brudd eller på annen måte svikter åpen, kan den unnlate å beskytte delstrengen når det oppstår skygge. Da kan de skyggelagte cellene bli utsatt for høyere reversspenning og sterkere lokal oppvarming. Saken fortsetter under bildet Vedvarende skygge fra bygningsdel, vist med termogram og visuelt dronefoto. Foto: Rejlers. Den andre siden av solcelleanlegget Skygge forbindes først og fremst med produksjonstap og modulbelastning. Men Haaland understreker at man også må se på sikkerheten på likestrømssiden. – Den største sikkerhetsrisikoen for selve bygningsmassen oppstår normalt på DC-siden dersom det finnes installasjonsfeil, komponentfeil, dårlige kontakter, fuktinntrengning eller svekket isolasjon. Forskjellen mellom AC og DC er viktig. – I en vekselstrømsinstallasjon passerer spenningen nullpunktet 100 ganger i sekundet ved 50 Hz. Det bidrar til at en begynnende lysbue lettere kan slukke. Likestrøm har ikke et slikt naturlig nullpunkt. Hvis en DC-lysbue først etableres, kan den opprettholdes så lenge betingelsene for spenning, strøm og avstand mellom kontaktpunktene er til stede. Derfor blir kvaliteten på DC-installasjonen avgjørende. «MC4-kompatibel» betyr ikke nødvendigvis kompatibel En kjent risikofaktor er feil håndtering av DC-kontakter. – Det finnes produktstandarder for PV-kontakter, blant annet IEC 62852. Men det betyr ikke at kontakter fra ulike produsenter fritt kan kobles sammen bare fordi de fysisk passer eller markedsføres som «MC4-kompatible». Fysisk passform er ikke nødvendigvis det samme som dokumentert kompatibilitet. – Dersom kontakter fra ulike fabrikater blandes uten dokumentert sammenkoblingsgodkjenning fra produsentene, kan små toleranseavvik over tid gi fuktinntrengning, korrosjon, økt overgangsmotstand og varmgang – og i verste fall lysbue. Riktig kontaktfabrikat, riktig sammenkobling, korrekt pressverktøy og riktig montasje er derfor viktige barrierer mot brannrisiko. – Hotspots fører normalt ikke direkte til lysbuer. Den primære risikoen er akselerert aldring og degradering av modulmaterialene. Over tid kan slike skader bidra til delaminering, fuktinntrengning, korrosjon, isolasjonssvikt eller interne forbindelsesfeil. Slike feil kan igjen øke sannsynligheten for termisk eskalering og elektriske feil på DC-siden. Han mener det er viktig å forstå hele kjeden. – Skygge kan gi termisk stress. Termisk stress kan bidra til materialdegradering, og degradering kan redusere de elektriske og mekaniske sikkerhetsmarginene i anlegget. Bør vi prioritere kWh foran kWp? For Haaland er dette selve hovedpoenget. – Når et solcelleanlegg skal prosjekteres, ser jeg i hovedsak tre mulige tilnærminger. Den første er et optimalisert design hvor man utelater moduler i kjente skyggesoner og prioriterer høy spesifikk ytelse, lav kompleksitet og lav teknisk risiko. Den andre er å maksimere installert effekt og håndtere skyggen aktivt, for eksempel ved hjelp av effektoptimalisatorer eller annen modulnær elektronikk. – Det kan være riktig i enkelte prosjekter. Men da får man samtidig høyere systemkompleksitet, flere komponenter på taket og flere potensielle feilkilder gjennom levetiden. Den tredje løsningen er å maksimere installert effekt uten tilstrekkelig hensyn til skygge. – Det er etter min vurdering den svakeste løsningen. Da får man høy kWp på papiret, men lavere forventet energiytelse, større belastning på utsatte moduler og større risiko for feil og driftsproblemer. Mindre kan være mer Haaland mener derfor at den enkleste løsningen ofte kan være den beste. – Solcellemoduler kan ha svært lang teknisk levetid, mens elektronikk på taket normalt har kortere forventet levetid og samtidig er utsatt for termisk og miljømessig belastning. Hver ekstra komponent og hvert ekstra kontaktpunkt som bygges inn i anlegget, må derfor kunne forsvares teknisk og økonomisk. Ifølge Haaland betyr ikke det at effektoptimalisatorer bør unngås. – De kan være svært nyttige når de løser et reelt problem. Men de bør ikke brukes som erstatning for god prosjektering. Hvis en skyggeutfordring kan prosjekteres bort, er det som regel bedre enn å kompensere for den med mer elektronikk på taket. God prosjektering er risikostyring Dermed handler god prosjektering om mer enn å beregne hvor mange paneler som får plass. – God prosjektering handler om å eliminere risiko før montasjen begynner. Verktøy som PVsyst og PV*SOL kan brukes til å modellere skyggekast gjennom døgnets timer og årets sesonger. Slike simuleringer kan identifisere risikofylte takflater før anlegget bygges. – Da kan man også se hvilke moduler som faktisk bidrar positivt til energiproduksjon og økonomi, og hvilke som kanskje først og fremst øker installert effekt på papiret. Oppdages det skygge under montasjen som ikke var fanget opp i prosjekteringen, bør dette også håndteres før anlegget settes i drift. – Det kan være en bygningsdel, en teknisk installasjon eller en annen hindring. Da bør man stoppe opp og vurdere om den prosjekterte løsningen fortsatt er den riktige.
Haaland leverer til daglig tjenester som reduserer risiko og sikre verdier innen fornybar energi og energilagring ved å kombinere teknologi, dybdekunnskap og praktisk erfaring. – I solcellebransjen er det lett å bli veldig opptatt av maksimal installert effekt. kWp er synlig på tilbudslinjen, enkelt å sammenligne og enkelt å selge inn. Men kWp er først og fremst et merkeeffekttall under standardiserte testbetingelser. Det sier lite alene om hvordan anlegget faktisk vil prestere på et konkret tak, sier Steinar Haaland. Han mener derfor at perspektivet bør flyttes fra hvor mange kilowatt som kan installeres, til hvor mange kilowattimer anlegget faktisk kan levere gjennom levetiden. – For eier, byggherre og driftspersonell er det viktigste hvor mye energi anlegget produserer over tid, hvilken teknisk risiko som bygges inn i løsningen, og hvor robust anlegget er. Det er nettopp her skygge blir et viktig tema. Saken fortsetter under bildet: – Et godt prosjektert anlegg handler ikke om å presse inn flest mulig paneler. Det handler om å få høy, stabil og trygg energiproduksjon over tid, sier elektroingeniør Steinar Haaland i Rejlers Når skygge blir elektrisk belastning Delvis skyggelegging er nemlig mer enn et spørsmål om redusert produksjon. – Skygge påvirker ikke bare produksjonen i øyeblikket. Den kan også påvirke arbeidspunktet til celler, delstrenger og moduler på en måte som gir høyere elektrisk og termisk belastning, forklarer Haaland. Dermed kan et anlegg med færre moduler i noen tilfeller være en bedre løsning enn et anlegg hvor man har forsøkt å fylle absolutt hele takflaten. – Et godt prosjektert anlegg handler ikke om å presse inn flest mulig paneler. Det handler om å få høy, stabil og trygg energiproduksjon over tid. Skygge er ikke det samme som hotspot Ved termografering av solcelleanlegg er det heller ikke slik at skygge nødvendigvis gir et varmt område. – Når vi termograferer et skyggelagt solcellefelt, ser vi ofte det motsatte – kalde områder. Det skyldes ganske enkelt at den skyggelagte delen mottar mindre solinnstråling og derfor kan ha lavere overflatetemperatur enn områdene rundt. Et kaldt område i et termogram er dermed ikke nødvendigvis en feil. – Det kan være en midlertidig skygge fra vegetasjon, rekkverk, nabobygg, stolper eller tekniske installasjoner. Slike skygger flytter seg gjennom dagen og året, og er spesielt vanlige når solen står lavt. Men ved vedvarende eller delvis skyggelegging kan situasjonen bli en annen, påpeker han. – Da kan arbeidspunktet i modulen forskyves slik at det oppstår risiko for hotspot-utvikling. Hvor stor risikoen er, avhenger blant annet av skyggemønsteret, innstrålingen, moduldesignet, bypassdiodenes funksjon, strengstrømmen og hvordan anlegget er koblet mot vekselretter eller effektoptimalisatorer. Hvorfor kan en skyggelagt celle bli varm? Det kan virke paradoksalt at en celle som får mindre sollys, kan bli varmere enn cellene rundt. Forklaringen ligger i hvordan solcellemodulen er bygget opp. – Cellene i en modul er seriekoblet. Det betyr at den samme strømmen må gå gjennom cellene. Når alle cellene er jevnt belyst, bidrar de til modulens samlede spenning og effekt. Men dersom én celle blir kraftig skyggelagt, reduseres fotostrømmen i denne cellen, mens de øvrige cellene fortsatt forsøker å opprettholde strømmen gjennom serien. Da kan arbeidspunktet til den skyggelagte cellen forskyves. – Hvis fotostrømmen i cellen blir lav nok i forhold til strengstrømmen, kan spenningen over cellen bli negativ. Cellen blir da reverspolarisert. I stedet for å levere energi begynner den å absorbere energi fra de øvrige, belyste cellene. Og da oppstår varme. Det er grunnleggende elektroteknikk. Effekten følger P = U × I. Hvis en celle for eksempel utsettes for 5 volt reversspenning samtidig som strømmen er 10 ampere, utvikles det 50 watt lokalt i cellen. Det er ikke varme som kommer fra selve skyggen. Det er elektrisk energi fra resten av modulen som omdannes til varme i et begrenset område. Dette er mekanismen bak det som omtales som en hotspot. – Hotspots er altså ikke en hypotese basert på termogrammer. Det er en konsekvens av solcellens elektriske oppbygning og seriekoblingen i modulen. Den samme mekanismen ligger også til grunn for hotspot-testene som brukes ved typeprøving av solcellemoduler. Saken fortsetter under bildet Termogram og visuelt bilde av skyggefelt. Et kaldt område i et termogram er ikke nødvendigvis en hotspot. Kilde: Sitemark. Bypassdioden er en beskyttelse – ikke en løsning på skygge Moderne solcellemoduler er normalt utstyrt med bypassdioder for å begrense risikoen for skadelig reverspolarisering. – Cellene er organisert i delstrenger, ofte tre, selv om det varierer mellom ulike modultyper. Når reversspenningen over en delstreng blir høy nok, kan bypassdioden lede strømmen utenom den berørte delstrengen. Det reduserer belastningen på cellene, men har en pris. – Du mister samtidig energibidraget fra den delen av modulen som bypasses. Dersom én av tre delstrenger forbikobles, mister modulen en betydelig del av spenningsbidraget under det aktuelle driftspunktet. Dersom to delstrenger forbikobles, blir tapet enda større. Hvor stort produksjonstapet blir for hele anlegget, avhenger blant annet av strengdesign, MPPT-inndeling, hvor stor del av modulen som skygges og om det benyttes effektoptimalisatorer. – Bypassdioden er en viktig beskyttelsesmekanisme, men den er ikke en garanti mot alle termiske problemer. Den kan redusere belastningen, men den fjerner ikke årsaken til skyggen. Når skyggen er der store deler av dagen Haaland peker på at det er stor forskjell på en kortvarig skygge og en skygge som gjentar seg dag etter dag. – Hvis en bygningsdel skygger for flere moduler en stor del av driftstiden, må dette vurderes som en del av anleggets tekniske risikobilde. Da er det ikke lenger bare snakk om et kortvarig produksjonstap. Termogrammer kan være et viktig verktøy, men bør ikke stå alene. – Vi må se på temperaturavvik, hvor lenge skyggen varer, hvilke moduler som rammes, forventet produksjonstap og simulert energibidrag. Vi må også se på modulplassering og de økonomiske konsekvensene. I noen tilfeller kan det være riktig å fjerne eller flytte moduler. I andre tilfeller kan effektoptimalisering være aktuelt. – Men løsningen bør komme etter en teknisk vurdering, ikke som en automatisk refleks. Termiske signaturer uten synlig skygge Termografering kan også avdekke avvik som ikke skyldes synlig skygge. – Bypassede delstrenger kan gi karakteristiske termiske signaturer som skiller seg fra omkringliggende celler og moduler. Men den eksakte temperaturfordelingen varierer med blant annet moduldesign, innstråling, belastning og driftstilstand. Derfor bør man være forsiktig med bastante konklusjoner basert på ett enkelt termogram. – Hvis en delstreng ser ut til å være forbikoblet uten at vi finner noen synlig ekstern skygge, kan det skyldes bypassdiodefeil. Men det kan også være cellebrudd, mikrosprekker, loddefeil, kontaktfeil eller andre interne modulfeil. Da bør funnet undersøkes nærmere. – Modulen bør følges opp med elektrisk feilsøking, visuell kontroll og eventuelt videre diagnostikk. Dersom feilen er vedvarende og ikke skyldes ytre forhold, vil utskifting av modulen ofte være det mest relevante tiltaket. En særlig kritisk situasjon oppstår dersom en bypassdiode svikter. – Dersom en bypassdiode har brent av, fått mekanisk brudd eller på annen måte svikter åpen, kan den unnlate å beskytte delstrengen når det oppstår skygge. Da kan de skyggelagte cellene bli utsatt for høyere reversspenning og sterkere lokal oppvarming. Saken fortsetter under bildet Vedvarende skygge fra bygningsdel, vist med termogram og visuelt dronefoto. Foto: Rejlers. Den andre siden av solcelleanlegget Skygge forbindes først og fremst med produksjonstap og modulbelastning. Men Haaland understreker at man også må se på sikkerheten på likestrømssiden. – Den største sikkerhetsrisikoen for selve bygningsmassen oppstår normalt på DC-siden dersom det finnes installasjonsfeil, komponentfeil, dårlige kontakter, fuktinntrengning eller svekket isolasjon. Forskjellen mellom AC og DC er viktig. – I en vekselstrømsinstallasjon passerer spenningen nullpunktet 100 ganger i sekundet ved 50 Hz. Det bidrar til at en begynnende lysbue lettere kan slukke. Likestrøm har ikke et slikt naturlig nullpunkt. Hvis en DC-lysbue først etableres, kan den opprettholdes så lenge betingelsene for spenning, strøm og avstand mellom kontaktpunktene er til stede. Derfor blir kvaliteten på DC-installasjonen avgjørende. «MC4-kompatibel» betyr ikke nødvendigvis kompatibel En kjent risikofaktor er feil håndtering av DC-kontakter. – Det finnes produktstandarder for PV-kontakter, blant annet IEC 62852. Men det betyr ikke at kontakter fra ulike produsenter fritt kan kobles sammen bare fordi de fysisk passer eller markedsføres som «MC4-kompatible». Fysisk passform er ikke nødvendigvis det samme som dokumentert kompatibilitet. – Dersom kontakter fra ulike fabrikater blandes uten dokumentert sammenkoblingsgodkjenning fra produsentene, kan små toleranseavvik over tid gi fuktinntrengning, korrosjon, økt overgangsmotstand og varmgang – og i verste fall lysbue. Riktig kontaktfabrikat, riktig sammenkobling, korrekt pressverktøy og riktig montasje er derfor viktige barrierer mot brannrisiko. – Hotspots fører normalt ikke direkte til lysbuer. Den primære risikoen er akselerert aldring og degradering av modulmaterialene. Over tid kan slike skader bidra til delaminering, fuktinntrengning, korrosjon, isolasjonssvikt eller interne forbindelsesfeil. Slike feil kan igjen øke sannsynligheten for termisk eskalering og elektriske feil på DC-siden. Han mener det er viktig å forstå hele kjeden. – Skygge kan gi termisk stress. Termisk stress kan bidra til materialdegradering, og degradering kan redusere de elektriske og mekaniske sikkerhetsmarginene i anlegget. Bør vi prioritere kWh foran kWp? For Haaland er dette selve hovedpoenget. – Når et solcelleanlegg skal prosjekteres, ser jeg i hovedsak tre mulige tilnærminger. Den første er et optimalisert design hvor man utelater moduler i kjente skyggesoner og prioriterer høy spesifikk ytelse, lav kompleksitet og lav teknisk risiko. Den andre er å maksimere installert effekt og håndtere skyggen aktivt, for eksempel ved hjelp av effektoptimalisatorer eller annen modulnær elektronikk. – Det kan være riktig i enkelte prosjekter. Men da får man samtidig høyere systemkompleksitet, flere komponenter på taket og flere potensielle feilkilder gjennom levetiden. Den tredje løsningen er å maksimere installert effekt uten tilstrekkelig hensyn til skygge. – Det er etter min vurdering den svakeste løsningen. Da får man høy kWp på papiret, men lavere forventet energiytelse, større belastning på utsatte moduler og større risiko for feil og driftsproblemer. Mindre kan være mer Haaland mener derfor at den enkleste løsningen ofte kan være den beste. – Solcellemoduler kan ha svært lang teknisk levetid, mens elektronikk på taket normalt har kortere forventet levetid og samtidig er utsatt for termisk og miljømessig belastning. Hver ekstra komponent og hvert ekstra kontaktpunkt som bygges inn i anlegget, må derfor kunne forsvares teknisk og økonomisk. Ifølge Haaland betyr ikke det at effektoptimalisatorer bør unngås. – De kan være svært nyttige når de løser et reelt problem. Men de bør ikke brukes som erstatning for god prosjektering. Hvis en skyggeutfordring kan prosjekteres bort, er det som regel bedre enn å kompensere for den med mer elektronikk på taket. God prosjektering er risikostyring Dermed handler god prosjektering om mer enn å beregne hvor mange paneler som får plass. – God prosjektering handler om å eliminere risiko før montasjen begynner. Verktøy som PVsyst og PV*SOL kan brukes til å modellere skyggekast gjennom døgnets timer og årets sesonger. Slike simuleringer kan identifisere risikofylte takflater før anlegget bygges. – Da kan man også se hvilke moduler som faktisk bidrar positivt til energiproduksjon og økonomi, og hvilke som kanskje først og fremst øker installert effekt på papiret. Oppdages det skygge under montasjen som ikke var fanget opp i prosjekteringen, bør dette også håndteres før anlegget settes i drift. – Det kan være en bygningsdel, en teknisk installasjon eller en annen hindring. Da bør man stoppe opp og vurdere om den prosjekterte løsningen fortsatt er den riktige.
forside
Powered by Labrador CMS