Technical Performance and Probabilistic Energy Yield Assessment of a 620 MWp Bifacial Grid-Connected Photovoltaic Power Plant in an Area Located in the Eastern Part of the Absheron Peninsula of Azerbaijan

Die Sonne ist ein gewaltiger, zuverlässiger Motor, aber um ihre Energie zur Speisung eines modernen Stromnetzes zu nutzen, bedarf es mehr als nur das Platzieren von Paneelen auf einem Feld. Es erfordert ein präzises Verständnis davon, wie Licht auf eine Oberfläche trifft, wie dieses Licht in Elektrizität umgewandelt wird und wie die Umgebung das Ergebnis verändert. In der Welt der großflächigen Solarenergie müssen Ingenieure exakt vorhersagen, wie viel Energie eine Anlage über ein Jahr hinweg produzieren wird, wobei sie alles berücksichtigen müssen – vom Winkel der Sonne bis hin zum Staub, der sich auf dem Glas absetzt. Dies gilt insbesondere für neuere, komplexere Systeme, die Paneele verwenden können, welche in der Lage sind, Licht von beiden Seiten einzufangen, bekannt als bifaziale Module. Diese Paneele können das Sonnenlicht einfangen, das vom Boden reflektiert wird, aber ihre Leistung hängt stark von der Farbe des Bodens, der Höhe der Paneele und dem Abstand zwischen den Reihen ab. Bevor auch nur ein einziger Draht mit dem Netz verbunden wird, führen Entwickler detaillierte Computersimulationen durch, um den Ertrag der Anlage zu prognostizieren und sicherzustellen, dass das Projekt finanziell tragfähig und technisch machbar ist.

In einer kürzlich durchgeführten Studie wandten Forscher diese rigorose Prognosemethode auf einen geplanten massiven Solarpark auf der östlichen Seite der Abscheron-Halbinsel in Aserbaidschan an. Dieses Gebiet, eine tiefliegende Küstenebene, wurde für ein Projekt ausgewählt, das darauf ausgelegt ist, genug Elektrizität zu erzeugen, um Hunderttausende von Haushalten mit Strom zu versorgen. Das Team nutzte hochentwickelte Software, um eine Anlage mit einer Kapazität von 620 Megawatt zu modellieren, eine Größe, die sie zu einer der größten Solaranlagen in der Region macht. Der Entwurf sah ein Feld aus bifazialen Paneelen vor, die auf dem Boden montiert und nach Süden ausgerichtet sind, um ihre Exposition gegenüber der Sonne im Laufe des Tages zu maximieren. Entscheidend war, dass die Forscher nicht warteten, bis die Anlage gebaut war, noch analysierten sie eine laufende Anlage; stattdessen führten sie eine einzige Simulationsprüfung mit der PVsyst-Software durch, um einen digitalen Zwilling des gesamten Systems zu erstellen. Sie speisten dieses Modell mit historischen Wetterdaten und spezifischen Details zur Ausrüstung, um ein volles Betriebsjahr zu simulieren, anstatt die gemessene Leistung einer Anlage zu prüfen.

Die Simulation zeichnete das Bild eines hocheffizienten Systems. Bis zum Ende des ersten simulierten Jahres sollte die virtuelle Anlage 886,81 Gigawattstunden Elektrizität in das nationale Netz einspeisen. Um dies einzuordnen: Es wurde erwartet, dass die Anlage 1.430 Kilowattstunden Energie für jedes installierte Kilowatt erzeugt. Dieser hohe Ertrag ist ein Ergebnis der starken Sonneneinstrahlung des Standorts und der sorgfältigen technischen Planung des Layouts der Anlage. Die Paneele wurden in Reihen mit einem spezifischen Abstand angeordnet, um sicherzustellen, dass der Schatten einer Reihe nicht zu lange auf die nächste fällt – ein Gleichgewicht, das es dem System ermöglicht, Licht einzufangen, ohne zu viel durch Verschattung zu verlieren. Das Computermodell zeigte, dass die Anlage mit einem Performance Ratio von fast 90 Prozent arbeiten würde, was bedeutet, dass das System sehr wenig Energie durch Hitze, Kabelwiderstand oder andere Ineffizienzen im Vergleich zu seinem theoretischen Maximum verliert.

Ein Schlüsselmerkmal dieses Designs ist die Verwendung von bifazialen Paneelen, die Strom sowohl von der Lichtquelle auf der Vorderseite als auch von Licht auf der Rückseite generieren können. In dieser Simulation fungierte der Boden unter den Paneelen als Reflektor, der das Sonnenlicht auf die Rückseite der Module zurückwarf. Die Forscher fanden heraus, dass dieser Effekt einen Nettogewinn von 9,2 Prozent zur gesamten gesammelten Energie hinzufügte. Dieser Gewinn war nicht automatisch gegeben; er hing davon ab, dass der Boden eine gewisse Reflexion aufweist und die Paneele in einer spezifischen Höhe von 1,6 Metern montiert sind, um Licht an die Rückseite gelangen zu lassen. Das Modell berücksichtigte auch die Tatsache, dass die Paneele im Sommer heiß werden, was ihre Effizienz leicht reduziert, und dass sich Staub auf der Oberfläche ansammelt, was einen geringen Leistungsverlust erfordert. Trotz dieser realen Faktoren blieb das System bemerkenswert robust, da der Computer zeigte, dass die Paneele nur einen winzigen Bruchteil der Energie verlieren würden, weil die Wechselrichter – die Geräte, die die Elektrizität umwandeln – etwas kleiner dimensioniert sind als die gesamte Leistung, die die Paneele erzeugen könnten.

Da das Wetter von Jahr zu Jahr variiert, reicht eine einzelne Zahl für die jährliche Produktion nicht aus für Investoren und Kreditgeber, die wissen müssen, wie die Szenarien im schlechtesten Fall aussehen. Daher wandten die Forscher eine statistische Methode an, um zu schätzen, wie stark die Produktion in einem weniger sonnigen Jahr sinken könnte. Sie berechneten, dass eine Wahrscheinlichkeit von 90 Prozent besteht, dass die Anlage in jedem beliebigen Jahr mindestens 836,9 Gigawattstunden produziert, und eine Wahrscheinlichkeit von 95 Prozent, dass sie mindestens 822,9 Gigawattstunden produziert. Diese Zahlen bieten einen Sicherheitsspielraum und stellen sicher, dass die Anlage selbst dann genügend Strom erzeugt, um ihre finanziellen Verpflichtungen zu erfüllen, wenn die Sonne weniger großzügig ist als in einem durchschnittlichen Jahr. Die Studie hob auch hervor, dass der spezifische Mix der Ausrüstung, einschließlich der Wahl der Wechselrichter und des Layouts der elektrischen Kabel, optimiert wurde, um Verluste gering zu halten, wobei das System nur einen Bruchteil eines Prozents an Energie verschwendet, weil die Paneele mehr Leistung erzeugen, als die Wechselrichter unmittelbar verarbeiten können.

Die Autoren der Studie waren sorgfältig darin, darauf hinzuweisen, dass diese Ergebnisse auf einer einzigen Computersimulation basieren und nicht auf Messungen einer in Betrieb befindlichen Solaranlage. Obwohl die Zahlen vielversprechend sind, beruhen sie auf Annahmen über die Bodenbedingungen, die Sauberkeit der Paneele und das Verhalten der Ausrüstung, die noch nicht im Feld getestet wurden. Die Studie dient als Blaupause, die zeigt, dass das Design solide und der Standort geeignet ist, weist aber auch darauf hin, dass die endgültige Bestätigung dieser Zahlen erst erfolgen wird, wenn die Anlage gebaut und in Betrieb ist. Die Forscher identifizierten, dass die tatsächliche Farbe des Bodens, die reale Menge an Staub und die präzisen elektrischen Verbindungen überprüft werden müssen, um sicherzustellen, dass die Anlage genau so performt, wie es das digitale Modell vorhersagt. Bis dahin bleibt die Simulation ein starker Indikator dafür, dass dieser Teil der Abscheron-Halbinsel bestens geeignet ist, um eine bedeutende Quelle sauberer Energie zu beherbergen, die in der Lage ist, zuverlässigen Strom mit hoher Effizienz und minimalem Abfall in das Netz zu liefern.