Güneş açıları

Yeryüzü ve güneş ışınları arasındaki açıların bilinmesi, fotovoltaik modüller üzerine düşen ışınımın hesaplanması açısından önem teşkil etmektedir [80]. Işınım parametrelerinin hesaplanmasında kullanılan açılar aşağıda açıklanmıştır:

Sapma açısı (Declination Angle – δ)

Güneş ışınlarının dik düştüğü enlem ile ekvator düzlemi arasındaki açıdır (Şekil 5.1).

Sapma açısı 21 Mart ve 23 Eylül’de güneş ışınları ekvatora dik düştüğü için sıfır, kuzey yarım küre için ise artı değerlidir. Deklinasyon açısı 21 Aralık kış gündönümünde – 23,45º ile 21 Haziran yaz gündönümünde + 23,45º arasında değişir. 21 Mart – 23 Eylül ilkbahar ve sonbahar ekinoksunda sapma açısı sıfırdır. 1 Ocaktan itibaren gün sayısı n=1 olmak üzere sapma açısı;

δ : 23,45 sin [360 . ((n - 81) / 365)] (5.1) eşitliği ile verilmektedir [80].

Şekil 5.1. Sapma açısı

Yükselme açısı (Elevation Angle -𝛂)

Yükselme açısı, güneşin yatay düzlem ile gökyüzü arasındaki açısal yüksekliği olarak tanımlanır (Şekil 5.2). Güneşin doğuşunda yükselme açısı 0° iken, ekinoks tarihinde ekvatorda gün ortasında açı 90°’dir [80]. φ; enlem, δ; sapma açısı olmak üzere,

α = 90 + φ – δ (5.2) olarak yazılır.

Şekil 5.2. Yükselme açısı

Azimut açısı (Azimuth Angle - _az)

Azimut açısı, güneş ışınları ile kuzey güney doğrultusu arasındaki açıdır (Şekil 5.3). Kuzey yarımkürede, gün ortasında güneş her zaman tam güney yönünde olup, güney yarım kürede gün ortasında her zaman tam kuzey yönündedir. Güneş tam tepede yani öğlen vaktinde iken 180°’dir [80]. δ; sapma açısı, θ; modül açısı, HRA; saat açısı olmak üzere

sin( )cos( ) cos( )sin( )cos(HRA)

cos 1( )

cos( )

az    

 ^{  }  (5.3) eşitliği ile verilmektedir.

HRA saat açısı demektir ve zamanın açısal ölçüsüdür. 1 saate eş değer olarak 15º boylam alınmaktadır. Öğleden önce açı artı ve sonrası için eksi değer kullanılır. Örneğin saat 09.00 için açı + 45º ve saat 14.00 için -30º olur [81].

Şekil 5.3. Azimut açısı

Zenit açısı (Zenith Angle -_Z)

Zenit açısı yatay yüzeyin normali ile güneş ışınları arasında oluşan açıdır. (Şekil 5.4).

Yükselme açısı yatay yüzeyden güneş ışını arasında ölçülür. Bu iki açının toplamı 90°’dir [80]. α; yükselme açısı olmak üzere,

Z 90

   (5.4) olarak tanımlanır.

Şekil 5.4. Zenit açısı

Modül açısı (FV modül Tilt - _T )

Fotovoltaik sistemlerde kullanılan fotovoltaik panellerden maksimum güç elde edilebilmesi için yatay düzlemde bir eğim açısı oluşturacak şekilde yerleştirilmekte ve güneş ışınlarının dik açı ile düşmesi hedeflenmektedir (Şekil 5.5). Panellerin üzerine düşen ışınım seviyesi, panellerin yerleştirildiği yerin enlem ve boylamına bağlı olmaktadır [82].

Şekil 5.5. FV modül açısı

Modüle geliş açısı (Angle of Incidence - _AOI )

FV modüle düşen güneş ışını ile modül düzlemine dik varsayımsal çizgi arasındaki açıdır (Şekil 4.6) ve _T: modül açısı, _Z : zenit açısı, _{AZ array,} : modül azimut açısı, _AZ: azimut açısı olmak üzere;

1

cos (cos( _T) cos( _Z) sin( _T) sin( _Z) cos( , ))

AOI AZ AZ array

  ^           (5.5)

eşitliği ile ifade edilir.

Şekil 5.6. FV modüle geliş açısı 5.1.2. Işınım

Işınım bir alan üzerinde güneş ışınlarının sahip olduğu kullanılabilir gücü ifade eder.

Modül yüzeyine düşen ışınım nıiktarını hesaplamak için çeşitli parametreler vardır [80].

Güneşten hiçbir yere sapmadan ya da saçılmadan yüzey alanına doğrudan düşen ışınım Doğrudan Gelen Işınım’dır (Direct Normal Irradiation - DNI) ve oluklu radyometre ile ölçülmektedir.

Güneş ile ışınımı alan yüzey arasındaki doğrultudan değil, atmosfer partiküllerinden yayılarak ya da saçılarak yüzey alanına düşen ışınım Dağınık Gelen Işınım (Diffuse Horizontal Irradiation - DHI)’dır. Yüzeyden yansıyarak gelen ışınım da Dağıtık Gelen Işınım sınıfı içerisine girer. Piranometre ile ölçülmektedir.

Küresel Yatay Işınım yeryüzünde yatay düzlem üzerine düşen ışınım Küresel Yatay Işınım’dır (Global Horizontal Irradiation - GHI). Piranometre ile GHI parametresi ölçülebilmektedir. GHI parametresi;

GHI = DHI+ DNI cos(_Z) (5.6)

Albedo terimi Latinceden gelmekte ve yüzeyin parlaklık derecesini ifade etmek için kullanılmaktadır. Eğer yüzey zifiri karanlık ise albedo parametresi “0”, çok parlak ise “1”

değerini alır. PVsyst yazılımında çeşitli yüzey alanlarının albedo derecesi belirtilmiştir (Çizelge 5.1) [83]. Albedo derecesi ne kadar fazla ise birim alanda yansıyan güneş ışını miktarı o kadar fazladır.

Çizelge 5.1. Yüzeyin cinsine göre Albedo dereceleri Güneş Işınının Temas Ettiği

FV modüllerin yüzeyine düşen ışınım Modül Yüzeyine Düşen Işınım olarak isimlendirilir (Plane of Array Irradiance POAI) (Şekil 5.7). Işınım, bu evreden sonra atmosfer partiküllerinden ya da çevresel faktörlerden etkilenmez. Bir piranometreyi FV modüllerin bulunduğu alan içerisinde aynı modül açısında konumlandırarak POAI parametresi ölçülebilir. Eğer böyle bir imkan yoksa GHI, DNI ve DHI değerlerinden en az iki tanesinin bilinmesi şartı ile dönüşüm modelleri kullanılarak hesaplanabilir [84,85].

, ,

d u sky u ground

POAI POAI POAI POAI (5.7)

Şekil 5.7. Doğrudan gelen, yansıyarak gelen ve dağıtık gelen ışınımlar

FV modül düzlemine doğrudan hiçbir yansıma ya da saçılma olmadan güneşten düşen ışınım olan POAI_d DNI parametresinin bir bileşenidir:

cos( _AOI)

POAId DNI  (5.8)

Yerden yansıyan ve modül düzlemine düşen ışınım olan POAI_{u Ground,} GHI parametresidir ve

,

1 cos( ) 2

T u Ground

POAI GHI Albedo  

   (5.9)

eşitliği ile verilir.

Güneş ışınlarının atmosfer partiküllerine çarparak saçılması sonucu modül yüzeyine düşen ışınım olan

POAI

_{u sky,} gökyüzünden homojen gelen ışınım, ufuk parlaklığı gibi bileşenleri bulunmaktadır. Sandia Ulusal Labavatuarı tarafından [86] ;

,

1 cos( ) (0.012 0.04) (1 cos( ))

2 2

T Z T

u sky

POAI DHI   GHI     

    (5.10)

olarak verilmiştir.

Güneş ışınım şiddetinin artması panel akımını orantılı bir şekilde arttırırken panel gerilimini ise çok az miktarda arttırmaktadır. Panelden elde edilen güç ise güneş ışınımının artışı ile orantılı bir şekilde artmaktadır. Dolayısıyla FV panellerin performansı için yüksek güneş ışınım şiddetlerinin daha uygun olduğu görülmektedir. Şekil 5.8’de ışınımın Solar Frontier SF170-S FV panellerin performansına etkisini görülmektedir [87].

Şekil 5.8. FV panellerin ışınıma bağlı akım, gerilim, güç değişim değerleri

Global yatay ışınım değeri, güneş ışınım şiddetini genel anlamda vermektedir. Farklı kaynaklardan edinilecek ışınım verilerinin en doğrusu sahaya en yakın ölçüm istasyonundan elde edilen en uzun süreli ölçümü içeren verilerdir. 10 yıldan az süreli ölçümlere dayalı veri kaynakları kabul edilebilir değildir. Ancak her zaman ve her koşulda bu verilere erişim direkt olarak sağlanamayacağından farklı meteorolojik kaynaklardan

elde edilebilecek veriler girdiyi oluşturabilir. PVsyst simülasyon programının içerisinde bedelsiz olarak bulunabilecek Meteonorm verileri mevcuttur.

5.2. Sistem Performans Parametreleri

Performans parametreleri Uluslararası Enerji Ajansı (IEA) tarafından şebekeye bağlı fotovoltaik sistemlerin performansını analiz etmek için geliştirilmiştir. Performans parametreleri enerji üretimine, ışınım değerlerine ve sistem kayıplarının etkisine bağlı kalarak genel sistem performansını belirlemek için kullanılmaktadır [88]. Fotovoltaik sistem performansının tanımlanmasında kullanılan birçok kazanç terimi vardır:

5.2.1. Fotovoltaik dizi kazancı (Y_A) fotovoltaik referans ışınım değeri G’ye bölünmesi ile elde edilir;

/ _o

5.2.3. Final kazancı (Y_F)

Yıllık, aylık ya da günlük elde edilen AC enerji değerinin, santralin standart test koşullarında maksimum kurulu gücü değerine bölünmesiyle elde edilir;

F AC/ O

Y E P (5.13)

Birimi kWh kW/ _p/gün ‘dür.

5.2.4. Performans oranı (PR)

Final veriminin referans verime oranıdır. Perfonmans oranı kullanılabilir enerjinin hiç kayıp yaşanmayacak ideal fotovoltaik sistenıin ürettiği enerjiye oranıdır. Bu parametre değişik yerlere kurulumu yapılmış şebekeye bağlı fotovoltaik sistemlerden elde edilen enerjinin karşılaştırılması için kullanılır ve FV dizi kazancı ve referans kazancı cinsinden;

( _A/ _R) 100

PR Y Y  (5.14) eşitliği ile tanımlanır.

5.2.5. Kapasite faktörü (CF)

Santralde üretilen enerjinin, teorik olarak elde edilebilecek en yüksek enerji değerine oranıdır ve

Evirici verimi, eviricinin çıkış gücü olan AC gücün giriş güç olan DC güce oranıdır.

INV PAC /PDC

  (5.16)

5.2.7. Sistem verimi (_SYS)

Anlık sistem verimi FV modül veriminin evirici verimi ile çarpımından elde edilen sonuçtur.

PV INV

SYS   (5.17) 5.3. Sistem Kayıp Parametreleri

Bu bölümde fotovoltaik sistemlerin performansını etkileyen kayıp faktörleri olan Yansıma Kaybı, DC Omik Kayıp, Tozlanma Kaybı, Isıl Kayıp, Uyuşmazlık Kaybı, Işık Eşlikli Bozulma ve Gölge Kaybı’nın hesaplanması için hazırlanmış bir ya da birden fazla çalışma ele alınmıştır. Seçilen çalışmalarda bulunan formüller Bölüm 6.3.4’te Niğde GES tesisinin kayıp parametreleri hesaplanırken kullanılacaktır.

5.3.1. Yansıma kaybı (IAM Loss)

FV modül düzlemine dik açıda ulaşmayan güneş ışınları hava ile modül malzemesi aynı kırılma indisine sahip olmadığı için belli oranda düzlem üzerinden yansır (Şekil 5.9) Güneş ışınları güneş gözesine ulaşana kadar en büyük yansıma kaybı havadan temperli cama geçişi esnasında olur. Bunun yanı sıra, yansıma kaybı güneş ışınlarının camdan EVA malzemesine ve EVA malzemesinden gözeye geçişi sırasında da meydana gelir. Kristal yapıdaki modüllerde Standart Test Condition (STC)’da %5’lik yansıma kaybı meydana gelmektedir [89].

Şekil 5.9. Güneş ışınlarının FV modülden yansıması

Yüzeyden yansıyan ışınlar sonucu oluşan kayıp Fresnel Kanunları’ ndan yola çıkarak hesaplanır [89]. Fotovoltaik sistemlerde modül yüzeyi yansımasından oluşan kaybı modellemek için ASHRAE Modeline göre yansıma kaybı [90];

1 ( 1 1) deneylerde kristal FV modüllerinde bo değerinin 0.05 olduğu görülmektedir [90].

5.3.2. DC omik kayıp

GES tesislerindeki omik kayıpların hesaplanması için kullanılacak formüllere yer verilmiştir. Gerilim düşümü ve güç kaybı hesaplarının formülleri temel fizik kitaplarıının içerisinde yer almaktadır. Eviriciden elde edilen DC akım, dizi gücü ve kablo mesafe değerleri ile güç kaybı hesabı formülleri kullanılarak, DC kablo kayıpları [91];

2

;ortalama direnç, L; kablo uzunluğu, k; öziletkenlik katsayısı, q; iletken kesidi,

DCkayip

P ; DC güç kaybı, %P_loss; yüzde güç kaybıdır.

5.3.3. Tozlanma kaybı

Fotovoltaik sistemlerde tahmini en zor olan parametrelerden biri tozlanma kaybıdır.

Tozlanma etkisi kir, toz, kuş pisliği ve güneş modülünün yüzeyini kaplayan diğer

parçacıklar nedeniyle oluşan enerji kaybıdır. Tozlar rüzgar, volkanik hareketlenmeler ve araçların egzozlarından çıkan gazlar ile oluşabilmektedir [92].

Çapı 500 μm’den küçük katı parçacıklar “toz” olarak tanımlanmaktadır [93]. Tozlanma panel üzerine düşen ışınımı azaltır [94]. Işınımdaki azalma, cam üzerinde biriken tozun panel tarafından alınan güneş ışığını soğurup dağıtması sonucu olmaktadır [95,96].

Toz parçacığının üzerine geldiğinde gelen ışık, yansıtılır, iletilir ve soğurulur [97].

Geçirgenlik kavramı, tozun panel performansı üzerindeki etkisinin değerlendirilmesi için literatürde sıklıkla kullanılmaktadır. Yapılan çalışmalarda, geçirgenlik değeri azaldıkça panel performansının azaldığı belirtilmiştir [95,96,98]. Panel performansının azalmasının nedeni, panel üzerindeki tozun, güneş ışınımının göze içerisine ulaşmasına engel olmasıdır.

Geçirgenliği etkileyen faktörler ise tozun yoğunluğu ve biçimidir.

Toz birikiminin performans üzerine etkisini belirleyen faktörler şunlardır: sistemin kurulduğu saha özellikleri, panellerin eğim açısı, rüzgar, nem, yağış, sıcaklık, cam karakteristiği, kaplama, temizleme, mevsimsel etki, tozun cinsi ve boyutu ve toz yoğunluğu (g/m² ).

Özellikle yağış miktarının az olduğu bölgelerde bu kayıplar sıradışı durumlarda %15 oranlarına ulaşmaktadır [99,100] . Yatayla eğim arasındaki açı 15°den büyükse yağmurun panel üzerindeki tozu temizlemede etkili olacağı varsayılır. Bu durumda tozlanmadan kaynaklanan verim kaybı %0,5 ile sınırlıdır. Eğim açısı 15°den küçük, yağış miktarının az, hava kirliliğinin fazla ve endüstriyel faaliyetlerden kaynaklı olumsuz etkiler varsa bu değer artabilir. Fakat bu kayıplar nadiren %4’ün üstüne çıkmaktadır [99,101].

5.3.4. Dizi uyuşmazlığı kayıpları (Mismatch)

Fotovoltaik sistemlerde bulunan dizilere gölge etkisi ve güneşin modül düzlemine gelme açısının farklılığı nedeniyle aynı oranda ışınım düşmemektedir. Bu faktörler fotovoltaik modüllerdeki akım ve gerilim değerlerinin farklı olmasına yol açmaktadır [102]. Bunun sonucunda bir dizide bulunan modüllerin ürettiği güç, kendi başlarına ürettikleri

maksimum güçlerin toplamından daha az olacak duruma gelir. Hücrelerin yaşlanması ile bu kayıplar artış eğilimi gösterirler [103].

Bir fotovoltaik panelin kısa devre akımı ışınımın doğrusal bir fonksiyonudur. Sıcaklık etkisinin göz ardı edildiği durumda kısa devre akımı şu şekilde hesaplanabilir.

2 Koşullarındaki (STC) kısa devre akımını göstermektedir. Toplam ışınım difüz bileşenler ve direkt ışınımlardan oluşmaktadır. Difüz bileşen kendi içinde yeryüzü ve gökyüzünden yansıyan olmak üzere ikiye ayrılır. Böylece herhangi bir β eğimine sahip yüzeydeki toplam ışınım olan G_T değeri; difüz (G_D) ve yatay düzleme gelen direkt (G_B) ışınım

yüzeyler için 0.14-0.20 arasında bir değer alınabilen R_U yerin yansıtma katsayısıdır. R_B parametresi ise eğimli yüzeye güneş geliş açısı  ile zenith açısı _Z’in kosinüslerinin oranına eşittir (R_B cos / cos _Z) [104].

5.3.5. Isıl kayıp

Fotovoltaik modülde soğrulan güneş ışınlarının taşıdığı enerjinin bir kısmı ısıl diğer kısmı ise elektrik enerjisine çevrilir. Şu anda ticari olarak çok satılan polikristal fotovoltaik modül teknolojisinde güneş enerjisinin yaklaşık 7’de l’i ısıl enerjiye dönüşür. Bu dönüşüm güneş gözelerinin sıcaklığını etkilemektedir. Duffıe ve Beckman’ın “Solar Engineering

and Thermal Processes” adlı kitabında yer verdiği enerjinin denkliğinden yola çıkarak bir formül geliştirilmiştir [104].

( . ) a G_T _PVG_T U_L(T_CTa) (5.24

.a sembolü modülün verimli iletim ve soğrulma katsayısının çarpımını, U_L ise ısı ile ilgili taşıma, radyasyon ve iletim kayıp katsayısını ifade eder. PVsyst programında ısıl kayıp hesaplamasında bu denklem kullanılmaktadır. Programda U_L için FV modülün arka yüzeyinden rüzgar alabilme derecesine göre 3 farklı sabit belirlenmiştir.G_T parametresi GES tasarımlarında ortalama STC’deki ışınım değeri olan 1000 W m/ ² olarak alınmaktadır.

Bir fotovoltaik sistemdeki ısıl kaybı bulmak için üzerinde durulması gereken parametre fotovoltaik panelin hücre sıcaklığıdır. Bir fotovoltaik panelin hücre sıcaklığı (T_c); ışınım (G) değeri ve istenilen bir hava sıcaklığı (T_a) için NOCT sıcaklığı kullanılarak tahmin edilebilmektedir [76]. Bir fotovoltaik hücrenin 1m/s rüzgar, 800W m/ ²ışınım ve 20C ortam sıcaklığı koşullarındaki sıcaklığına Hücre Nominal Çalışma Sıcaklığı (Nominal Operating Cell Temperature - NOCT) denilir. Fotovoltaik modüllerin kataloglarında bu sıcaklık değeri mevcuttur [99]. değeri T_c kullanılarak hesaplanabilmektedir.

( ) _{m STC}, [1 _P( 25)]

m c c

P T P  T  (5.26)

Burada P_m,STC (standart test condition) panel gücünü göstermektedir. Fotovoltaik panellerde NOCT sıcaklığı 42 - 52°C arasında bulunmaktadır. Sıcaklığa bağımlılık katsayısı μ =0,38 – 0,45 % K arasında kabul edildiği durumda paneller arasındaki bu _P

10°C’lik fark, %3,8 - 4,5 arasında bir güç farklılığı oluşmaktadır. Bu güç farklılığı önemli bir miktardır. Dolayısıyla panel seçiminde gücün sıcaklığa bağımlılık katsayısı ve NOCT sıcaklığı birlikte değerlendirilmelidir. Sıcaklıktan en az etkilenenlerin seçilmeye çalışılması ile birlikte yüksek sıcaklık olduğu zamanlarda bile performans düşüşü indirgenmiş olacaktır [76].

5.3.6. Işık eşlikli bozulma (Light Induced Degredation - LID Loss)

Işık eşlikli bozulma, güneş gözelerinin güneş ışınlarına ilk defa maruz kalmasından sonra belirsiz bir süre içerisinde oluşan kayıp olarak tanımlanabilir. 2008 yılında yayımlanan Photon International isimli dergide LID kaybı, üretim safhasında, p katkılı silisyumun kristalize yapıya sahip olması için eritilmesi esnasında havadaki oksijen atomlarının yarı iletkene nüfus etmesi ve güneş ışınlarına maruz kalması ile birlikte yarı iletkenin verime olan katkısının azalması olarak tanımlanmıştır.

Dünyada kristal silisyum FV modül üretimi yapan ve büyük seviyelerde satış miktarlarına ulaşan firmaların kataloğunda doğrusal performans eğrisinde güneşe ilk maruz kalma etkisi yer almaktadır. Bu oran %2,5 ile %3 arasında değişmektedir (Çizelge 5.2). PVsyst programında bu değer standart olarak %2 olarak alınmaktadır.

Çizelge 5.2. En çok satış yapan firmaların FV modüllerinde görülen LID kaybı

5.3.7. Gölgelenmeden oluşan kayıp

Fotovoltaik sistemlerde gölge kayıplarının etkisi incelenmiştir. Sabit duran cisimler, güneş ışınlarının geliş açısına bağlı ve günlük kaybı hesaplanabilir gölgeleri oluştururken, kuş pislikleri ya da toz birikintilerinin oluşturduğu hesaba katılmayan gölgeler de mevcuttur.

PVsyst programında bir yılda gölge kaybı hesaplanırken her günün gölge simülasyonu

tozlanma ya da belli mevsimlerde yaşanabilecek yaprak vs cisimlerin yaratacağı gölge gibi faktörler hesaba katılmamıştır.

Fotovoltaik modüllerin farklı seviyelerde gölgelere maruz bırakılmasının yanında farklı tip eviricilerin gölge performansa etkisinin de görüldüğü belirtilmiştir [105,106].

Niğde GES tesisindeki kurulu güç olarak küçük olmayan fotovoltaik sistemlerde mikro evirici ya da DC doğrultucu gibi ekipmanların kullanılması maliyeti oldukça arttırabilir.

Merkezi evirici kullanmak hem kurulum aşamasında maliyet açısından daha uygundur, hem de kontrol edilen ekipman sayısı azalacağı için işletme bakım sürecinde de maliyet açısından daha uygun olacaktır. Niğde Güneş Enerjisi Santrali’nde 2 adet merkezi evirici kullanılmıştır.

6. PVSYST İLE NİĞDE İLİ GÜNEŞ ENERJİ SANTRALİ MODELLEMESİ

Niğde ili, Merkez ilçesinde yer alan 15.717,35 m²’lik tarla niteliğini haiz arazi üzerinde 1,122 MWp (mega-watt-peak) kurulu gücünde şebeke bağlantısı 1 MW ile sınırlandırılmış Güneş Enerji Santrali (GES) modellemesi yapılarak mevcut üretim rakamlarıyla kıyaslanacaktır. Lokasyon bazlı daha spesifik veriler üretmek amacı ile PVsyst simülasyon yazılımının ürettiği datalar Niğde ve çevresindeki bölge için gerçekleşecektir.

6.1. Fotovoltaik Sistem Simülasyon Yazılımı

1 MW’ lık şebeke bağlantılı Niğde GES modellemesinde PVsyst simülasyon yazılımı kullanılmaktadır. PVsyst, İsviçre Cenevre Üniversitesi tarafından geliştirilen fotovoltaik sistemlerin simülasyonunda kullanılan bir programdır. Bu yazılım ile fotovoltaik sistemler için boyutlandırma, simülasyon ve veri analizi yapılabilmektedir. Sistem simülasyonunu isteğe göre şebeke bağlantılı ve şebekeden bağımsız olarak tasarlamaya imkân sağlamaktadır [107].

PVsyst’ te hesaplamalar gerçekleşirken Bölüm 5’ te bahsettiğimiz birçok farklı parametre göz önünde bulundurulmuştur. Simülasyon yazılımına aktarılan bilgiler doğrultusunda bu FV sisteme ait dizi başına düşen güç, voltaj ve akım, evirici başına düşen güç, voltaj ve akım gibi bilgi çıktıları üretilmektedir. Bu çıktılara ek olarak FV sisteme ait aylık ve yıllık periyotlarda brüt enerji üretimi, kayıp miktarı ve yine aylık ve yıllık periyotlarda net enerji üretimi gibi analizler gerçekleştirebilmektedir.

PVsyst programında iklim veri tabanı olarak Meteonorm ve NASA gibi büyük meteoroloji veritabanına sahip kuruluşların bilgileri kullanılabilmektedir. Geçmişte kaydedilmiş ücretsiz istasyon kayıtlarına ulaşılabilmektedir. Işınım ve sıcaklık tahminleri için son 20-30 yılın iklim veritabanları programda ücretli olarak sunulmaktadır. Güncel olan bilgiler yapılan tahminlerde doğruluk payını arttırabilmektedir. Eğer tasarımı yapılacak bölgede bir ölçüm istasyonu bulunuyorsa, bu istasyondan elde edilecek ışınım, nem, sıcaklık ve rüzgar hızı değerleri PVsyst programına aylık olarak işlenebilmektedir.

Niğde GES’in aylık ortalama Küresel ve Dağınık Yatay Işınım değerleri Meteonorm 7.2 veritabanından alınmıştır [108].. Bu veritabanında 2003 – 2010 yılları arasında uydulardan elde edilen meteoroloji verileri bulunmaktadır.

Bu çalışmada PVsyst simülasyon yazılımının V6.78 deneme sürümü kullanılmıştır.

Yazılımın ara yüzündeki 4 temel başlıktan biri olan “Proje Tasarımı” bölümüyle dört farklı sistemde çalışma yapmak mümkündür (Şekil 6.1). Sistem tipleri Grid-Connected (şebeke bağlantılı), Stand-alone (şebekeden bağımsız), Pumping ( Su pompalama sistemi), DC şebeke yapısına uygun tasarım seçenekleri ile kurulabilecek neredeyse tüm tasarım biçimlerine ait alt yapıyı sunabilmektedir.

Şekil 6.1. PVsyst simülasyon yazılımı kullanıcı arayüzü

6.2. Fotovoltaik Sistem Lokasyonu ve Güneş Enerjisi Potansiyeli

Türkiye’nin yıllık güneş enerjisi potansiyeli 380 milyar kWh’ tir. Metrekareye düşen ortalama yıllık güneşlenme süresi 2640 saat ve ortalama yıllık güneş enerji potansiyeli 1303 kWh’tir. Bu veriler günlük metrekareye takribi 7,2 saat güneşlenme süresi ile 3,6 kWh’ lik bir güce denk gelmektedir. Bölge illeri ile kıyaslandığında Niğde ili en yüksek yıllık ortalama global radyasyon değeri 1620 kWh/m²-yıl ile lider konumundadır.

Niğde ilinin günlük ortalama güneşlenme süresi 8,03 saat ve günlük ortalama global radyasyon değeri 4,44 kWh/m²-gün’dür. Zayıf mera alanları ve yüksek güneş ışınımı değerleri gibi nedenlerle güneş tarlası yatırımlarına uygun bir ilimizdir.

Niğde ili, Merkez ilçesinin aylara göre global radyasyon değerleri Harita 6.1.ve güneşlenme sürelerine ait grafikler ise Şekil 6.2’de verilmiştir [109].

Harita 6.1. Niğde ili güneş enerjisi potansiyeli atlası

Şekil 6.2. Niğde ili merkez ilçesinin aylara göre global radyasyon değerleri (Kwh/m²-gün) ve ortalama güneşlenme süreleri (saat)

Bu değerlere göre Niğde’nin en az ve en çok güneş enerjisi üretilecek ayları sırası ile Aralık ve Temmuz olmaktadır.

6.3. Fotovoltaik Sistem Modellemesi

6.3.1. Konum bilgileri

Niğde ili yüzölçümü 7795,22 km² dir. Niğde, matematik konum itibariyle; 37° 59’ kuzey paralelleri ve 34 ° 42 ’ doğu boylamları arasında bulunmaktadır. Santralin ortam hava sıcaklığı ortalaması bir yıl boyunca 24,9 °C – 1,6 °C arasında değişmektedir.

Bölgeye ait coğrafi konum parametreleri PVsyst programında Şekil 6.3’te gösterildiği gibi girilmiştir. Şebeke bağlantılı sistem için, PVsyst simülasyon yazılımı kullanılarak PV panellerin optimum sayı, yönlendirme ve yerleşim düzeni belirlenmiştir.

Şekil 6.3. Niğde ilinin koordinatlarının sisteme tanımlanması 6.3.2. Meteoroloji bilgileri

Meteorolojik değerleri PVsyst programında tanımlamak için ana menüden “Veritabanı”

sekmesinden “Meteoroloji Çizelgeleri ve Şekilleri” alt sekmesine girilir. Niğde GES tesisinin PVsyst tasarımı için önemli olan aylık ortalama sıcaklık ve ışınım değerleri Meteonorm 7.2 veritabanından alınmıştır. Aylık Meteoroloji Verileri sekmesinde ışınım değerleri günlük ve aylık olarak kWh m/ ² ve MJ m/ ² , rüzgar hızı ise m s/ bazında görülebilmektedir (Şekil 6.4).

Şekil 6.4. Veritabanı bölümünde Niğde GES ışınım ve sıcaklık değerlerinin görünümü

6.3.3. Fotovoltaik sistem girdileri

“Fotovoltaik Sistem Girdileri” bölümüne ana menüden “Proje Tasarımı” sekmesi ve

“Şebeke Bağlantılı” alt sekmelerinden ulaşılabilmektedir. Niğde GES tasarımı için

“Şebeke Bağlantılı” alt sekmelerinden ulaşılabilmektedir. Niğde GES tasarımı için

Belgede NİĞDE İLİ GÜNEŞ ENERJİ SANTRALİ MODELLEMESİ VE PERFORMANS PARAMETRELERİ DEĞERLENDİRMESİ. Ayça KESKİN (sayfa 73-0)