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

“Oryantasyon”, “Sistem”, “Kayıplar”, “Gölge Analizi “ve “FV modül Yerleşimi”

bölümleri kullanılacaktır (Şekil 6.5).

Şekil 6.5. Fotovoltaik sistem girdileri bölümü

Oryantasyon

Söz konusu tesiste panellerin eğimleri, kış ve yaz mevsimlerinde olmak üzere yılda iki kez, manuel bir şekilde değiştirilerek güneş ışığından en üst düzeyde verim alınması planlanmıştır. FV modüllerin kurulu olduğu yüzey ile yaptığı açı ve azimut açıları girilir.

Panellerin eğimleri, kış ayları olarak planlanan ekim, kasım, aralık, ocak, şubat ve mart aylarında 33^o; yılın diğer aylarında ise 10^o olacak şekilde ayarlanıp kayıpların azaltılması düşünülmüştür (Şekil 6.6, Şekil 6.7).

Şekil 6.6. 33^o ve 10^o güneş açılarının belirlendiği “oryantasyon” bölümü

Şekil 6.7. Çelik konstrüksiyon sistemi – A kış (30°) ve B yaz (10°) açısı – çizimi

Yapılan analizler sonucunda, üretim miktarının yaklaşık olarak %5 - %8 artış gösterdiği saptanmıştır.

Dizi girdileri

Bu bölümde fotovoltaik sistemin DC gücü ve dizi çeşidi sayısı belirlenmektedir.

Sonrasında, modül seçimi ve evirici seçimi yapılır (Şekil 6.8). Evirici sayısı belirlendikten sonra, dizideki modül sayısı ve sistemdeki toplam dizi sayısı belirlenir.

Santralde her biri 170 Wp olan 6600 adet incefilm modüller kullanılmıştır. Bu sistemde paneller 33° ve 10° lik eğim açıları ile güneye bakacak şekilde yerleştirilmiştir. Aynı zamanda 500 (AC) merkezi 2 adet inverter kullanılmaktadır. 1122kW_p (DC) panel gücündeki tesis sisteme 1000 kWe (AC) güçle bağlanmıştır. Her dizide 24 modül olacak şekilde toplam 275 dizi bulunmaktadır.

Seçilen modül ve dizi sayısına göre kullanıcıyı optimum tasarım yapma konusunda yönlendirecek uyarılar görülebilir. PVsyst programındaki algoritmaya göre eviricilerin toplam çıkış AC gücünün giriş DC gücüne oranı 1 ile 1,2 arasında olması gerekmektedir.

Niğde GES’ teki oran 1,12’dir.

Şekil 6.8. FV modül ve evirici seçimlerinin, dizi tasarımının yapıldığı “sistem” bölümü

6.3.4. Kayıplar

Sıcaklık kaybı

Ortalama sıcaklığın yüksek olduğu bölgelerde kurulan fotovoltaik sistemlerin performansını etkileyen en önemli etkenlerdendir. PVsyst programında sıscaklık kaybının hesaplanması için aşağıdaki eşitlikler kullanılmaktadır [110].

( ) (1 )

MODÜL

c a

U T T   POAI  (6.1)

V

C RÜZ

U U U v (6.2)

Burada,

TC ; hücre sıcaklığı, T_a ; ortam sıcaklığı, ; soğurma katsayısı, POAI; FV modülün üzerine gölgeleri dikkate almadan düşen ışınım, _MODÜL ; modül verimidir.

Mümkün olduğunda, PV verimliliği modülün çalışma koşullarına göre hesaplanır. Aksi takdirde% 10 alınır.

U; termal davranış değeridir ve termal kayıp faktörü ile karakterize edilir. U_C; sıcaklık sabiti, U_V; rüzgar faktörü,

vRÜZ ise [m s/ ] cinsinden rüzgar hızıdır. Bu U faktörleri, modüllerin (moda, çatı, cephe vb.) montaj moduna bağlıdır. U_C ve U_V parametrelerinin belirlenmesi gerçekten büyük bir sorudur. Serbest montajlı diziler için bazı güvenilir ölçüm verileri var, ancak modüller entegre edildiğinde ciddi bir bilgi eksikliği yaşanmaktadır. Modüllerin altındaki hava kanalı boyutlarına ve hava yolunun uzunluğuna göre değerler değişkenlik gösterir. Dizinin hava girişine yakın bölgelerindeki ve çıkıştaki bölgeleri arasında büyük farklar olabilir. PVsyst, dizi sıcaklığının bu homojenliğini hesaba katmaz.

Öte yandan, rüzgar bağımlılığı U_V'nin kullanımı çok zordur. Bazı programlar aylık verilerden saat bazında sentetik saat değerleri oluştursa da rüzgar hızını güvenilir bir şekilde bilmek oldukça güçtür. "Meteo kalitesi" rüzgar hızını serbest ortamda 10metre yükseklikte ölçtüğü için dizi seviyesindeki hızı temsil etmemektedir.

Fotovoltaik sistem bileşenlerinin sıcaklık ölçüm değerleri mevcut değil ise, aşağıdaki durumlarda PVsyst U_C parametresinin U_V parametresi “0” olması koşulu ile seçilebileceğini önermektedir. Her tarafında hava sirkülasyonu olan ayaklı sistemler için UC parametresi 29W m K olarak alınabilir. Eğer rüzgar estiğinde modüllerin arka / ² tarafında ısı alışverişi yok ve rüzgarı kısıtlı bir şekilde alıyorsa, U_Cparametresi 15W m K / ² olarak alınabilir. Bu durum modüllerin çatılara montaj edildiği durumlarda geçerlidir. İlk iki durum arasında bir durum yani yarı-entegrasyon ve modüllerin altında hava kanalı gibi durumlar söz konusu ise, U_C parametresi 20W m K alınabilir. Niğde GES tesisinde FV / ² modüller her tarafında hava sirkülasyonu olan ayaklı sistemler olduğu için U_C parametresi 29 W m K olarak seçilmiştir (Şekil 6.9). / ²

Şekil 6.9. PVsyst arayüzünde sıcaklık kaybı bölümü DC Omik kayıp

Modül ve evirici arasında bağlantıyı sağlayan DC kabloların enerji varken akıma gösterdiği direnç sebebiyle oluşan kayıplardır. Kabloların toplam direnci ya da kayıp miktarı biliniyorsa değerler direkt girilebilmektedir. Modüller arasındaki DC kabloların ortalama uzunluğu, modül ile evirici arasındaki kabloların kesiti ve uzunluğu bunlara ilaveten modül ile DC toplama kutusu arasındaki uzunluk gibi detaylı bilgiler biliniyorsa ayrıntılı bir şekilde “DC Omik Kayıp” yüzdesi hesaplanabilmektedir.

PVsyst programında her dizi için kablo kesiti ve uzunluğu tanımlanamamaktadır. Ancak TEDAŞ’ın gerilim düşümü kısıtlamasına uyulduğu takdirde yapılan PVsyst tasarımlarında Omik kayıp düşük yüzdede olduğu için sistemin enerji üretimi fazla etkilenmeyecektir.

STC(standart test condition) gücüne göre varsayılan güç kayıp oranı % 1,5’tur [110].

Niğde ili GES tesisi için de “DC Omik Kayıp” varsayılan değer olan %1,5 kabul edilmiştir.

Eviriciden sonraki AC kayıplarda ise evirici ile şebeke bağlantı noktası arasındaki uzaklıkta yaşanan kayıplar hesaplanmaktadır.Şebekeye uzak projelerde bu değerlerin girilmesi gerekmektedir. Niğde ili GES tesisinde harici trafo kullanılmıştır. Trafodaki varsayılan demir kayıp değeri % 0,1 endüksiyon veya bakır kayıplarındaki varsayılan değer ise % 1’dir (Şekil 6.10).

Şekil 6.10. PVsyst DC omik kayıp arayüz

Dizi uyuşmazlığı kaybı (Mismatch), işık eşlikli bozulma (Light Induced Degredation - LID Loss) ve modül kalite kaybı

“Modül Kalite Kaybı”nda varsayılan değer olarak PVsyst, PV modül üreticisinin tolerans spesifikasyonuna göre "Modül Kalite Kaybı" nı başlatır. PVsyst bu değerler arasındaki farkın dörtte birini seçecektir. Örneğin,% -3 ... + 3 ile% 1,5 olacak ve pozitif sıralama% 0 ...+ 3 ile % -0,75 (yani bir kazancı temsil eden negatif zarar değeri) olacaktır [110].

"Modül Uyumsuzluk Kaybı " temel olarak bir modül dizisinde (veya hücrelerde) en düşük akımın tüm dizinin akımını yönlendirmesinden kaynaklanmaktadır. Sahaya gerçek modüller kurarken, her modülün özellikleri hiçbir zaman kesin olarak aynı değildir. V_OC, ISC,P_mpp gibi parametreler genellikle Gaussian ya da kare şeklinde olan P_mpp (maksimum güç noktasmdaki güç) gibi istatistiksel dağılımları sunar. PVsyst, ilgili güç kaybını anlamak ve istatistiksel olarak tahmin etmek için bir araç önerir. Bu araç ilk önce bir Gauss ya da kare dağılımına göre V_OC ve I_SC değerlerini ayarlayan istatistiksel bir modül örneği oluşturur. Sonra her bir dizgede her modülün I/V karakteristiklerini yani gerilimleri ekler ve sonra dizgileri dizide toplayarak akımları ekler. Son olarak dizinin sonuçtaki I / V

eğrisini çizer ve aynı modüllere sahip bir dizinin MPP (maksimum güç noktasmdaki) değeri ile karşılaştırılabilecek MPP değerini tanımlar. PVsyst tarafından önerilen varsayılan değer, P_mpp için% 1 ve sabit voltaj kullanımları için ikinci bir değer gelir [110].

Işık eşlikli bozulma LID (Light Induced Degradastion) kristal modüllerle güneşe ilk maruz kalış saatlerinde ortaya çıkan bir performans kaybıdır. LID kaybı silikon güneş hücrelerinin üretim kalitesi ile ilişkilidir ve% 1 ila% 3 oranında değişmektedir. LID etkisi sadece geleneksel p-tipi bor katkılı silikon güneş hücrelerinde ortaya çıkar. N-tipi katkılı silikon güneş hücrelerinde ve ince film gibi diğer teknolojiler ışık eşikli bozulmadan etkilenmez [110].

Niğde GES tesisinde varsayılan modül kalite kaybı % 3, ışık eşikli bozulma %0,0 modül uyumsuzluk kaybı % 0,8 ve sabit voltaj kaybı % 2,5 alınmıştır (Şekil 6.11).

Şekil 6.11. Dizi uyuşmazlığı kaybı, işık eşlikli bozulma ve modül kalitesi

Tozlanma kaybı

Kir birikimi ve bunun sistem performansı üzerindeki etkisi, sistemin ortamı ve yağmur koşulları gibi kuvvetlere bağlı olan bir belirsizliktir. Tozların birikmesi, modüllerin

çerçevesi boyunca yosun ve likenlerin büyümesi, alt hücreler üzerinde kısmi gölgeler oluşturur. Bunun sonucunda modüller daha fazla toz tutar. Üstelik bu kirlilikler yağışlar tarafından ortadan kaldırılmamaktadır. Bu nedenle düşük eğimlerde mümkün oldukça çerçevesiz modüller kullanılması önerilir [110]. FV sistemlerde maliyetten sonra modüllerin bakım ve onarımı en büyük gider kalemlerindendir. PVsyst programında tozlanma kaybı yıllık olarak girilebilmektedir. Niğde ilindeki GES tesisi için tozlanma kaybı yıllık %3 alınmıştır (Şekil 6.12).

Şekil 6.12. Tozlanma kaybı yıllık ortalama değeri

Yansıma kaybı (IAM Loss)

Yansıma kaybı için belirlenmiş terim olan IAM "Incidence Angle Modifier”, “Geliş Açısı Düzenleyicisi” demektir. PV hücrelerinin yüzeyine ulaşan ışıma yansımalardan dolayı azalmaktadır. FV modül yüzeyinden, güneş ışınlarının her bir malzeme arayüzünde (hava-cam, cam-EVA, EVA-hücre) yansıyan güneş ışınları sonucunda oluşan kayıptır. PVsyst programında da ASHRAE metodu ile hesaplanan yıllık yansıma kayıp değeri Niğde GES tesisi için %2,95’ tir. (Şekil 6.13) [110].

Şekil 6.13. PVsyst yansıma kaybında Ashare metodu

PV modüllerinin bozulması, yaşlanma (Degradation - Ageing)

Yaşlanmaya maruz kalan bir PV modülün bozulması aşamalı verimlilik kaybına neden olur. Genellikle 25 yıl sonra% 20 civarında bir verimlilik kaybı olan PV sistemleri tasarlanırken bakımlı bir PV sistemi çok daha uzun süreler boyunca çalışmaya devam edebilir. Tüm modüller aynı oranda bozulmayacaktır. PVsyst’te ortalama bir bozulma oranı tanımlanmaktadır. Niğde ili GES tesisi için yapılan simülasyonun 10. Yılındaki yaşlanma faktörü %3,8 olarak verilmiştir (Şekil 6.14.) [110].

Şekil 6.14. FV modüllerin yaşlanma değeri

6.4. Simülasyon Sonuçlarının Değerlendirilmesi

PVsyst simülasyonundan Niğde GES tesisi için aylık ve yıllık elektriksel ve performans değerlerini elde etmek mümkündür. Simülasyon sonuçlarına göre santralin kurulduğu alanda yatay düzleme gelen küresel ışınım miktarı yıllık 1940 kWh/m² olarak hesaplanmıştır. Kış ayları olarak planlanan eylül, ekim, kasım, aralık, ocak, şubat ve mart aylarında 33° eğime ayarlanılan FV modüllerin yüzeyine gelen ışıma miktarı standart koşullar (STK)’da %16,5 artarak yıllık 2134 kWh/m² elde edilmiştir (Çizelge 6.1). Yaz ayları olarak planlanan nisan, mayıs, haziran, temmuz, ağustos aylarında ise 10° eğime ayarlanılan FV modüllerinin yüzeyine gelen ışınım miktarı STK ‘da % 8,2 artarak yıllık 1968 kWh/m² elde edilmiştir (Çizelge 6.2, Çizelge 6.3)’te ise 1yıl içerisindeki 10° ve 33°

birleştirilmiş ana sonuç tablosu verilmektedir.

Çizelge 6.1. PVsyst 33° ana sonuç çıktısı

Çizelge 6.2. PVsyst 10° ana sonuç çıktısı

Çizelge 6.3. 1Yıl içerisindeki 33° ve 10° birleştirilmiş PVsyst ana sonuç çizelgesi

Saha verilerinden elde edilen sonuçları PVsyst sonuçları ile kıyaslanmasını sağlayacak performans değerleri Çizelge 6.4’te görülmektedir. Çizelgede, Yr; referans kazancı, Ya;

fotovoltaik dizi kazancı, Yf, fınal kazancı, PR ise performans oranını göstermektedir.

Çizelgeye göre en düşük performans oranı Haziran ayında, en yüksek performans oranı ise Ocak ayında gözlemlenmiştir. Yıllık performans oranı ise %85,1’dir. Niğde GES tesisinin referans kazancı 6,31kWh/m -gün² , fotovoltaik dizi kazancı ortalama 5,56kWh/kW /gün_P , fotovoltaik fınal kazancı ise 5,32kWh/kW /gün_P ’dür.

Globlnc EArray E_Grid PR

Ocak 33° 133.3 140.1 136.5 0.913

Şubat 33° 147.0 153.4 140.1 0.850

Mart 33° 181.1 183.3 178.8 0.880

Nisan 10° 189.3 188.7 184.2 0.867

Mayıs 10° 228.3 222.3 201.4 0.786

Haziran 10° 244.3 234.1 207.9 0.758

Temmuz 10° 253.3 240.0 234.5 0.825

Ağustos 10° 236.0 224.3 219.0 0.827

Eylül 33° 221.3 212.6 207.7 0.836

Ekim 33° 189.2 187.4 182.9 0.861

Kasım 33° 149.9 153.8 150.1 0.892

Aralık 33° 132.7 139.4 135.9 0.912

Year 2305.7 2279.4 2179.0 0.850583

Çizelge 6.4. PVsyst performans parametreleri

Simülasyon sonuçlarında kayıp parametreleri bir şema halinde belirtilmektedir. 33° eğime ayarlanılan sistemdeki kayıplar yansıma kaybı (IAM Loss) % 2, 6 ve tozlanma kaybı (soiling loss) % 3’tür. 10 yıl sonrası için modül bozulma kaybı % 3,8, ısıl kayıp % 2,7, dizi uyuşmazlığı kaybı (mismatch) % 1,8, DC omik kayıp % 1,1, inverter kayıpları % 2,2, bunların dışındaki kayıplar ise % 2,4 olarak hesaplanmıştır. Tüm kayıpların ardından 1yıl boyunca 33° eğimle ayarlanılan santralden yılda 2137 kWh enerjinin şebekeye verilebileceği öngörülmektedir (Şekil 6.15).

Eğim Yr Ya Yf PR

Ocak 33° 4.30 4.03 3.92 0.913

Şubat 33° 5.25 4.88 4.46 0.850

Mart 33° 5.84 5.27 5.14 0.880

Nisan 10° 6.31 5.61 5.47 0.867

Mayıs 10° 7.36 6.39 5.79 0.786

Haziran 10° 8.14 6.95 6.18 0.758

Temmuz 10° 8.17 6.90 6.74 0.825

Ağustos 10° 7.61 6.45 6.30 0.827

Eylül 33° 7.38 6.32 6.17 0.836

Ekim 33° 6.10 5.39 5.26 0.861

Kasım 33° 5.00 4.57 4.46 0.892

Aralık 33° 4.28 4.01 3.91 0.912

Year 6.31 5.56 5.32 0.851

Şekil 6.15. 33° Eğime ayarlanılan Niğde GES’in Pvsyst kayıp diyagramı

10° eğime ayarlanılan sistemdeki kayıplar şöyledir: yansıma kaybı (IAM Loss) % 3,3, tozlanma kaybı (soiling loss) % 3, 10 yıl sonrası için modül bozulma kaybı % 3,8, ısıl kayıp % 2,6, dizi uyuşmazlığı kaybı (mismatch) % 1,8, DC omik kayıp % 1, inverter kayıpları % 2,1, bunların dışındaki kayıplar ise % 2,7 olarak hesaplanmıştır. Tüm kayıpların ardından 1yıl boyunca 10° eğimle ayarlanılan santralden yılda 1972 kWh enerjinin şebekeye verilebileceği öngörülmektedir (Şekil 6.16).

Şekil 6.16. 10° Eğime ayarlanılan Niğde GES’in Pvsyst kayıp diyagramı

Çizelge 6.5’te gösterildiği üzere modelleme sonuçlarına göre santralin yılda ortalama 1961,1 MWh enerji üreteceği öngörülmektedir. Santralin gerçek üretim değerleri ile modelleme sonuçları kıyaslandığında Temmuz ayında sonuçların birbirinden daha çok uzaklaştığı görülmüştür. Nisan, Mayıs, Eylül ve Ekim aylarında sonuçlardaki farklılık

%4’ün altındadır. Ocak, Mart, Eylül, Kasım, Aralık ayları dışında gerçekleşen üretim değerlerinin modelleme değerlerinden daha büyük olduğu gözlenmiştir. Proje öngörüsü ve üretim rakamlarının karşılaştırılması Çizelge 6.5’ te verilmiştir.

Çizelge 6.5. Projenin gerçekleşme oranı Projede

Öngörülen kWh

Gerçekleşen Üretim kWh

Gerçekleşme Oranı

%

Ocak 122.85 106.731 87

Şubat 126.09 139.407 111

Mart 160.92 149.677 93

Nisan 165.78 187.758 113

Mayıs 181.26 181.593 100

Haziran 187.11 201.479 108

Temmuz 211.05 246.000 117

Ağustos 197.1 210.563 107

Eylül 186.93 180.365 96

Ekim 164.61 164.995 100

Kasım 135.09 120.532 89

Aralık 122.31 105.697 86%

Toplam 1961.10 1994.797 101.72%

7. SONUÇLAR VE ÖNERİLER

7.1. Sonuçlar

Niğde GES yapımında kullanılan ögelere bağlı kalınarak PVsyst V6.78 programının deneme sürümünde modelleme yapılmıştır. Modelleme sonucunda sistemin enerji üretim ile kayıp değerleri ve sistem performans parametreleri elde edilmiştir.

Sonuçların analizinden Aralık ayında gerçekleşme oranının en düşük değeri verdiği görülmektedir. En yüksek ışıma değerinin Temmuz ayında olmasına rağmen en yüksek performans oranının Ocak ayında gerçekleşmesi FV modüllerin kışın 33° , yazın ise 10° lik eğime ayarlanması ile ortaya çıkmaktadır. Böylece sistem en verimli şekilde kullanılmaya çalışılmıştır.

Aylık ve yıllık olarak simülasyon ve saha verilerinden elde edilen sonuçlar arasındaki kıyaslama (Bkz.) Çizelge 6.5’te verildiği gibidir. Bu değerler kıyaslandığında elde edilen yıllık performans oranı değerinin birbirine çok yakın, aylık performans oranı değerleri arasında da fark olabileceği sonucu ortaya çıkmıştır. Bunun sebebi, yıllık ışınım ve ortalama sıcaklık değerleri fazla değişmezken, aylık ışınım ve sıcaklık değerleri yıllara göre değişiklik göstermesidir. Buna göre projede öngörülen rakamlarla gerçekleşen üretim rakamları kıyaslandığında tahmin edilenden %1.72 oranında daha yüksek bir performans gerçekleştiği gözlemlenmiştir.

Simülasyon sonuçlarında kayıp parametreleri (Bkz.) Şekil 6.15 ve Şekil 6.16’da gösterildiği gibidir. Sonuçlara göre en fazla kaybın modül bozulma kaybı olduğu görülmektedir. Modül bozulma kaybının etkinlik açısını sırasıyla tozlanma kaybı, ısıl kayıp, yansıma kaybı, inverter kaybı, dizi uyuşmazlığı kaybı ve DC omik kayıp izlemektedir.

Sıcaklık kaybının verimi etkileyen önemli parametrelerden biri olduğu sonucu ortaya çıkmaktadır. Niğde GES’te yıllık ısıl kayıp değerinin %2,6 ila %2,7 civarında olduğu görülmektedir.

Niğde GES’te omik kayıp oranı %1,5 olarak alınmıştır. Omik kaybm azaltılması için kablo uzunluğunu azaltılması gerekmekte ve bunun için çözüm olarak da zeminde bulunan eviricilerin modüllere daha yakın bir noktaya gelmesi gerekmektedir. Burada merkezi evirici kullanıldığı için kablo uzunluğu fazladır.

Tozlanma kaybı FV sistem simülasyonlarında tamemen tahmini olarak belirlenen bir parametredir. Bu çalışmada da, tesislerde tozlanma etkisini ölçecek bir düzenek ve parametre ile ilgili bir veri bulunmadığı için tozlanma kaybı değeri varsayılan değer olan

%3 olarak alınmıştır.

Tüm bu kayıplara ilaveten istenildiği takdirde PVsyst programında gölgelenme kayıp analizi yapılabilmektedir. Niğde GES arazide kurulu olduğu için modül yerleşim alanı sınırlıdır. Kuzey güney doğrultusunda modül sehpaları arasındaki mesafeler belli tarihlerde birbirine gölge yapacak şekilde bırakılmıştır.

7.2. Öneriler

Fotovoltaik sistem performans ve üretim değerleri PVsyst gibi programlar ile yıllık olarak yüksek doğruluk oranında tahmin edilebilmektedir. Ancak aylık performans tahminlerinde büyük farklar oluşabilmektedir. Aylık performans oranlarını daha yüksek doğruluk oranında tahmin edebilmek için fotovoltaik sistemin kurulacağı bölgeye ait mümkün olduğunca fazla sıklıkta ışınım, sıcaklık, rüzgar yönü, rüzgar hızı ve toz parametreleri ile ilgili verilere ihtiyaç bulunmaktadır.

Bahsedilen değerleri ölçmek için bir adet şebekeden bağımsız istasyon kurulabilir. Bu istasyonda sıcaklığı, rüzgar hız ve yönünü ölçecek sensörler piyasada rahatlıkla bulunabilir.

Işınımı ölçmek için güneş gözesi şeklinde sensörler bulunmaktadır.

Fotovoltaik sistem verimini etkileyen diğer bir önemli faktör olan tozlanma kaybının tespiti için bir düzenek kurulması gerekmektedir. Kurulacak şebekeden bağımsız sistemde iki adet eş özelliklerde modülün bir tanesi periyodik olarak temizlenip, diğeri temizlenmez ve iki modülün de ölçüm değerleri kaydedilirse tozlanma etkisi tespit edilebilir.

GES tesislerinde verimi en çok etkileyen faktörlerden biri olan ısıl kaybın takibi, verim kayıplarının önüne geçilmesi için önem teşkil etmektedir. Küçük ölçekli sistemlerde, FV sıcaklık sensörleri ile scada sistemlerine sıcaklık bilgisi aktarılabilir. DC toplama kutusu olan orta ve büyük ölçekli sistemlerde ise kutunun içerisine kablosuz haberleşme modülü olan sıcaklık sensörü yerleştirilerek dizilerdeki sıcaklıklar takip edilip önemli bir arızanın oluşması engellenmiş olur.

KAYNAKLAR

1. Aydın, İ. (2013). Balikesir’de Rüzgâr Enerjisi. Doğu Coğrafya Dergisi, 18(29), 29-50.

2. Koç, E., and Şenel, M. C. (2013). Dünyada ve Türkiye’de enerji durumu-genel değerlendirme. Mühendis ve Makina, 54(639), 32-44.

3. Karki, P., Adhikary, B., and Sherpa, K. (2012). Comparative study of grid-tied photovoltaic (PV) system in Kathmandu and Berlin using PVsyst. 2012 IEEE Third International Conference on Sustainable Energy Technologies (ICSET), Kathmandu, Nepal.

4. Kandasamy, C., Prabu, P., and Niruba, K. (2013). Solar potential assessment using PVSYST software. 2013 International Conference on Green Computing, Communication and Conservation of Energy (ICGCE), Chennai, India.

5. Sharma, V., and Chandel, S. (2013). Performance analysis of a 190 kWp grid interactive solar photovoltaic power plant in India. Energy, 55, 476-485.

6. Yadav, P., Kumar, N., and Chandel, S. (2015). Simulation and performance analysis of a 1kWp photovoltaic system using PVsyst. 2015 International Conference on Computation of Power, Energy, Information and Communication (ICCPEIC), Chennai, India.

7. Meriem, C., Boumdiène, B., Asma, C., Mohamed, B. M., and Aicha, S. (2014).

Study of a photovoltaic system connected to the network and simulated by the code PVSYST. 2014 North African Workshop on Dielectic Materials for Photovoltaic Systems (NAWDMPV).

8. Chacko, J. K., and Thomas, K. (2011). Analysis of Different Solar Panel Arrangements using PVSYST. International Journal of Engineering and Technical Research, 4(4), 510-513.

9. Mambrini, T., Migan, A., Longeaud, C., Prieur, L., and Radivoniuk, V. (2014).

Outdoor characterizations to evaluate the low-light effect on photovoltaic modules yield. 2014 IEEE 40th Photovoltaic Specialist Conference (PVSC), Denver, ABD.

10. Baklouti, I., Driss, Z., and Abid, M. S. (2012). Estimation of solar radiation on horizontal and inclined surfaces in Sfax, Tunisia. 2012 First International Conference on Renewable Energies and Vehicular Technology, Hammamet, Tunisia.

11. Irwan, Y., Amelia, A., Irwanto, M., Leow, W., Gomesh, N., and Safwati, I. (2015).

Stand-alone photovoltaic (SAPV) system assessment using PVSYST software.

Energy Procedia, 79, 596-603.

12. Al-Khazzar, A. (2018). A Theoretical Detailed Analysis for a Proposed 5kW PV Grid-Connected System Installed in Iraq Using PVsyst Tool. Iranica Journal of Energy and Environment, 9(2), 105-113.

13. Faysal, A., Islam, M. R., Uddin, M. M., and Raihan, M. R. (2018). Potentiality of Grid Connected Photovoltaic System for The Rural Area of Bangladesh. 2018 International Conference on Advancement in Electrical and Electronic Engineering (ICAEEE), Gazipur, Bangladesh.

14. Jianping, S. (2011). An optimum layout scheme for photovoltaic cell arrays using PVSYST. 2011 International Conference on Mechatronic Science, Electric Engineering and Computer (MEC), Jilin, China.

15. Barua, S., Prasath, R. A., and Boruah, D. (2017). Rooftop Solar Photovoltaic System Design and Assessment for the Academic Campus Using PVsyst Software.

International Journal of Electronics and Electrical Engineering, 5, 76-83.

16. Afanasyeva, S., Bogdanov, D., and Breyer, C. (2018). Relevance of PV with single-axis tracking for energy scenarios. Solar energy, 173, 173-191.

17. Kumar, N. M., Kumar, M. R., Rejoice, P. R., and Mathew, M. (2017). Performance analysis of 100 kWp grid connected Si-poly photovoltaic system using PVsyst simulation tool. Energy Procedia, 117, 180-189.

18. Saxena, G., and Gidwani, L. (2018). Estimation of Energy Production of Grid Connected Rooftop Solar Photovoltaic System at Nagar Nigam Kota, Rajasthan.

2018 3rd International Innovative Applications of Computational Intelligence on Power, Energy and Controls with their Impact on Humanity (CIPECH), Ghaziabad, India.

19. Ganesh, C. V., Kanchikere, J., Krishna, M., and Sreenivasulu, T. (2018).

Investigations On The Performance Of Roof Mount Photovoltaic System-A Simulated Approach. International Journal of Mechanical Engineering and

Investigations On The Performance Of Roof Mount Photovoltaic System-A Simulated Approach. International Journal of Mechanical Engineering and

Belgede NİĞDE İLİ GÜNEŞ ENERJİ SANTRALİ MODELLEMESİ VE PERFORMANS PARAMETRELERİ DEĞERLENDİRMESİ. Ayça KESKİN (sayfa 94-0)