SOLAR PV Validierung: Difference between revisions
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===Validierung mit einer neueren deutschen Anlage von 2020=== | |||
In windPRO 3.6 wurden einige Modellüberarbeitungen bezüglich der Handhabung von Einstrahlungsdaten und der Verlusten vorgenommen. In diesem Zusammenhang wurde eine umfassende Validierung durchgeführt. Hier wird ein Beispiel beschrieben, bei dem verschiedene Methoden zur Behandlung der Sonneneinstrahlung gegen PVSYST-Berechnungen getestet werden. | |||
Die Hauptergebnisse: | |||
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Wichtige Ergebnisse in der obigen Tabelle sind: | |||
Die neuen Perez-Erbs-Vorgaben berechnen 3-5% höher als das bisher verwendete Reindl-Modell. Mit den neuen Verlustvorgaben berechnet Solar-PV die gemessene Produktion punktgenau - und ähnlich wie PVSYST. | |||
Korrelationen und Standardabweichungen sind mit Heliosat (Sarah)-Daten etwas besser als mit ERA5-Daten. Die durchschnittlichen Berechnungsergebnisse sind mit den neuen Modellen für die beiden Datensätze ähnlich, wobei 2% Abweichungen auf der Grundlage des zuvor verwendeten Reindl-Modells zu verzeichnen sind. | |||
Die Standardabweichungen sind bei den PVSYST-Berechnungen für einige Varianten etwas geringer, aber nicht für alle. | |||
Alles in allem lässt sich feststellen, dass Solar-PV mit den neuen Modellen und dem Verlust-Setup mit PVSYST für das getestete Beispiel übereinstimmt und beide Tools die Produktion punktgenau berechnen. | |||
windPRO, berechnet mit den neuen SOLAR PV-Standardeinstellungen: | |||
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Gleiche Berechnung in PVSYST: | |||
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Die beiden obigen Abbildungen verdeutlichen, dass es zwar Unterschiede gibt, wenn man die Details anschaut, bei den Gesamtwerten sind die Ergebnisse jedoch ähnlich. Ein Unterschied könnte auf die unterschiedliche Behandlung von Zeitverschiebungen in den beiden Berechnungen zurückzuführen sein. | |||
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Die größte Herausforderung bei Visualisierungen sind die Höhendaten. Schon kleine Abweichungen können deutlich ins Auge fallen und es kann viele Iterationen erfordern, die Höhendaten unter den Modulen so zu kalibrieren, dass der optische Eindruck stimmt. | Die größte Herausforderung bei Visualisierungen sind die Höhendaten. Schon kleine Abweichungen können deutlich ins Auge fallen und es kann viele Iterationen erfordern, die Höhendaten unter den Modulen so zu kalibrieren, dass der optische Eindruck stimmt. Die richtige Ausrichtung der Module relativ zum Gelände ist auch für die Ertragsberechnung notwendig. Zu detaillierte Höhendaten können zu unvorhergesehenen Problemen führen, da beim Bau eines Projekts der Boden vor dem Bau eingeebnet wird oder die Unterkonstruktionen angepasst werden, um die Höhenunterschiede auszugleichen. | ||
Auch die korrekte Ausrichtung der Paneele in Bezug auf das Gelände für eine korrekte Energieberechnung kann einige Übung erfordern. Zu detaillierte Höhendaten können zu unvorhergesehenen Problemen führen, denn beim Bau eines Projekts wird der Boden vor dem Bau durch Aushub und Aufschüttung nivelliert, oder die Unterkonstruktionen werden angepasst, um die Höhenunterschiede auszugleichen. | |||
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Es wurde eine umfassende Validierungsstudie durchgeführt Download, in der die Online-Meteodaten, die Verschattungsverluste (inkl. WEA-Verschattung) sowie die Erträge untersucht wurden. Im Folgenden die zentralen Punkte.
Validierung der Meteodaten
Unterschiedliche Modell-Datenquellen wurden an drei Standorten in Dänemark mit Messungen verglichen:
- Risø – sehr gute Übereinstimmung zwischen Messung, Heliosat-Daten, ERA5, Global Solar Atlas und dem Dänischen Referenzjahr (DRY), die EMD-WRF-Mesoskalendaten fallen hier allerdings mit 26% zu viel Einstrahlung aus dem Rahmen.
- Kegnæs – Die Messung scheint zu hohe Strahlungswerte zu zeigen, möglicherweise ein Kalibrierungsproblem. Alle zuvor genannten Quellen liegen rund 16% niedriger. Außerdem zeigt die Messung etwa 16% mehr Einstrahlung als auf Risø, was auf Basis von Studien vieler weiterer Quellen (DRY) unwahrscheinlich erscheint. Die Schlussfolgerungen sind demnach ähnlich wie für Risø.
- Høvsøre – Die Messung wird von einem Mast verschattet, was vermutlich der Hauptgrund für eine 9% geringere Einstrahlung als auf Risø ist. ERA5 fällt hier mit etwa 6% zu hoher Einstrahlung auf.
Ergebnisübersicht für den Standort Risø:
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Vergleich von Einstrahlungsdaten, Risø und Modelldaten:
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Tagesgänge für Winter und Sommer:
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Die Ergebnisse bestätigen Heliosat als die am besten zutreffende Modelldatenquelle, für Dänemark sogar besonders genau.
Bias der korrigierten Messungen für unterschiedliche Datenquellen:
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Die Messungen Kegnæs und Høvsøre wurden entsprechend der oben erläuterten Probleme korrigiert und DRY (Dänisches Referenzjahr), GSA (Global Solar Atlas), ERA5, EMD-WRF Eur+ und Heliosat wurden damit verglichen. Die Daten sind nicht vollständig gleichzeitig, aber alle Quellen repräsentieren mindestens 6 Jahre Daten. Auch hier schneidet Heliosat sehr gut ab und verfügt in vielen Teilen der Welt über eine gute Abdeckung.
Eine umfassendere Validierung des Heliosat-Datensatzes findet sich hier:
Validierung des Verschattungsverlusts
Modulverschattung
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Testbedingungen für die Validierung der Verschattung: Neigung 20°, Azimut 180°, Tischhöhe ~4m, Reihenabstand 6,75 m.
Wie oben ersichtlich passen die berechneten sehr gut zu den gemessenen Verlusten – siehe den vollständigen Validierungsbericht für weitere Details.
Verschattung durch Hindernisse
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Die Verschattung durch Hindernisse wurde anhand von drei Tischreihen validiert, wobei die mittlere der drei Reihen in 4 horizontale Strings (P1-06, P3-06, P5-06, P7-06) unterteilt ist. Die Hindernishöhe wird mit 8 m angenommen.
Die gemessenen Verluste (grüne Linie) passen gut mit den berechneten kombinierten Verlusten (rote Linie) zusammen. Beachten Sie die gestapelten Balken nicht den effektiven Verlust zeigen, sondern die Verluste, die für die individuellen Verschattungskomponenten unter der Annahme, dass sie alleine wirksam sind, berechnet wurden. Da Modulverschattung und Verschattung durch Hindernisse oftmals gleichzeitig auftreten, liegen die berechneten kombinierten Verluste deshalb insbesondere in Reihen mit viel Modulverschattung deutlich niedriger.
Aufgrund der unregelmäßigen Form des Hindernisses kann hier keine höhere Genauigkeit erreicht werden.
Verschattung durch WEA
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Es wurde experimentell ermittelt, dass mit einer Reduktion der Rotorfläche um 55% die besten Ergebnisse erzielt werden. Die Reduktion gleicht die Tatsache aus, dass die Rotorkreisfläche keine opake Scheibe ist. In der Berechnung wird angenommen, dass der Wind stets aus Süden kommt, um einen akzeptablen Kompromiss zwischen Berechnungszeit und Genauigkeit zu erzielen.
Validierung der Ertragsprognose
Der untersuchte Solarpark verfügt über eine Leistung von 50 MW DC / 35 MW AC auf 28 Teilflächen. Die Aufteilung wurde teils aufgrund der Wechselrichter, teils aufgrund der verwendeten PV-Module (310 bis 325 W) vorgenommen.
Die folgende Abbildung zeigt die Teilflächen, die Hindernisse sowie eine WEA, die am Standort vorhanden ist.
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Die Produktion des Solarparks wurde auf Basis von Heliosat-Daten über einen Zeitraum von einem Jahr (1.4.2018 – 31.3.2019) modelliert und mit Messungen desselben Zeitraums verglichen. Die Ergebnisse sind:
| MWh | _IVS1-3 | _IVS4-6 | _IVS7-9 | Sum |
|---|---|---|---|---|
| Berechnung | 15.713 | 15.706 | 15.712 | 47.132 |
| Messung | 15.146 | 15.060 | 15.170 | 45.376 |
| Ratio Mess./Ber. | 96% | 96% | 97% | 96% |
| Verfügbarkeitskorrigiert *) | ||||
| Verfügbarkeitsverlust | 3,1% | 3,9% | 3,5% | 3,5% |
| Ratio Mess./Ber. | 99,5% | 99,8% | 100,0% | 99,8% |
*) Verfügbarkeitsermittlung auf Basis von zeitstempelweisen Verlusten
In der Berechnung wurden nur Verschattung und Wechselrichterverluste berücksichtigt. Unter zusätzlicher Berücksichtigung von Verfügbarkeitsverlusten des Solarparks werden die Messergebnisse mit Genauigkeiten jenseits von 99,5% durch die Berechnung reproduziert.
Im Folgenden Jahres- und Tagesgänge der Messungen und Berechnungen, als absolute Werte (Grafiken 1 und 2) sowie als Verhältnis (Grafiken 3 und 4):
1.
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2.
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3.
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4.
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Die durchgehende Überschätzung der Wintermonate durch die Berechnung wurde im vollständigen Validierungsbericht zum Teil auf einen Bias der Loggerdaten zurückgeführt, die für die Validierung verwendet wurden. Der Vergleich der Energiemessung mit den Loggerdaten zeigt, dass der Logger in den Sommermonaten die Einstrahlung signifikant über- und in den Wintermonaten unterschätzt. Ein Teil dieses Bias könnte mit einer fehlenden Reduktion der Diffusen Strahlung durch Hindernisse zusammenhängen, dies muss aber durch weitere Studien bestätigt werden. Aufgrund der generell niedrigen Einstrahlungswerte in Dänemark im Winter führen schon Bias‘ von wenigen kWh zu relevanten Verschiebungen der Ratio Messung/Berechnung.
Der vollständige Validierungsreport kann hier heruntergeladen werden: Download
Validierung mit einer neueren deutschen Anlage von 2020
In windPRO 3.6 wurden einige Modellüberarbeitungen bezüglich der Handhabung von Einstrahlungsdaten und der Verlusten vorgenommen. In diesem Zusammenhang wurde eine umfassende Validierung durchgeführt. Hier wird ein Beispiel beschrieben, bei dem verschiedene Methoden zur Behandlung der Sonneneinstrahlung gegen PVSYST-Berechnungen getestet werden.
Die Hauptergebnisse:
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Wichtige Ergebnisse in der obigen Tabelle sind:
Die neuen Perez-Erbs-Vorgaben berechnen 3-5% höher als das bisher verwendete Reindl-Modell. Mit den neuen Verlustvorgaben berechnet Solar-PV die gemessene Produktion punktgenau - und ähnlich wie PVSYST.
Korrelationen und Standardabweichungen sind mit Heliosat (Sarah)-Daten etwas besser als mit ERA5-Daten. Die durchschnittlichen Berechnungsergebnisse sind mit den neuen Modellen für die beiden Datensätze ähnlich, wobei 2% Abweichungen auf der Grundlage des zuvor verwendeten Reindl-Modells zu verzeichnen sind.
Die Standardabweichungen sind bei den PVSYST-Berechnungen für einige Varianten etwas geringer, aber nicht für alle.
Alles in allem lässt sich feststellen, dass Solar-PV mit den neuen Modellen und dem Verlust-Setup mit PVSYST für das getestete Beispiel übereinstimmt und beide Tools die Produktion punktgenau berechnen.
windPRO, berechnet mit den neuen SOLAR PV-Standardeinstellungen:
.png)
Gleiche Berechnung in PVSYST:
.png)
Die beiden obigen Abbildungen verdeutlichen, dass es zwar Unterschiede gibt, wenn man die Details anschaut, bei den Gesamtwerten sind die Ergebnisse jedoch ähnlich. Ein Unterschied könnte auf die unterschiedliche Behandlung von Zeitverschiebungen in den beiden Berechnungen zurückzuführen sein.
Validierung der Fotomontage
Ein einfaches Validierungsbeispiel ist im Folgenden abgebildet:
Realisiertes Projekt:
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Fotomontage auf Basis des obigen Fotos:
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Die größte Herausforderung bei Visualisierungen sind die Höhendaten. Schon kleine Abweichungen können deutlich ins Auge fallen und es kann viele Iterationen erfordern, die Höhendaten unter den Modulen so zu kalibrieren, dass der optische Eindruck stimmt. Die richtige Ausrichtung der Module relativ zum Gelände ist auch für die Ertragsberechnung notwendig. Zu detaillierte Höhendaten können zu unvorhergesehenen Problemen führen, da beim Bau eines Projekts der Boden vor dem Bau eingeebnet wird oder die Unterkonstruktionen angepasst werden, um die Höhenunterschiede auszugleichen.
Auch die korrekte Ausrichtung der Paneele in Bezug auf das Gelände für eine korrekte Energieberechnung kann einige Übung erfordern. Zu detaillierte Höhendaten können zu unvorhergesehenen Problemen führen, denn beim Bau eines Projekts wird der Boden vor dem Bau durch Aushub und Aufschüttung nivelliert, oder die Unterkonstruktionen werden angepasst, um die Höhenunterschiede auszugleichen.
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