Vergleichsstudie Optisizer
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Institut für Solartechnik SPF
HSR Hochschule für Technik Rapperswil
Oberseestrasse 10, CH-8640 Rapperswil
Tel. +41 55 222 48 21, Fax +41 55 222 48 44
www.spf.ch
optisizer ag
Herisauer Str. 70
9015 St. Gallen
Vergleichsstudie Optisizer
Autoren:
Mattia Battaglia
Evelyn Bamberger
Tel: 055 222 4837
Datum:
7 Juli 2020
Es gelten unsere allgemeinen Geschäftsbedingungen /
our general terms and conditions of business applyZusammenfassung Im Auftrag der optisizer ag hat das SPF Institut für Solartechnik die Berechnungsmodelle des Tools Optisizer anhand eines Beispielsystems geprüft. Dazu wurde eine PV-Anlage mit 120 kWp, Ost-West Ausrichtung und einem spezifischen Ertrag von 867 kWh/kWp als Referenzsystem definiert. Die Resultate des Optisizers wurden mit denjenigen des in der Forschung verwendeten Simulationsframeworks TRNSYS verglichen. Geprüft wurde die korrekte Einlesung des Verbrauchprofils, die Berechnung des Eigenverbrauchs und des Überschusses sowie die jeweilige Aufteilung auf Hoch- und Niedertarifzeiten. Zusätzlich wurde die Steigerung des Eigenverbrauchs unter Zunahme einer Batterie mit 48 kWh nutzbarer Kapazität untersucht. Dabei hat sich gezeigt, dass sämtliche relativen Abweichungen zwischen den Resultaten der beiden Berechnungsarten unter 5 % und die Mehrheit im Bereich von 2 % oder weniger liegen. Die Differenzen sind damit in einer bei Simulationsstudien von solaren Energiesystemen üblichen Grössenordnung und können auf Unterschiede in den Modellen und ihrer Parametrisierungen zurückgeführt werden. Das getestete Tool Optisizer bildet aus Sicht des SPF Instituts für Solartechnik das untersuchte Referenzsystem bezüglich der Energieerträge und ihrer zeitlichen Aufteilung im Rahmen der zu erwartenden Abweichungen hinreichend gut ab.
Inhalt 1 Einleitung ...................................................................................................................... 1 2 Methode der Vergleichsstudie ..................................................................................... 1 2.1 Referenzsystem ....................................................................................................... 1 2.2 TRNSYS Simulationsmodell .................................................................................... 1 3 Resultate ....................................................................................................................... 2 4 Einordnung und Schlussfolgerung ............................................................................. 4 5 Bibliographie ................................................................................................................. 5 SPF Report
1 Einleitung
In diesem Bericht werden die Resultate einer von der optisizer ag beim SPF Institut für
Solartechnik der HSR in Auftrag gegebenen Vergleichsstudie dokumentiert. In der
Vergleichsstudie wurden die Resultate des von der optisizer ag erstellten Webtools Optisizer
mit Simulationen im vom SPF für Forschungszwecke verwendeten Framework TRNSYS [1]
geprüft. Die für die Prüfung verwendeten Simulationsmodelle wurden in diversen vom
Bundesamt für Energie finanzierten Projekten erarbeitet und spiegeln den aktuellen Stand der
Forschung wider [2,3].
2 Methode der Vergleichsstudie
2.1 Referenzsystem
Für die Vergleichsstudie wurde von der optisizer AG folgendes Referenzsystem definiert:
Standort: Gebäude 5 auf dem HSR-Gelände
PV-Anlagengrösse: 120 kWp
Neigung Solarmodule: 10°
Ausrichtung Solarmodule: -70°/110° Ost-West-Ausrichtung (0° entsprechen Süd, 90°
West)
Spezifischer Ertrag: 867 kWh/kWp
Von der optisizer ag vorgegebenes Lastprofil in Zeitschritten von 15-Minuten
Hochtarifzeiten: Mo. – Fr. 07:00 – 20:00, Sa. 07:00 – 13:00
Optionale Komponente: Batterie mit 48 kWh nutzbarer Kapazität und 32 kW
Wechselrichter
2.2 TRNSYS Simulationsmodell
Das Referenzsystem wurde in TRNSYS mit den vom SPF in Forschungsprojekten und für
Testsimulationen für Hardwaretests standardmässig verwendeten Komponenten abgebildet.
Für die Wetterdaten wurden stündliche Werte für den Standort in Rapperswil aus Meteonorm
verwendet. Für die PV-Anlage wurde das TRNSYS eigene Modell Type194 eingesetzt,
welches ein mit Herstellerdaten parametrisierbares Berechnungsmodell verwendet [4]. Die
Leistungsparameter der abgebildeten PV-Module sind in Tabelle 1 aufgeführt.
Tabelle 1 Kennwerte des in TRNSYS simulierten PV-Moduls.
Nennleistung unter Standard-Testbed. 190.5 Wp
Leerlaufspannung UOC 26.8 V
Kurzschlussstrom ISC 9.2 A
Nennspannung UMPP 21.9 V
Nennstrom IMPP 8.7 A
Temperaturkoeffizient Leerlaufspannung β -0.31 %/K
Temperaturkoeffizient Kurzschlussstrom α + 0.05 %/K
Vergleichsstudie Optisizer 1/5 Juli 7, 2020Unter der Berücksichtigung der Nennleistung der in TRNSYS simulierten PV-Module wurde
mit 630 Modulen die geforderte Nennleistung von 120 kWp erreicht. Der Wechselrichter wurde
gemäss den Werten des Produktes Fronius Symo parametrisiert. Der Optisizer bezieht für
seine Berechnungen den spezifischen Ertrag aus der Schnittstelle von Meteonorm. Um eine
Vergleichbarkeit der Resultate des Optisizers mit der auf Zeitschritt-Wetterdaten basierenden
Simulation in TRNSYS zu erreichen, wurde der resultierende spezifische Ertrag in TRNSYS
an das Optisizer-Resultat angepasst. Dies wurde durch zusätzliche Effizienzeinbussen der
PV-Anlage durch Mismatch, Verschmutzung, Leitungsverluste und Degradation erreicht.
Daraus ergaben sich für das TRNSYS Modell Verluste durch die genannten Parameter von
18.4 %, was einer konservativen Betrachtung in Bezug auf den PV-Ertrag entspricht.
Für die Batterie wurde in TRNSYS das PerModAC-Modell der htw Berlin verwendet [5]. Das
Modell berücksichtigt die Wandlungsverluste des Batteriewechselrichters, die
Speicherverluste und das Ladeschlussverhalten des Batteriespeichers sowie Standby- und
Leerlaufverbräuche. Es wurde eine AC-seitig gekoppelte Installation angenommen und mit
den Parametern des modelleignen Referenzsystems gerechnet.
3 Resultate
Die Resultate der Vergleichsstudie betreffend dem verwendeten Verbrauchsprofil sind in
Abbildung 1 dargestellt. Der Vergleich des Gesamtverbrauchs und des Verbrauchs während
der verschiedenen Tarifzeiten mit den Resultaten aus TRNSYS zeigt Abweichungen unter
0.3 %. Diese können auf numerische Unterschiede in den beiden Softwarelösungen
zurückgeführt werden. Ebenfalls zeigt eine Gegenüberstellung der monatlichen Lastspitzen in
Abbildung 2 nur geringe Abweichungen von 0.4 %. Es ist ebenfalls anzunehmen, dass die
bestehenden Differenzen durch unterschiedliche Rundungseinstellungen ausgelöst werden.
Der Test bestätigt, dass das Verbrauchsprofil im Optisizer korrekt eingelesen und verwendet
wird.
200000 1.00%
183564
183567
150000
Elektrischer Verbrauch kWh
127211
127091
100000 0.50%
0.09%
56353
56476
Abweichung %
0.00%
50000
0 0.00%
Gesamtverbrauch Hochtarif Niedertarif
-0.22%
-0.50%
-1.00%
Optisizer TRNSYS Abweichung
Abbildung 1 Resultate zum Verbrauchsprofil
Vergleichsstudie Optisizer 2/5 Juli 7, 2020150 1.00%
141
141
141
141
139
139
138.6
138.6
125.4
125
100
117
117
117
117
117
117
112
112
112
112
111.6
111.6
0.36%
0.36%
108
108
0.29%
0.29%
0.50%
50
Lastspitzen kW
Abweichung %
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0 0.00%
Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez
-0.32%
-0.50%
-1.00%
Optisizer TRNSYS Abweichung
Abbildung 2 Monatliche Lastspitzen
Der Vergleich der aus dem PV-Modell resultierenden Werte ist in Abbildung 3 dargestellt. Die
Gesamtproduktion zeigt eine Abweichung von 0.15 %. Die genaue Übereinstimmung dieses
Wertes folgt direkt aus der in Kapitel 2.2 beschriebenen Anpassung der zusätzlichen
Effizienzverluste der PV-Anlage. Die Werte für den Eigenverbrauch sowie für den
Eigenverbrauch aufgeschlüsselt nach Hoch- und Niedertarif zeigen Abweichungen von unter
3 %. Die grösste Differenz zeigt sich auf Grund der tieferen Absolutwerte mit 4.26 % beim
Überschuss welcher als Netzeinspeisung verwendet werden kann. Ebenfalls im tiefen
einstelligen Prozentbereich befinden sich die Unterschiede bei den in Abbildung 4
dargestellten Resultaten zum Autarkiegrad und zur Eigenverbrauchsquote.
200000 5.00%
2.21%
150000
1.98%
3.00%
1.19%
Energieproduktion kWh
100000
103995
103841
0.15%
30548
73447
71991
56872
55615
16575
16377
31850
Abweichung %
50000 1.00%
0
Gesamtproduktion Eigenverbrauch Eigenverbrauch Eigenverbrauch Überschuss
Hochtarif Niedertarif -1.00%
-3.00%
-4.26%
-5.00%
Optisizer TRNSYS Abweichung
Abbildung 3 Vergleich der PV-Produktion und des Eigenverbrauchs
Vergleichsstudie Optisizer 3/5 Juli 7, 2020100% 5.00%
80%
Eigenverbr.-quote, Autarkie %
60% 3.00%
72.60%
70.63%
70.57%
69.33%
65.43%
64.60%
2.80%
40%
40.01%
39.22%
44.71%
43.76%
29.41%
29.00%
1.84%
1.98%
2.12%
1.41%
Abweichung %
20% 1.00%
0
Eigenverbrauch Eigenverbrauch Eigenverbrauch Autarkie Autarkie Autarkie
Hochtarif Niedertariftarif Hochtarif Niedertarif -1.00%
-1.28%
-3.00%
-5.00%
Optisizer TRNSYS Abweichung
Abbildung 4 Resultate zu Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad
In Abbildung 5 sind den diskutierten Resultaten zum Eigenverbrauch die Werte eines Systems
mit einer Batterie mit 48 kWh nutzbarer Kapazität und 32 kW Lade- und Entladeleistung
gegenübergestellt. Es zeigt sich, dass sowohl im Optisizer (8558 kWh) als auch in TRNSYS
(9737 kWh) die Verwendung einer solchen Batterie zu einer ähnlichen Steigerung des
Eigenverbrauchs führt. Die prozentuale Abweichung des Eigenverbrauchs liegt mit Batterie
noch bei 0.34 %.
200000 5.00%
150000
1.98%
3.00%
Energieproduktion kWh
100000
103995
103841
0.34%
0.15%
71991
73447
82005
81728
Abweichung %
50000 1.00%
0
Gesamtproduktion Eigenverbrauch ohne Eigenverbrauch mit -1.00%
Batterie Batterie 48 kWh
-3.00%
-5.00%
Optisizer TRNSYS Abweichung
Abbildung 5 Resultate zur Eigenverbrauchssteigerung mit Batterie
4 Einordnung und Schlussfolgerung
In der Vergleichsstudie wurden die energetischen Resultate des Tools Optisizer mit der in der
Forschung verwendeten Simulationssoftware TRNSYS verglichen. Um eine bessere
Vergleichbarkeit der Modellierungsansätze zu gewährleisten, wurde dabei der spezifische
Ertrag des PV-Feldes als Randbedingung festgelegt. Alle anderen Parameter wurden in
TRNSYS unverändert in den vom SPF in verschiedenen Studien verwendeten Referenzwerten
Vergleichsstudie Optisizer 4/5 Juli 7, 2020belassen. Dabei hat sich gezeigt, dass sämtliche relativen Abweichungen zwischen den
Resultaten der beiden Berechnungsarten unter 5 % und die Mehrheit im Bereich von 2 % oder
weniger liegen. Damit sind die Unterschiede in einem bei Simulationsstudien von solaren
Energiesystemen üblichen Rahmen und können auf Unterschiede in den Modellen und ihrer
Parametrisierungen zurückgeführt werden. Das getestete Tool Optisizer bildet aus Sicht des
SPF Instituts für Solartechnik das untersuchte Referenzsystem bezüglich der Energieerträge
und ihrer zeitlichen Aufteilung im Rahmen der zu erwartenden Abweichungen hinreichend gut
ab.
5 Bibliographie
[1] Klein et al, S.A., 2010. TRNSYS 17: A Transient System Simulation Program, Solar
Energy Laboratory, University of Wisconsin, Madison, USA. Available at:
http://sel.me.wisc.edu/trnsys.
[2] Bamberger, E., Haberl, R., Reber, A., Battaglia, M., Luzzatto, M., Borner, M. & Haller, M.,
2019. CombiVolt - Steigerung des Photovoltaik-Eigenverbrauchs durch intelligente
Wärmepumpen; Stand der Technik heute – Chancen für die Zukunft. SPF Institut für
Solartechnik, Rapperswil.
[3] Haller, M., Carbonell, D., Dudita, M. & Zenhäusern, D., 2019. HePoStAl – Heat and
Power Storage in Aluminum. SPF Institute for Solar Technology, Rapperswil.
[4] De Soto, W., Klein, S.A. & Beckman, W.A., 2006. Improvement and validation of a model
for photovoltaic array performance. Solar Energy, 80(1), S.78–88.
[5] O A, PerModAC-Simulationsmodell | pvspeicher.htw-berlin.de. Available at:
https://pvspeicher.htw-berlin.de/veroeffentlichungen/daten/permodac/ [Zugegriffen Juni
16, 2020].
Vergleichsstudie Optisizer 5/5 Juli 7, 2020Sie können auch lesen
