Zur Validierung von PVCalC wurde ein umfangreicher Programmvergleich mit PVSol (Version 2.43) durchgeführt. Die Berechnungen von PVSol basieren auf stündlicher Bilanzierung. Der ermittelte Ertrag beruht hierbei auf einem mathematischen Modell, das für jedes PV-Modul die exakte Nachbildung der Kennlinie ermöglicht. Dieses Verfahren ist sehr exakt und eine Anlage kann sehr detailliert untersucht werden. Die Software PVSol ist in der Fachwelt anerkannt und vielfach Erprobt. Mehr Informationen unter http://www.valentin-software.com

PVCalC stützt seine Rechnungen auf eine monatliche Bilanzierung. Das mathematische Modell berechnet ausgehend von einem Wetterdatensatz (horizontale Strahlungsdaten und Temperaturen; jeweils Monatsmittelwerte) die theoretische Einstrahlung auf die geneigte Modulfläche. Hierbei werden der Bodenreflektion als auch der Aufteilung in einen diffusen und direkten Strahlungsanteil Rechnung getragen. Über ein mathematisches Modell wird dann, in Abhängigkeit der Monatsmitteltemperatur, ein monatlich gemittelter Modulwirkungsgrad bestimmt. Anhand von Herstellerangaben wird über Stützstellen (Eurowirkungsgrad, maximaler Wirkungsgrad) eine Wechselrichterwirkungsgradkennline berechnet, mit welcher sich dann der mittlere Wechselrichterwirkungsgrad pro Monat in Abhängigkeit von Nenn- und Generatorleistung ermitteln lässt.

Vergleich_01
Nebenstehende Grafiken zeigt einen direkten Vergleich der beiden Programme. Im ersten Vergleich wurde eine konstante Südausrichtung festgelegt und der Neigungswinkel des PV-Generators in 6 Schritten von 5° auf 90° variiert. Wie deutlich zu erkennen ist, variierten die ermittelten Energieerträge beider Programme bis max. 10%, wobei mit zunehmendem Neigungswinkel die Abweichung steigend sind. Dies liegt zum einen daran, dass in PVCalC ein neigungsabhängiger Verschmutzungsfaktor berücksichtigt wird (ein horizontal geneigtes Modul verschmutzt wesentlich mehr als ein vertikal geneigtes) und zum anderen, dass die Orientierungsgleichung auf Basis von Mittelmonatswerten ungenauer ist als die auf stündlichen Daten besierenden. Alles in Allem jedoch ein sehr gutes Ergebnis mit einer maximalen Abweichung von 10%.

Vergleich_02
Beim nächsten Vergleich wurde eine konstante Neigung von 30° festgesetzt und die Ausrichtung (Azimut) in 6 Schritten von 0°(Süd) auf 180°(Nord) variiert und dann je eine Jahressimulation durchgeführt. Die Ergebnisse beider Programme variieren auch hier um bis max. 10%, wobei eine Zunahme abweichend zu Südausrichtung zu verzeichnen ist. Wie auch beim Vergleich zuvor rührt dies auf der ungenaueren Orientierungsberechnung über Monatsmittelwerten.

Der Vergleich beider Programme zeigt, dass die Abweichungen zwischen den Ergebnissen, unter Verwendung gleicher Standorte (in beiden Programmen Trier), gleicher Typen von Photovoltaikmodulen und Wechselrichter, in Grenzbereichen (180° Azimut und 90° Neigung) um bis zu 13% liegen kann. Diese Abweichungen in Grenzbereichen rührt durch die in PVCalC auf Monatswerten basierend ermittelten Energieerträge; insbesondere die Berechnung der Strahlungsanteile auf den geneigten PV-Generator in den Grenzbereichen. Wenn ein Modul mit einem Neigungswinkel von 90° nach Norden ausgerichtet ist, ist die Abweichung am Größten. Dies stellt jedoch auch die ungünstigste Ausrichtung eines Photovoltaikmoduls in unseren Breitengraden dar. Bei klassischen Orientierungen zwischen Ost und West (Süd Optimal) und einem dann optimalen Neigungswinkel von zwischen 20-40° liegen die simulierten Ergebnisse mit max. 3% Unterschied sehr dicht aneinander. Da es sich bei Solarenergienutzung um die Nutzung eines Naturproduktes handelt kann ein Mindestertrag in keinen Fällen garantiert werden, da keine Software die Sonnenstrahlung der nächsten Jahre „vorsimulieren“ kann. Die Grundlage der Berechnungen bilden Standardklimadatensätze, die eine Durchschnittliche Wettersituation abbilden. Anhand dieser Daten kann ein dann auf die Anlagenbetriebszeit optimiertes Zusammenspiel der Komponenten untersucht werden.
EnergieVisionen