EINs Die Nachfrage nach erneuerbaren Energien breitet sich in den USA aus. SolaranlageIn Regionen, in denen hügelige Topographie und nahezu Beschattung Herausforderungen darstellen, werden derzeit Bauarbeiten durchgeführt. Ein flaches, baumloses PV-Projekt lässt sich relativ einfach in einem Solarleistungsmodell simulieren, aber eine hügelige Topographie und eine falsch berechnete Nahschattierung können zu einem Rückgang der jährlichen Energieeffizienz um bis zu 5 bis 10 Prozent führen. Entwickler müssen das Projekt jetzt in der Nähe von Schattierungen und topografischen Verlusten richtig angehen oder einem erhöhten Risiko von Projektunterperformance und Einnahmeverlusten ausgesetzt sein.
Abb. 1: Beispiel einer PV-Anlage in der Nähe von Beschattungsverlusten mit einem kurzen Clearing-Rückschlag (oben) und einem breiteren Clearing-Rückschlag (unten). Baumhöhen sind auch wichtig, wenn eine genaue Modellierung in der Nähe von Schattierungen die Leistung beeinflusst.
Landparzellen in Regionen mit erheblicher Baumbedeckung sind aufgrund geringerer Kosten und eines leichteren Zugangs zum Stromnetz häufig für die solare Entwicklung vorgesehen. Schattierungen im Zusammenhang mit Vegetation und Baumbedeckung in der Nähe eines PV-Projekts können die Energieerzeugung im Laufe der Zeit erheblich reduzieren. Abbildung 1 zeigt die konzeptionellen Auswirkungen der Beinahe-Beschattung von Bäumen auf ein PV-Projekt.
Die Entfernung und Höhe der Clearing-Rückschläge der Bäume in der Nähe bestimmen die Höhe des Beschattungsverlusts, den ein PV-Projekt erleidet. Durch Erhöhen des Abstands für die Rodung vom Rand des PV-Arrays bis zur nächsten Baumgrenze wird der Schattenverlust verringert, muss jedoch gegen zusätzliche Kosten für die Rodung und etwaige Umwelteinschränkungen (z. B. Rückschlagbeschränkungen für Feuchtgebiete, Überlegungen zu gefährdeten Arten, CO2-Fußabdruck) abgewogen werden Analyse usw.).
Abb. 2: Darstellung von Nah- (Baum-) Beschattungsverlusten bei einem gleich schattierten PV-Projekt mit Ost-, West- und Südschatten mit unterschiedlichen Baumhöhen und 10-, 20-, 30- und 50-m-Räumungsrückschlägen.
In Abbildung 2 wird der erwartete Nahschattenverlust als Funktion der Baumhöhe für verschiedene Überlegungen zum Clearing-Rückschlag für ein hypothetisches PV-Projekt im Südosten der USA quantifiziert. Die gezeigten Ergebnisse stammen aus einem vereinfachten 50-MWac-Quadrat-PV-Projekt mit gleicher Ost-, West- und Südseite Schattierungsprofile. Der diffuse Anteil der Sonneneinstrahlung (dh das Verhältnis der diffusen Bestrahlungsstärke zur globalen horizontalen Bestrahlungsstärke oder GHI) beträgt an dieser Stelle 0,4. Sonnigere Regionen können höhere Verluste in der Nähe der Beschattung erwarten, während wolkigere Regionen niedrigere Verluste erwarten können.
Typische Baumhöhen liegen im Bereich von 20 bis 30 Metern, die je nach Abstand der Clearing-Rückschläge sehr unterschiedliche Beschattungsverluste aufweisen können. Wie erwartet ist der Baumschattierungsverlust mit zunehmender Baumhöhe umso wirkungsvoller, je näher die Bäume an den PV-Modulen liegen. Ungenaue Baumhöhen und Abstände zum Löschen von Rückschlägen breiten sich aufgrund ihrer kontinuierlichen Auswirkungen zu Tages- und Jahreszeiten, in denen Wechselrichter und Grenzwert für die Begrenzung des Verbindungspunkts minimal sind, schnell durch Schätzungen der Energieerzeugung aus.
Landnutzungsbeschränkungen und Umweltanforderungen begrenzen die Rückschläge bei der Rodung von Feuchtgebieten an den meisten Standorten. Genaue Baumhöhen und Rückschlagentfernungen innerhalb der Standortschattierungsszene im Basisenergiemodell sind entscheidend, um eine genaue Leistungsschätzung für den Entwickler zu ermöglichen.
Topografische Verluste
Abb. 3: Beispiel für SAT-Standard-Tracking- (oben) und Backtracking-Tabellenkonfigurationen für ein Solarprofil am späten Nachmittag. Zeilen-für-Zeilen-Schattierungen werden durch SAT-Backtracking eliminiert.
Das Gleichgewicht zwischen den Anforderungen an die Einstufung von Standorten und den Auswirkungen auf die Leistung wird schwieriger, da der Standort immer schlechter wird. Die Entscheidung, die Einstufung auf weniger wünschenswerte Hanggrenzen zu beschränken, kann zu erheblichen Einsparungen im Zusammenhang mit Bauarbeiten vor Ort führen, verursacht jedoch Kosten für die Projektleistung. Die korrekte Quantifizierung des Steigungsverlusts für ein PV-Projekt hilft einem Entwickler, die Leistung zu optimieren.
Bei der typischen SAT-PV-Installation (Single Axis Tracker) werden Backtracking-Algorithmen verwendet, um etwaige zeilenweise Schattierungen an einem Standort zu vermeiden. Eine Darstellung der SAT-Standard-Tracking- und Backtracking-Konfigurationen ist in Abbildung 3 dargestellt. Der SAT-Backtracking-Algorithmus wird durch den Abstand (Abstand) zwischen SAT-Zeilen und der SAT-Kollektorbreite gesteuert.
Abbildung 4: Illustrierte Ost / West-Neigung der PV-Anlage verursachte Beschattungsverluste für einen flachen Basisfall (oben), einen geneigten Fall mit Standard-Backtracking (Mitte) und einen adaptiven Backtracking (unten).
Auf einer flachen Site (oben) ist die Implementierung von SAT-Backtracking unkompliziert und einfach bereitzustellen. Der SAT-Backtracking-Algorithmus für flache Standorte bricht jedoch schnell zusammen, wenn das Gelände in Ost- und Westrichtung uneben wird. Abbildung 4 (Mitte) zeigt, wie am Nachmittag eine Reihe-zu-Reihe-Schattierung an einem nach Osten ausgerichteten Hang induziert wird, wenn Änderungen der SAT-Tabellenhöhen im Backtracking-Algorithmus nicht berücksichtigt werden.
Abbildung 5: Beispiel für Energieprofile von PV-Tagesanlagen aus einem flachen Basisfall (fest) und mit angewendeten Auswirkungen auf den Ost- und Westhangverlust (gestrichelte Linie).
Ein ähnlicher Verschattungsverlust würde auch am Morgen bei nach Westen ausgerichteten SAT-Racks auftreten, was zu einem wiederkehrenden Energieverlust in den frühen Morgen- und späten Uhrzeiten des Tages führen würde (Abbildung 5). Aus Sicht der Projektleistung führt eine Annahme einer flachen Erde immer zu einer Überschätzung der Energie, wenn Ost- und Westhänge vorhanden sind.
Die gute Nachricht ist, dass es eine Möglichkeit gibt, die in den Abbildungen 4 (Mitte) und 5 gezeigten Ost- und Westneigungsverluste zu reduzieren. Dies beinhaltet die Implementierung des sogenannten adaptiven Backtracking und ist in Abbildung 4 (unten) dargestellt. Durch die Einbeziehung von SAT-Tabellenhöhendetails in den SAT-Backtracking-Algorithmus kann der Verlust an Ost- und Westneigung aufgrund von Schattierungen von Zeile zu Zeile erheblich reduziert werden. Obwohl das Ergebnis der adaptiven Rückverfolgung ein geringerer Einfallswinkel der Ausrichtung des Solarmoduls ist, führt dies immer noch zu einer höheren Energieerzeugung als wenn eine Reihe-zu-Reihe-Schattierung an nach Osten / Westen ausgerichteten Hängen auftritt.
Nahezu alle Hersteller von SAT-Regalen bieten verschiedene Formen der adaptiven Rückverfolgung an, die während des Projektaufbaus und der Inbetriebnahme implementiert werden können, um einen Großteil der durch Ost- / Westhänge verursachten Energieverluste zu verringern. Diese Verringerung des Ost / West-Hangverlusts variiert zwischen etwa 60 und 90 Prozent und hängt von der Wahl des SAT-Regals, der Größe und Variabilität der am Projektstandort vorhandenen Ost / West-Hänge ab.
Modellierungsherausforderungen
Sowohl die Herausforderungen der Nahschattierung als auch der Ost / West-Hangverluste beginnen mit ihrer Einbeziehung in das Basismodell des PV-Projekts. Die Solarindustrie verlässt sich normalerweise auf Leistungsmodellierungssoftware wie PVsyst als Quelle für das Basisenergiemodell eines Projekts. In der 3D-Schattierungsszene von PVsyst können nahezu schattierungsbedingte Auswirkungen von Baumhöhen und Rückschläge beim Löschen vorgenommen werden. Obwohl die Einrichtung in PVsyst zeitaufwändig ist, zahlt sich eine genau modellierte Nahschattierungsszene später in Form verbesserter Leistungsschätzungen aus.
Die Analyse der Auswirkungen von Hangverlusten in PVsyst ist eine schwierigere Aufgabe. Innerhalb von PVsyst können einfache, gleichmäßige Nord- und Südhänge modelliert werden, nicht jedoch Ost- / Westhänge und ihre jeweiligen Verluste im Zusammenhang mit SAT-PV-Projekten. Vorgeschlagene Projektlayouts müssen auf Ost- / West-Hangdetails hin bewertet werden und werden dann in der Regel mithilfe einer Kombination aus iterativen PVsyst-Modellläufen und Nachbearbeitungsanwendungen analysiert, um Ost- / West-Hangverluste zu quantifizieren. Mit einer kompetenten Modellierung von Hangverlusten kann die erwartete Ost / West-Verlustwiederherstellung, die durch SAT-adaptives Backtracking erzielt werden kann, angemessen auf die Projektleistung angewendet werden.
Fallstudie
Abbildung 6: PV-Projektlayout im Osten der USA mit umfangreicher Schattierung (Baum) und topografischer Varianz über den Standort hinweg.
Abbildung 6 zeigt ein Beispiel für ein PV-Standortlayout, das die Auswirkungen von Nahschattierungen und komplexem Gelände veranschaulicht. Dieses Layout basiert auf einem PV-Projektvorschlag, der derzeit für die Entwicklung evaluiert wird. Das Gelände ist von Feuchtgebieten durchzogen, und die Rückschläge bei der Rodung von Bäumen variieren stark im gesamten Layout. Verschiedene Genehmigungs- und Umwelteinschränkungen haben die bebaubare Fläche innerhalb des Projekts abgeschwächt, was zu einem erheblichen Rückgang der erwarteten Leistung geführt hat.
In Tabelle 1 sind die Ergebnisse der Analyse der topografischen Neigung des Standorts aufgeführt. Das PV-Projekt weist ungefähr die gleichen gewichteten durchschnittlichen Prozentsätze der Ost- / Westneigung auf, weist jedoch ein Verhältnis von 2: 1 der West-Ost-Hangbedeckung auf. Nord- und Südhangneigungen gleichen sich nahezu gleichmäßig aus. Die Nahschattierungs- und Ost / West-Hangverluste des Standorts sind in Tabelle 2 angegeben.
Auf der Grundlage des aktuellen Standortlayouts und der Clearing-Rückschläge wird an diesem Standort ein erheblicher Verlust in der Nähe der Schattierung von -3,6 Prozent erwartet. Der Ost / West-Hangverlust wird voraussichtlich -2,6 Prozent betragen, wobei hier eine erwartete Erholung des adaptiven SAT-Backtracking von 80 Prozent erwartet wird, was zu einem Netto-Ost / West-Hangverlust von -0,5 Prozent führt.
Diskussion
Nahe der Beschattung und komplexe Geländeherausforderungen werden immer häufiger, da PV-Projekte an weniger wünschenswerten Standorten entwickelt werden. Diese beiden Hauptüberlegungen stellen aktuelle Tools zur Modellierung der PV-Leistung in Frage und erschweren es Solarentwicklern noch, die Leistung einzuwählen. Das Fazit ist, dass es immer mehr Solarprojekte gibt, die unterdurchschnittlich abschneiden. Dies ist auf den Druck in der Branche zurückzuführen, finanziell tragfähige Projekte zu entwickeln und zu verkaufen. Nach dem Bau steht nur wenig Rückgriff zur Verfügung, um PV-Projekte zu korrigieren, bei denen die Leistungsmetriken fehlen. Die Beauftragung eines kompetenten unabhängigen Ingenieurbüros während der Planungs- und Bauphase eines PV-Projekts ist der beste Weg, um zusätzliche Leistungsrisiken zu verringern, die mit Nahschatten und Ost / West-Hangverlusten verbunden sind.