Handbuch SOLAR PV

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SOLAR PV-Überblick

Das windPRO-Modul SOLAR PV dient der Auslegung und Ertragsberechnung von Photovoltaik-Anlagen (PV-Anlagen). Es kann jede PV-Anlagengröße verarbeiten, von nur einem Modul bis hin zu Tausenden von Modulen auf Dächern, Feldern, vor der Küste oder an jedem anderen Ort. Die Aufteilung der PV-Parks in Flächen mit individuellen Eigenschaften (Modultyp, Neigung, Reihenabstand etc.) ermöglicht Ertragsberechnungen auch für komplexe Auslegungen. Die entworfenen PV-Flächen können mit dem Modul PHOTOMONTAGE visualisiert werden. Auch bifaziale und teilnachgeführte Systeme können mit windPRO berechnet werden. Über die Nutzung von Referenzmodulen kann die Berechnungszeit auch für sehr umfangreiche PV-Parks innerhalb kürzester Zeit durchgeführt werden.

Ziel des Moduldesigns ist es, PV-Anlagen einfach und schnell zu entwerfen und die erwartete Produktion mit hoher Genauigkeit vorauszusagen. Das Modul konzentriert sich auf die Handhabung und Analyse der meteorologischen Eingabedaten für die Berechnung, da mangelnde Datenqualität die größte Unsicherheit ist. Langzeitmodelldaten können mit lokalen Kurzzeitmessungen kalibriert werden. Der METEO-Analyzer in windPRO verarbeitet Solardaten genauso flexibel und umfassend wie Winddaten.

Die Berechnung der Verluste durch Verschattung ist der zweite Schwerpunkt, da hier durch gute Planung große Verbesserungen erzielt werden können. Die Verschattung durch vorgelagerte Modulreihen bei Freifeldanlagen oder Flachdächern sind die Hauptverlustkomponente für moderne PV-Anlagen, bei denen die maximale Flächenausnutzung im Fokus steht. Neigungswinkel versus Reihenabstand ist die wichtigste Optimierungsherausforderung. Auch eine Frage wie: Steht die Anlage zu nah am Wald? kann in Solar-PV schnell und einfach durch Testen verschiedener Alternativen beantwortet werden. Außerdem in der Tradtion von windPRO als WEA-Planungstool: Wie viel Verschattungsverlust entsteht durch Windenergieanlagen, wenn die PV-Anlage nahe einem Windpark platziert wird? Das fortschrittliche 3D-Schattenberechnungsmodell greift auf das Digitale Geländemodell von windPRO zurück, das schnell und einfach aus verschiedenen Online-Datenquellen erstellt werden kann. Damit wird auch die Verschattung durch Gelände berechnet, z.B. Solarmodule im Tal, die von Bergen verschattet werden, oder einfach nur Hügel in der Nähe des Solarparks, die dazu führen, dass die Sonne etwas früher untergeht.

SOLAR PV findet den optimalen Neigungswinkel für die Solarmodule und berücksichtigt dabei sowohl den Ertrag, der über Zeitreihen abgebildet wird, als auch die Verluste durch Verschattung. Für kontinuierlich nachgeführte Systeme wird "backtracking" einbezogen, also das Verhindern von übermäßiger Verschattung durch steil stehende vorgelagerte Module bei sehr niedrigen Sonnenständen.

In Bezug auf elektrotechnische Aspekte behandelt Solar-PV die Grundlagen, geht aber nicht auf Details ein wie die Gleichstromverkabelung, da diese Verluste gering sind und durch eine einfache Schätzung mit akzeptabler Qualität abgehandelt werden können. Für detaillierte Netzverlustberechnungen kann das windPRO-Modul eGRID verwendet werden.

Die Energieberechnung erfolgt immer auf Basis von Zeitreihen. Der durchschnittliche Degradationsverlust wird anhand der angegebenen erwarteten Lebensdauer und des jährlichen Degradationsverlusts aus den Modulspezifikationen berechnet.

SOLAR PV Ertragsberechnung Schritt für Schritt

→ Kurzanleitung zur Ertragsberechnung als PDF

• Vorbedingung: bestehendes windPRO-Projekt mit digitalem Geländemodell
  • Weiter unten finden Sie SOLAR PV-spezifische Anmerkungen zum digitalen Geländemodell
• Erzeugen Sie ein SOLAR PV-Objekt auf der Karte und digitalisieren Sie die Fläche(n) des Solarparks
• Definieren Sie die geometrischen Eigenschaften des Parks im Statusfenster des SOLAR-PV-Objekts
• Definieren Sie die Berechnungseinstellungen im gleichnamigen Fenster
• Führen Sie die Produktionsberechnung durch und bewerten Sie die Vorab-Ergebnisse
• Erzeugen Sie Berichte und/oder exportieren Sie die Ergebnisse

Workflow-Übersicht

 

Der Berechnungsablauf von Solar PV unterscheidet sich von den meisten anderen windPRO-Modulen:

1. Zuerst werden die Flächen für den Solarpark mittels des SOLAR-PV-Objekts auf der Karte digitalisiert (siehe SOLAR PV-Objekt)
2. Nach der Bearbeitung eines SOLAR-PV-Objekts öffnet sich das Statusfenster. Manuell kann es jederzeit durch Rechtsklick auf das Objekt → Statusfenster anzeigen aufgerufen werden. Im Statusfenster werden Eigenschaften bezüglich der Geometrie des Solarparks definiert, z.B. Modultyp oder Reihenabstand. Diese Eigenschaften beziehen sich jeweils auf eine gesamte (Teil)Fläche.
3. Das Fenster Berechnungseinstellungen wird vom Statusfenster aus aufgerufen. Dort werden Eingaben getätigt, die sich auf eine Ertragsberechnung beziehen, z.B. welche Strahlungsdaten verwendet werden, welche Typen von Hindernissen berücksichtigt werden etc. Nach Abschluss der Eingabe befinden Sie sich wieder im Statusfenster.
4. Dort wird mit Berechnung aktualisieren die Berechnung mit den Eingaben aus (1) Flächendefinition, (2) Geometrie und (3) Berechnungseinstellungen durchgeführt (vgl. Produktionsberechnung und die wichtigsten Ergebnisse direkt im Statusfenster als Tabelle ausgegeben. Entsprechen die Ergebnisse nicht den Erwartungen, können Änderungen in (1), (2) und (3) vorgenommen werden und erneut die Berechnung aktualisiert werden.
5. Mit Klick auf Neuer Bericht oder Bericht aktualisieren wird für die aktuelle Berechnung ein Bericht erstellt, der mit der bekannten Baumstruktur im windPRO-Berechnungsfenster erscheint.
6. Details zur Darstellung der Berichte werden hier erläutert.
7. Schon fertige Berechnungen im Berechnungsfenster können im Nachhinein geändert werden - Doppelklick auf die Berechnungsüberschrift öffnet die Berechnungseinstellungen; werden diese mit OK abgeschlossen, öffnet sich das Statusfenster, wo mit den Schritten 4 und 5 fortgefahren werden kann. Beachten Sie jedoch, dass jeweils die aktuellen Einstellungen bezüglich Flächendefinition und Geometrie angewandt werden.

Eine Besonderheit des Moduls SOLAR PV ist, dass eine Berechnung sich immer exakt auf ein Objekt, nämlich ein SOLAR PV-Objekt, mit dessen Einstellungen zum PV-Layout bezieht. Andere windPRO-Berechnungsmodule beziehen sich üblicherweise auf mehrere Objekte unterschiedlicher Typen.

Besonderheiten von Höhenmodellen in SOLAR-PV-Berechnungen

Das Digitale Höhenmodell (DHM) entscheidet sowohl über die Höhe der Solarmodule als auch die der verschattenden Elemente. Gute Höhendaten sind deshalb essenziell für eine korrekte Ertragsberechnung oder Visualisierung.

Die Module inkl. Unterkonstruktion werden von windPRO auf die Geländeoberfläche platziert, die durch das Höhenmodell definiert ist.

Wenn es viele kleine Unebenheiten in hoch aufgelösten Höhendaten gibt, kann dies zu unrealistischen Höhensprüngen zwischen einzelnen Modulen führen. Beim Bau eines Projekts wird der Boden vor dem Bau durch Aushub und Aufschüttung nivelliert, oder die Unterkonstruktion wird angepasst, um die Höhenunterschiede auszugleichen. Für die Ertragsberechnung müssen daher entweder die Höhendaten so angepasst werden, dass sie dies widerspiegeln, oder die kleinen Unebenheiten können durch die Verwendung weniger detaillierter Höhendaten kompensiert werden. Das Kombinieren von Modulen zu Tischen kann hier auch unterstützen, da die Tische bei der Platzierung als Einheit behandelt werden. Den besten Weg für das Projekt zu finden kann eine Herausforderung sein. Über die Onlinedienste von windPRO haben Sie in vielen Regionen Zugriff auf Höhendaten in unterschiedlichen Auflösungen.

Digitale Höhenmodelle (DHM) können einem von zwei Typen angehören:

• Digitales Geländemodell (DGM): Dieses gibt die Höhe der Geländeoberfläche an einer Position wieder.
• Digitales Oberflächenmodell (DOM): Dieses gibt die Höhe inklusive Bewuchs und Bebauung wieder.

Beim Platzieren von Solarmodulen werden die Höhenkoordinaten der unteren Kante (bzw. der Eckpunkte, die sie formen) verwendet. Die Module werden auf der Oberfläche des DHM platziert.

Bei Hindernis-Objekten entscheiden dagegen die Z-Werte aller vier Eckpunkte über die Höhe über NN. Soll der Boden des Hindernis-Objekts als waagrecht betrachtet werden(wie z.B. ein Haus), kann im Hindernis-Objekt die automatische Z-Höhen-Ermittlung ausgeschaltet werden und stattdessen die Höhe manuell eingegeben werden. Diese gilt dann für alle vier Ecken. Wenn natürliche verschattende Elemente (Wälder, Baumreihen) der Geländeform folgen, müssen sie in Form von mehreren kürzeren Hindernissen definiert werden.

Beachten Sie, dass ein DOM die Hindernisse bereits enthält und die Verschattung deshalb über die "Verschattung durch Gelände" abgedeckt würde. Diese ist allerdings eher auf Hindernisse in der Dimension von Bergen und Hügeln ausgelegt. Es sollte damit nicht der Einfluss eines kleinen, lokalen Hindernisses berechnet werden.

Die vier Wege, wie mit Höhendaten umgegangen werden kann:

Typ	Vorteil	Nachteil
Kein Geländemodell	Volle Kontrolle (Höhen manuell setzen)	Nur für waagrechte Modulflächen (und Dachflächen), da ansonsten falsche Verschattung zwischen Modulreihen berechnet wird
DGM	Nahegelegene Hindernisse können einfach digitalisiert werden	Erfordert bei Dachanlagen manuelle Berechnung des Bodenoffsets
DOM	Einfache Handhabung von Dachanlagen	Schwierige Handhabung von Hindernissen – evtl. manuelle Höhenzuweisung notwendig
DOM für Modulfläche (z.B. Dach), DGM für Umgebung	Kann sowohl mit Dachanlagen als auch mit Hindernissen gut umgehen	Erfordert aufwändige Vorbereitung der Höhendaten

Achtung:

• Zwischen Kartenbild und Höhendaten herrschen oft Verschiebungen von einigen Metern. In diesem Fall muss sich das Design des Solarparks am Geländemodell orientieren!

Hier z.B. eine Ostverschiebung der Höhendaten um ca. 3 m. Dies kann auch im EMD-Editor korrigiert werden.

• Rauschen (Signalschwankungen) in den hochaufgelösten Höhendaten kann zu fehlerhafter Modulorientierung führen. Dies kann z.B. behoben werden, indem der Bereich im EMD-Editor geglättet wird (Höhenraster-Objekt → Ebene bearbeiten → Werte ändern → Skalierung:0, Offset:Höhe ). Dasselbe Vorgehen sollte durchgeführt werden, wenn kleinere Unebenheiten in der Solarfläche vorhanden sind und die Grundfäche vor der Aufstellung der Module eingeebnet wird.

• Auch ohne TIN oder bei Verwendung eines DGM ist zusätzliche Verfügbarkeit von hochaufgelösten DOM-Daten vorteilhaft, um Höhen von Elementen zu ermitteln.

In der folgenden Abbildung wurden DGM und DOM in Höhenraster geladen. Im Titel der Ebenensteuerungs-Fenster wird die Höhe an der Cursorposition angezeigt (hier: 6,3 / 10,2 m). Die Differenz ist die Höhe der Oberflächenelemente (hier: Haus).

Strahlungsdaten

Die Strahlungsdaten, die für die Ertragsprognose verwendet werden, werden in der Software über das METEO-Objekt hinterlegt.

Dieses kann:

• In den Berechnungseinstellungen der SOLAR PV-Berechnung automatisch erzeugt werden. Hierfür ist keine Lizenz für das METEO-Modul notwendig.
• Wenn eine Lizenz für das METEO-Modul vorliegt kann das Objekt auch manuell erzeugt werden. In diesem Fall können neben den Daten aus meteorologischen Quellen (siehe Berechnungseinstellungen erstes Register) auch die Daten eigener Datenlogger eingelesen werden

Weitere Informationen zum METEO-Objekt sowie dem dazugehörigen Meteodaten-Vergleichswerkzeug METEO-Analyzer finden Sie auf den entsprechenden Wiki-Seiten.

SOLAR PV-Objekt

Das SOLAR-PV-Objekt funktioniert ähnlich wie z.B. das WEA-Flächen-Objekt oder das Höhenlinien-Objekt: Es wird auf der Karte platziert und hat eine spezifische Position, tatsächlich ist es aber ein Datencontainer für digitalisierte Solarparkflächen und deren Eigenschaften.

"Solarparkfläche" bezeichnet hier jeweils eine Fläche, in der Module mit einheitlicher Konfiguration (Modultyp, Reihenabstände, Winkel, Tischkonfiguration etc.) verwendet werden. Wenn Sie einen ausgedehnten Solarpark planen, in dem in verschiedenen Bereichen verschiedene Modultypen verbaut werden, so stellen Sie dies durch mehrere Teilflächen in einem SOLAR-PV-Objekt dar.

Platzieren Sie ein SOLAR-PV-Objekt in die Nähe des Solarpark-Standorts:

Die exakte Position ist nicht von Belang, sollte aber in der Nähe der PV-Fläche sein, da die Top-Of-Atmosphere-Daten (TOA-Daten) für diese Position ermittelt werden.

Der Cursor wechselt direkt nachdem das Objekt platziert wurde in den Zeichenmodus und Sie können beginnen, die erste PV-Fläche zu digitalisieren (stellen Sie sicher, dass die Feststelltaste (CAPS LOCK) nicht aktiv ist):

Um die Fläche zu schließen, Rechtsklick → Stop .

Die Fläche wird automatisch mit Solarmodulen gefüllt (Beachten Sie, dass Sie evtl. einzoomen müssen, um diese zu sehen).

In der oberen Bildschirmhälfte hat sich das Statusfenster geöffnet. Hier können Sie die Eigenschaften der Fläche ändern. Klicken Sie nach Änderungen, die das Layout betreffen, auf den Knopf GEWÄHLTE Fläche aktualisieren, so wird das Modullayout aktualisiert.

Die Fläche wird so gefüllt, dass die maximale Menge Module untergebracht wird. Standardmäßig werden Modulreihen in der PV-Fläche zentriert, und es werden nur Module platziert, die bei Modulneigung 0° vollständig innerhalb der Fläche liegen (Letzteres hat den Zweck, dass sich die Modulanzahl nicht unerwartet ändert, wenn die Neigung geändert wird). Sollen die Reihen nicht zentriert sein oder werden spezifische Abstände benötigt, kann dies mit Tischanordnung (im Statusfenster) geändert werden:

Es können Ausschlussflächen definiert werden, um z.B. Bereiche für Trafostationen oder Zuwegung frei zu halten. Diese Definieren Sie durch Rechtsklick auf einen Eckpunkt der zu digitalisierenden Fläche auf der Karte:

→ Neue Solar-PV-Fläche erzeugen

Im folgenden Fenster mit den Flächeneigenschaften setzen Sie das Häkchen ganz oben:

(Hier klicken für Versionen vor windPRO 3.5)

Achtung: Wenn zwei Ausschlussflächen sich überlappen, negieren sie sich.

Hier eine Fläche mit zwei Ausschlussflächen, die bei der Modulfüllung ausgespart bleiben:

Rechts unten in pink eine zusätzliche Teilfläche innerhalb desselben SOLAR-PV-Objekts. Um unterschiedliche Einstellungen für die Teilflächen eines SOLAR-PV-Objekts zu treffen, wählen Sie die Teilflächen im Statusfenster über das Fläche-Menü aus:

TIPP: Bei größeren Solarparks kann die Berechnung der Verschattung zeitraubend sein. Die Verschattungsberechnung kann für einen schnellen Vorab-Überblick in den SOLAR PV Berechnungseinstellungen deaktiviert werden.

Ost-West-Ausrichtung

Derzeit ist eine Ost-West-Ausrichtung von Modulen nur mit einem Trick möglich. Platzieren Sie hierfür zwei PV-Flächen übereinander, von denen eine eine Modulausrichtung von 90° und die andere von 270° hat. Die Ränder der beiden Teilflächen müssen anschließend feinjustiert werden, so dass die Module korrekt zueinander liegen. Hierfür ist es hilfreich, ein Kamera-Objekt zur Visualisierung zu verwenden:

Statusfenster SOLAR-PV-Objekt (Flächeneigenschaften)

Das Statusfenster eines SOLAR-PV-Objekts ist ein Bindeglied zwischen dem Kartenobjekt (SOLAR-PV-Objekt) und einer dazugehörigen AEP-Berechnung.

Es hat zwei Funktionen:

1. Es dient der Ansicht und Änderung der Modul- und Layouteigenschaften für die Teilflächen eines SOLAR-PV-Objekts.
2. Über das Statusfenster werden die Optionen für die Ertragsberechnung – z.B. die Quelle der Strahlungsdaten – definiert.

Modul- und Layouteigenschaften

Fläche: Auswahl der Teilfläche innerhalb des SOLAR-PV-Objekts. Für jede Teilfläche können unterschiedliche Modul- und Layouteigenschaften gelten. Wenn das SOLAR-PV-Objekt im Bearbeitungsmodus ist, ist stets die Fläche ausgewählt, die gerade auf der Karte bearbeitet wird (außer wenn es eine Ausschlussfläche ist). Mit der ...-Schaltfläche können Sie den Namen und die Farbe ändern, die Fläche löschen oder auf der Kartenansicht zeigen. IM Abschnitt darunter wird die Größe der gewählten Fläche und die Summe aller Flächen sowie nach gleichem Prinzip Modulanzahl, GCR (Ground Coverage Ratio) und Nennleistung (Modulvorderseite) angezeigt. Bei Bifazialmodulen wird die tatsächliche Maximalleistung höher sein, diese ergibt sich aber erst aus den Klima- und Umgebungsbedingungen und kann nicht angezeigt werden.

Werden einer oder mehrere der Parameter im Statusfenster geändert, werden die Änderungen mit dem Knopf Diese Fläche aktualisieren angewandt.

Alternativ auf ALLE Flächen:

PV-Modul Layout

Modulorientierung: Hochformat oder Querformat. windPRO prüft anhand der Modulorientierung, ob die Bypass-Dioden die Module in horizontale Streifen teilen (Normalfall) oder in vertikale Streifen (Warnmeldung "Bypass-Dioden prüfen!"). Der Normalfall wird für Freifeld-Anordnungen empfohlen, in der eine Modulreihe bei Sonnentiefstand durch die davor liegende Reihe teilverschattet wird. Außerhalb dieses Standardfalls, z.B. bei Dachflächenanlagen, kann eine Unterteilung in vertikale Streifen durchaus sinnvoll sein.

Modultisch: Modultische kombinieren konstruktiv eine feste Anzahl PV-Module horizontal und/oder vertikal. Werden Modultische verwendet, kann die Dimension hier definiert werden. Über Tischanordnung kann die Ausrichtung der Modultische mit Bezug auf die Fläche festgelegt werden. Die Standardeinstellung ist dabei, dass sich die Module bei linksbündiger Ausrichtung mit 0° Neigung komplett innerhalb der Fläche befinden.

Tischneigung/Feste Neigung 0° ist horizontal. Standardmäßig wird von windPRO anfangs der Winkel verwendet, der auf dem Breitengrad des Projekts die größte Produktion eines verschattungsfreien PV-Moduls ergibt. Häufig werden in der Praxis aber geringere Winkel verwendet, um ein wirtschaftliches Maximum zu erzielen. Dabei spielen die Verschattung durch vorgelagerte Modulreihen eine Rolle, die Anzahl möglicher Module pro Fläche, der Bodenwert, aber auch Windlasten, Anteil diffuser Strahlung, Kosten für die Unterkonstruktion, Strombörsenpreis nach Tageszeit bis hin zur Verfügbarkeit von Agrarsubventionen, wenn zwischen den Modulreihen noch Landwirtschaft betrieben werden kann. Mit der ...-Schaltfläche wird der Neigungswinkel anhand des Referenzmoduls für die beste Proktion bei geringster Verschattung optimiert. Basis dafür sind die weiter oben definierten Berechnungseinstellungen.

Tischneigung/Tracking: siehe [SOLAR PV-Objekt#Tracking-Module|Tracking-Module]]

Azimut: Die Winkelangaben folgen dem generellen Standard in windPRO, 0° ist Nord, 90° Ost, 180° Süd, 270° West. Nach Erzeugen einer Fläche sind die PV-Module zunächst auf den Äquator ausgerichtet (also auf der Nordhalbkugel 180°, auf der Südhalbkugel 0°).

Bodenfreiheit: Abstand vom Boden zum Modul. Bei fixem Neigungswinkel: Abstand zur unteren Modulkante. Bei nachgeführten Modulen: Abstand zur Modulmitte, wo üblicherweise die Nachführung montiert ist.

Reihenabstand: Der Reihenabstand gilt für alle Modulreihen innerhalb einer PV-Fläche. Er misst von der Unterkante der Module einer Reihe bis zur Unterkante der Module der nächsten Reihe, schließt also die Modulfläche mit ein. Der Reihenabstand kann pro Fläche frei gewählt werden.

Rechte Seite - Berechnungseinstellungen - Modul

Modul: Mit ... können Sie anfangs zwischen einigen generischen Modultypen wählen. Es können aber auch eigene Modultypen definiert und gespeichert werden (siehe Modulspezifikationen).

Diese Fläche bifazial rechnen: Wird genutzt bei Modulen mit transparenter Rückseite, die dadurch zur Stromerzeugung beitragen kann. Die Option ist nur verfügbar, wenn der gewählte Modultyp bifaziale Berechnung unterstützt. Hauptsächlich wird die am Boden reflektierte Strahlung (Albedo) genutzt, bei entsprechenden Winkeln kann es aber auch direkte und diffuse Bestrahlung sein. Der Reduktionsfaktor für die geringere Effizienz auf der Modul-Rückseite wird (Standard = 0,75) in den Moduleigenschaften definiert.

Rechte Seite - Berechnungseinstellungen - Wechselrichter

siehe weiter unten

Rechte Seite - Berechnungseinstellungen - Sonstiges

Referenzmodul für Berechnung verwenden: Ein wichtiges Feature für die Planung, denn so werden auch große Solarparks in kurzer Zeit berechnet. Dafür wird ein großer Park nach dem Ähnlichkeitsprinzip in kleinere PV-Flächen aufgeteilt, für jeweils ähnliche Bedingungen innerhalb der Fläche. Für jede einzelne PV-Fläche wird ein repräsentatives Referenzmodul festgelegt oder manuell ausgewählt per Rechtsklick, während sich das Solar PV-Objekt im Bearbeitungsmodus befindet. Wenn es z.B. im Gelände einen Ost-West-Hang gibt und außerdem ein Gefälle im Nord-Süd-Ausrichtung, sollten jeweils einzelne PV-Flächen pro Hang erstellt werden. Wenn es kritische Verschattung wie WEA, bzw. Hindernisse gibt, erstellen Sie auch dafür eine separate Fläche. Das Referenzmodul ist als Modul"stapel" zu verstehen: Wenn ein Tisch vertikal mehrere Module enthält und dabei die unteren Module stärker verschattet werden als die oberen, wird der ganze Stapel berücksichtigt.

Albedo von Berechnungseinstellungen: Albedo bestimmt das Rückstrahlvermögen einer Oberfläche. Das Feld aktiviert die Übernahme der Albedo-Definition aus den Berechnungseinstellungen, Register Verluste. Ist das Feld nicht aktiviert, kann direkt hier der passende Wert ausgewählt werden.

Schatten zeigen: Zeigt auf den auf der Karte dargestellten Modulen der PV-Fläche den Schatten von benachbarten WEA. Siehe Visualisierung von Modulverschattung

Rechte Seite - Visualisierungseinstellungen - Modul

Modul: Mit ... können Sie anfangs zwischen einigen generischen Modultypen wählen. Es können aber auch eigene Modultypen definiert und gespeichert werden (siehe Modulspezifikationen).

Rechte Seite - Visualisierungseinstellungen - Fotomontage

3D-Ansicht zeigt eine 3D-Ansicht eines Modultischs, basierend auf dem ausgewählten Modultyp und ggf. der Unterkonstruktion:

Unterkonstruktion

Die Einstellungen in dieser Sektion sind beschrieben unter Visualisierungen von Solarparks.

Modulspezifikationen

Wähle...: Auswahl aus den gespeicherten Modultypen. Anfänglich existiert eine Anzahl generische Modultypen, die Liste kann aber durch eigene gespeicherte Module erweitert werden. Module werden als Dateien (unter windPRO Data\PVPanels\) abgespeichert, so dass sie einfach zwischen Nutzern ausgetauscht werden können.

Bearbeiten: Bearbeitet den aktuell gewählten Modultyp (siehe unten). Wenn es sich dabei um einen der vordefinierten generischen Modultypen handelt, muss dieser unter einem neuen Namen gespeichert werden. Selbst angelegte Modultypen können frei verändert werden.

Neu: Öffnet eine Eingabemaske für Moduleigenschaften:

Dateiname: Wird beim Speichern festgelegt

Modultyp: Optionen: Monokristallin, Polykristallin, Amorph/Dünnschicht, Nicht-Standard. Anhand des Modultyps wird abgeschätzt, ob die angegebene Peak-Leistung im realistischen Rahmen für die Technologie ist.

Äußere Abmessungen: Länge der langen und der kurzen Seite des Moduls.

3D-Daten (.dae): windPRO enthält eine Anzahl vordefinierter Modulmodelle für die 3D-Visualisierung (windPRO Data\3D.dae_models\Solar panels). Es können auch eigene 3D-Modelle im Collada-Format (*.dae) verwendet werden. Die Checkbox Das .dae-Modell enthält das gesamte Visualisierungsmodell [...] verhindert, dass durch windPRO Anpassungen der .dae-Datei vorgenommen werden. Lesen Sie hierzu auch Visualisierungen von Solarparks.

Pmax (W): Peak-Leistung des Moduls. Der angegebene Wirkungsgrad basiert auf den Standard-Testbedingungen (STC) mit einer Einstrahlung von 1000 W/m² und 25°C Modultemperatur (Pmax/m²/1000). Bei Bifazialmodulen darf P_max nicht erhöht werden um die zusätzliche Leistung der Rückseite. Dies würde in der Berechnung zu einem Fehler führen.

Temperaturkoeffizient [%/°C]; Nennbetriebstemperatur (NOCT) [°C]: Der Modulspezifikation zu entnehmen.

Bypass-Dioden: Dienen zur Reduktion von Verschattungsverlusten. Ohne Bypass-Dioden würde ein Modul bereits bei Verschattung eines kleinen Flächenanteils komplett ausfallen. Bypass-Dioden teilen das Modul in eine Anzahl Felder auf; so wird erreicht, dass bei Verschattung jeweils nur das Feld / die Felder, in denen Verschattung auftritt, ausfällt.

Der breiteste Einsatz für Bypass-Dioden ergibt sich daraus, dass bei Reihenanordnung von Solarmodulen eine Reihe bei Sonnentiefstand durch die vorgelagerte Reihe verschattet werden kann. Üblicherweise teilen die Bypass-Dioden das Modul deshalb in horizontale Felder auf. Da ein Modul im Hoch- oder im Querformat montiert werden kann, verwenden wir hier die allgemeineren Bezeichnungen "Lange Seite / Kurze Seite".

Schwelle (%): Die Schwelle gibt an, ab wie viel Prozent Verschattung ein Bypass-Feld als ausgefallen gilt.

Bifazial: Bifaziale Module nutzen die Solarstrahlung auf beiden Seiten des Moduls, indem das Trägermaterial der PV-Zellen transparent gestaltet wird. Der Bifazial-Reduktionsfaktor kompensiert die geringere Effzienz der Rückseite. Als Standardwert wird 0,75 angesetzt, dies kann aber nach den Angaben des Modulherstellers und Besonderheiten der Konstruktion (Verschattung durch Unterkonstruktion) angepasst werden. Achtung: Pmax sollte bei Bifazial-Modulen nicht um die Leistung der Rückseite manuell erhöht werden, dies würde die Berechnungen verfälschen.

Tracking-Module

Seit windPRO 3.5 können auch Erträge aus einachsig nachgeführten Modulen ("Tracking") berechnet werden. Das kann entweder über fixe, manuelle Einstellungen für bestimmte Zeiträume geschehen oder über die permanente Nachführung.

Durch manuelle Nachführung wird die Modulneigung je nach Jahreszeit, monatlich oder wöchentlich eingestellt, üblicherweise für nach Süden ausgerichtete Module. Über eine Optimierungsfunktion wird der beste Winkel bestimmt, um den höchsten Ertrag zu erhalten. Backtracking bewirkt eine geringere Neigung bei niedrigen Sonnenwinkeln, um mehr Verschattungsverlust als Gewinn durch die Neigung zu verhindern, und wird in die Berechnung einbezogen, wenn die Verschattungsverluste in den Berechnungseinstellungen aktiviert sind. Durch einen Vergleich der vorgeschlagenen Winkel je einmal mit und einmal ohne Berücksichtigung der Verschattungsverluste, können die Gewinne durch Backtracking abgeschätzt werden. Werte unten verwenden fixiert diese Werte und spart dadurch Berechnungszeit. Wenn Änderungen an den Modul(tisch)en, Dimensionen oder Reihenabständen durchgeführt werden, sollten die Winkel immer überprüft / neu berechnet werden.

Für die permanten Nachführung aktivieren Sie idealerweise immer Backtracking, um Modulverschattung zu vermeiden. Für eine schnelle Berechnung kann hier das Referenzmodul gewählt werden, für die detailliertere Berechnungen, besonders in hügeligem Gelände, ist es sinnvoller für jeden Modultisch mit Worst-case-Annahmen zu rechnen. Die Einstellung ist jedoch auch davon abhängig, was im tatsächlichen Projekt realisierbar ist, es gibt auch Parks, die über ein "Team-Tracking" nachgeführt werden, um die gesamten Schatteneinflüsse möglichst gering zu halten.

Wechselrichter

Wechselrichter konvertieren den Gleichstrom (DC) der PV-Module in Wechselstrom (AC) fürs Netz. Die Wechselstromleistung der Wechselrichter ist üblicherweise geringer als die summierte Gleichstromleistung der PV-Module. Dies ist teilweise so, weil physikalische Verluste bereits einkalkuliert sind, teilweise aber auch weil die Einsparungen durch kleinere Wechselrichter und Netzanbindungen die Verluste durch die gekappten Produktionsspitzen ausgleichen.

Für jede Teilfläche kann das AC/DC-Verhältnis sowie die Leistung des Wechselrichters angegeben werden, die Anzahl benötigte Wechselrichter pro Teilfläche wird aufgrund der Angaben ermittelt.

Über Bearbeiten können die Wechselrichter einer Teilfläche bzw. aller Flächen angepasst werden:

Der vorgegebene Wirkungsgrad sowie die Eigenverbräuche sind bei Standardeinstellung eher auf der konservativen Seite. Wenn Sie sich bereits für ein konkretes Wechselrichter-Modell entschieden haben, sollten Sie diese Werte anhand des Wechselrichter-Datenblatts konkretisieren. Wenn der Eigenverbrauch in Betrieb nicht ausgewiesen ist, so kann versucht werden, diesen anhand der der Wirkungsgrad-Grafiken im Datenblatt zu rekonstruieren. Durch Doppelklick auf die Wirkungsgrad-Grafik in windPRO können die Grafikwerte tabellarisch angezeigt werden. Passen Sie den Eigenverbrauch so lange an, bis wichtige Schlüsselwerte der Kennlinie des Wechselrichter-Herstellers entsprechen:

Hier wurde versucht, 96% bei 5% Last und 98% bei 10% Last zu erreichen (entsprechend der roten Kurve für 720 V). Aufgrund der Berechnungsformeln wird es nicht immer möglich sein, die Werte genau zu treffen, aber eine akzeptable Annäherung ist in der Regel möglich.

Die Handhabung von Wechselrichtern und die zugrundeliegenden Formeln basieren auf dem Sandia Wechselrichter-Modell, das von Programmen wie SAM (NREL) verwendet wird.

Tip: Wenn das Projekt Wechselrichter hat, die mehrere Teilflächen bedienen, kann die Wechselrichter-Leistung z.B. auf 25% reduziert werden. Es werden dann mehr Wechselrichter angenommen, aber mit skalierten Wirkungsgraden werden die Verluste genauso hoch sein wie bei den tatsächlichen großen Wechselrichtern. (Denken Sie daran, den Eigenverbrauch genauso wie die Leistung zu skalieren, wenn nicht die Standardeinstellungen verwendet werden)

Wechselrichterauslegung bei Bifazial-Modulen

Bei der Verwendung von Bifazial-Modulen kann die Maximalleistung über die in den Moduldaten angegebene Leistung hinausgehen. Daher kann es in diesem Fall notwendig sein, die Größe oder die Anzahl der Wechselrichter zu erhöhen. Dies wird durch eine Erhöhung des AC/DC-Verhältnisses in der Wechselrichter-Spezifikation erreicht. Dieses beträgt standardmäßig 0,9, und wenn dieses Verhältnis verwendet wird, sollte es nicht notwendig sein, es zu erhöhen. Für typische Großanlagen wird das Verhältnis auf rund 0,7 reduziert, um die Wechselrichterkosten zu optimieren. In diesem Fall sollte bei bifazialen Anlagen ein Verhältnis von z.B. 0,8 verwendet werden. Um die optimale Dimensionierung zu erhalten, müssen die Kosten der eingesparten Wechselrichter mit dem berechneten Verlust durch Wechselrichter-Clipping (Verlust von Ertrag, wenn die Wechselrichter unterdimensioniert sind) verglichen werden.

Berechnungseinstellungen

SOLAR PV-Objekt Statusfenster → Berechnungseinst. 

Alternativ:

Modulfenster → Doppelklick Modul SOLAR PV 

Auf dem Register Start wird ein Name für die Berechnung angegeben und (bei Aufruf über das Berechnungsfenster) das SOLAR PV-Objekt gewählt, auf dem die Berechnung basieren soll.

Register Meteodaten

Wenn dies die erste Berechnung am Standort ist und noch keine Strahlungs-Zeitreihen heruntergeladen wurden, starten Sie mit Datendownload (an der Position, an der sich oben die Schaltfläche Daten aktualisieren befindet). Es wird geladen:

Als Strahlungsdatensatz:

• HelioSat (SARAH)-Daten (West / East) ab 1999, sofern diese in der Standortregion verfügbar sind (Abdeckung siehe unten)
• Ansonsten ERA5(T)-Daten ab 1999 (weltweit verfügbar)

Als Temperatur- und Luftfeuchtigkeits-Datensatz:

• ERA5-Daten ab 1999 (weltweit verfügbar)

In allen drei Kategorien können Sie alternativ über die Dropdown-Menüs auf Daten in existierenden METEO-Objekten zurückgreifen.

Die Luftfeuchtigkeit wird nicht unbedingt benötigt, ermöglicht aber eine bessere Aufteilung der Globalstrahlung in direkte und diffuse Strahlung, was sich auf die Genauigkeit der Produktionsberechnung auswirkt.

Das Langzeit-Jahresmittel der geladenen Zeitreihe wird angegeben, im obigen Screenshot 1.070 kWh/m²/a. Prüfen Sie, ob dieser Wert in einem realistischen Rahmen ist, z.B. auf www.globalsolaratlas.info.

Wenn Sie größere Unterschiede feststellen, überprüfen Sie Ihre Datenquellen. Wenn sie eine eigene Messung verwenden, könnte diese z.B. mit einem geneigten statt einem horizontalen (=Standard) Sensor gearbeitet haben.

Für die Solarstrahlungs-Zeitreihe wird automatisch ein Zeitoffset ermittelt, um den Sonnenhöchststand korrekt zu erfassen.

Der Temperatur-Standardwert wird verwendet, wenn kein Temperatursignal verfügbar ist.

Die Luftfeuchtigkeit wird verwendet, um die Globalstrahlung in direkte und diffuse Strahlung aufzuteilen. Ohne Luftfeuchtigkeits-Zeitreihe wird für diese Aufteilung ein vereinfachtes Modell verwendet.

Zeitraum: Es wird empfohlen, für frühe Entwurfsphasen einen Zeitraum von einem Jahr zu verwenden, da dies die Berechnungszeit gegenüber z.B. einer 20-Jahres-Zeitreihe um einen Faktor 10 reduziert. Für Berechnungen, bei denen maximale Genauigkeit essenziell ist, sollte die Meteonorm-Referenzperiode von 2000 - 2019 verwendet werden.

In jedem fall wird jedoch stets mindestens eine 1-Jahres-Zeitreihe benötigt. Wenn die Datenbasis kein volles Jahr umfasst oder große Lücken hat, wird mit Daten aufgefüllt, die anhand des Verhältnisses von TOA (Top-of-Atmosphere) und angegebener Zeitreihe für die nächstgelegenen Zeitstempel skaliert werden. Hierauf kann auf dem Register Ausgabe zusätzlich Einfluss genommen werden.

Offset-Rechner

Da die Strahlung an der Oberkante der Atmosphäre (Top of Atmosphere, TOA) zur Aufteilung der Globalstrahlung in diffuse und direkte Strahlung verwendet wird, ist es äußerst wichtig, dass die TOA-Daten zeitlich an die verwendeten Daten angeglichen wird. Diese Anpassung wird automatisch vorgenommen, kann aber auch über die Schaltfläche ... unter Offset (Minuten)' modifiziert werden.

Ausgehend vom sonnigsten Tag jedes Monats wird die obere Hälfte der Strahlungsdaten an ein Polynom 2. Grades angepasst und der oberste Punkt als höchster Sonnenstand identifiziert, der dann mit dem Zeitpunkt des theoretischen Maximums am jeweiligen Standort abgeglichen und die erforderliche Zeitanpassung für jeden Monat automatisch ermittelt wird.

Damit wird sichergestellt,

• dass auch Daten, die nicht exakt vom Standort stammen, den Strahlungsverlauf dort gut reproduzieren,
• diese gut mit den Top-of-Atmosphere Daten übereinstimmen (die wiederum für die Aufteilung in diffuse und direkte Strahlung eine wichtige Rolle spielen)
• und – da dasselbe mit einer eventuellen Kalibrierungszeitreihe durchgeführt wird – dass auch beim Kalibrieren vermieden wird, Daten unterschiedlicher Sonnenstände miteinander in Beziehung zu setzen.

Beachten Sie, dass bei vor Ort gemessenen Zeitreihen eine Verschattung, die zu regelmäßigen Tageszeiten stattfindet, dazu führen kann, dass die Automatische Anpassung des Polynoms nicht optimal funktioniert. In diesem Fall sollte der Manuelle Modus verwendet werden, um die beste Anpassung zu finden.

Diffuse und direkte Strahlung, horizontale und geneigte Flächen

Das neue Standardmodell für die Unterteilung in direkte, diffuse und reflektierte Einstrahlung ist das Erbs-Modell, das z.B. auch von PVSYST verwendet wird. Das frühere Modell, das in windPRO und PVSYST verwendet wurde, war das Reindl-Modell, das nach wie vor verfügbar ist und in der Dokumentation für die Schwestersoftware von windPRO, energyPRO, beschrieben wird: Solarkollektoren und Photovoltaik in energyPRO.pdf. Dort werden sowohl die vereinfachte Methode als auch die unter Berücksichtigung der Luftfeuchtigkeit beschrieben.

Das neue Standardmodell für die Umrechnung der Einstrahlung von horizontalen auf geneigte Flächen ist das Perez-Modell - als Alternative ist auch das Hay-Modell verfügbar.

Mit den neuen Standardmodellen wird in der Regel eine höhere Produktion berechnet. Dies wird jedoch durch eine höhere Standardverlustberechnung kompensiert, siehe SOLAR PV Sonstige Verluste

Datenlücken/Erweiterung von Zeitreihen

Das Füllen von Datenlücken und die Erweiterung von zu kurzen Zeitreihen basiert auf der TOA (Top-of-Atmosphere)-Strahlung des jeweiligen Zeitpunkts, Längen- und Breitengrads. Diese wird durch die nächstgelegenen Datenpunkte der lückenhaften Zeitreihe geteilt. Der gefundene Quotient wird als Skalierungsfaktor auf die TOA-Daten des Lückenzeitraums angewandt.

Hierbei werden immer mindestens 3 Zeitstempel vor und nach der Lücke zur Berechnung des Quotienten verwendet. Wenn die Lücke längere Zeiträume umfasst, wird aber auch der Zeitraum zur Berechnung des Quotienten länger gewählt, bis zu einer maximalen Länge von 1 Monat vor und nach der Lücke.

Soll eine unterjährige Zeitreihe auf ein Jahr erweitert werden, wird die Methodik angepasst. Soll z.B. eine Zeitreihe von Januar bis Oktober auf ein Jahr erweitert werden, so wird der TOA-Skalierungsfaktor für die beiden fehlenden Monate, November und Dezember, aus den vorhandenen Daten der beiden Randmonate Oktober und Januar gebildet – mit der Besonderheit, dass der Januar hier tatsächlich 10 bzw. 11 Monate vor der Lücke liegt. Bei der Erweiterung einer Zeitreihe werden maximal 3 Monate Daten vor bzw. nach dem fehlenden Zeitraum für die Berechnung des Skalierungsfaktors herangezogen.

Auswirkung der Lückenfüllung auf gemittelte und kumulierte Produktionen

Bei den verschiedenen Berechnungsabläufen müssen gleichzeitig unterschiedliche Ziele im Auge behalten werden. Daher kann es vorkommen, dass die Daten aus einem spezifischen Blickwinkel betrachtet nicht logisch oder sogar fehlerhaft erscheinen, z.B. dass Daten, deren Lücken gefüllt wurden, ein niedrigeres Strahlungsniveau haben als solche, bei denen keine Lücken gefüllt wurden.

Diese Unterschiede werden im Folgenden erläutert.

Angabe auf dem Meteodaten-Register:

"Gap filled" bezieht sich auf diese Einstellung auf dem Register Ausgabe:

Es wird empfohlen, Datenlücken automatisch füllen zu lassen. Dies ist in SOLAR PV die Standardeinstellung.

Die Lückenfüllung kann deaktiviert werden, in diesem Fall sollten Sie aber des Problems gewahr sein, dass Datenlücken bei allen Berechnungen gemittelter Produktionen ignoriert werden (z.B. der obigen Angabe auf dem Register Meteodaten), bei der Berechnung kumulierter Produktionen anhand von Zeitreihen aber evtl. als Nullproduktionen einbezogen werden.

Dies kann zu empfundenen Inkonsistenzen zwischen verschiedenen Teilen der Berichte führen:

• Wenn im Januar nur für 30 von 31 Tagen Daten vorliegen, so werden bei der Berechnung des Mittels einer spezifischen Monatsstunde auch nur die 30 Werte verwendet. Rechnet man dieses Monatsstunden-Mittel dann auf einen vollen Januar – 31 Tage – hoch, entspricht dies der Annahme, dass am 31. Tag Verhältnisse herrschten, die dem Mittel der 30 vorhandenen Tage entsprechen. Dies wird so gehandhabt, da ansonsten bei niedrigen Verfügbarkeiten in einem Monat höchst irreführende Werte in den entsprechenden Tabellen auftreten würden.

Bei kumulierten Erträgen wird unterschieden zwischen (jeweils unter der Annahme, dass Dagenlücken nicht gefüllt werden):

• Zeitreihen-Ertrag: Wird dieser für den ganzen Januar anhand der (lückenhaften) Zeitreihe berechnet, so wird für die Lücke keine Produktion anfallen und die Gesamtproduktion des Januar entspricht tatsächlich nur der Produktion für die 30 Tage.
• Jahresertrag: Liegt eine mehrjährige Zeitreihe vor, dann wird für eine Datenlücke in einem spezifischen Jahr ein Mittelwert der Produktionen desselben Zeitpunkts in den anderen Jahren verwendet. Liegt nur eine einjährige Zeitreihe vor oder liegen in keinem der Jahre Produktionen für den Lückenzeitpunkt vor, so wird (wie bei Zeitreihen-Ertrag) eine Produktion von 0 angenommen.

Um diese Inkonsistenzen zu vermeiden, wird empfohlen, Datenlücken füllen zu lassen. Dies ist für Solarenergie-Zeitreihen relativ gut machbar, anders als für Windenergie, deren Schwankungen sich nur schwer künstlich generieren lassen.

Skalieren von Daten

Berechnungseinstellungen → Register Meteodaten → [X] Strahlungsdaten bearbeiten 

Strahlungsdaten können skaliert werden. Die offensichtlichste Anwendung ist, wenn eine lokale 1-Jahres-Messung vorliegt, die verwendet werden kann, um Langzeitdaten zu kalibrieren. Eine weitere Anwendung wäre, wenn modellierte Daten mit einem bekannten Bias verwendet werden, z.B. Mesoskalen-Daten. Da Mesoskalenmodelle die Wolkendecke in der Regel nicht gut genug modellieren können, zeigen diese häufig erhöhte Strahlungswerte, häufig bis um 25%. Wenn keine besseren Daten verfügbar sind, können diese durch Skalierung dennoch nutzbar gemacht werden.

Im folgenden Beispiel war bekannt, dass ein Langzeitmittel von etwa 970 kWh/m²/a erwartet wird. Die Originalzeitreihe hatte ein höheres Langzeitmittel, und durch die Anwendung eines Skalierungsfaktors von 0,97 (rote Markierung) wurden die Daten auf das gewünschte Niveau skaliert (das Niveau wird rechts unter "Erwartetes Langzeitmittel" angezeigt):

Wenn eine Berechnung mit dieser Skalierung durchgeführt wird, wird die Skalierung auf jeden einzelnen Zeitstempel angewandt.

Es sind weitere, unterschiedlich detaillierte Skalierungen möglich (Farben beziehen sich auf Markierungen in Screenshot oben):

• Rot (Strahlungsdaten bearbeiten / Skalierung): Nur globale Skalierung mit einem Faktor für alle Zeitstempel
• + Grün (Monatliche skal.): Zusätzlich eine Verschiebung der Gewichtungen zwischen den Monaten, z.B. um einen Jahresgang besser abbilden zu können
• + Blau (Stunde): Zusätzlich eine Skalierung nach Sonnenstand (bezogen auf Stunden nach Sonnenauf- bzw. vor Sonnenuntergang – Details siehe unten
• Orange (Monat/Stunde): Individuelle Skalierung nach Tageszeit für jeden Monat individuell. (Diese Option ist vermutlich nur in wenigen Fällen praktikabel)

Während Skalierungsfaktoren angegeben werden, wird laufend der Wert des Langzeit-Jahresmittels (auf dem Screenshot mittig rechts) aktualisiert. So kann durch sukzessives Anpassen der globalen Skalierung (rot) z.B. der Zielwert von www.globalsolaratlas.info verfolgt werden.

Skalierung nach Sonnenstand

Die Skalierungsfaktoren beziehen sich nicht auf die Zeile, in der sie eingetragen werden, sondern auf die Stunden nach Sonnenaufgang (bzw. vor Sonnenuntergang):

Bitte beachten Sie, dass der Faktor in windPRO nicht wie in diesem Screenshot in die Tabelle eingetragen wird (orange Felder). Die Werte in den orangen Feldern in diesem Screenshot wurden zum besseren Verständnis nachbearbeitet.

Skalierung mit alternativen Daten kalibrieren

Berechnungseinstellungen → Register Meteodaten → [X] Strahlungsdaten bearbeiten → [X] Skalierung mit alternativen Daten (Messung) kalibrieren 

Lokal gemessene Daten für eine Periode (dies sollte mindestens 1 Jahr sein) können mit Modelldaten, die für lange Perioden vorliegen, langzeitkorrigiert werden. Durch die Bestimmung des Zeit-Offsets beider Zeitreihen werden die Bedingungen für die Kalibrierung optimiert.

Auto-Skalierung:

Anhand der zeitgleichen Daten berechnet die Auto-Skalierung die Faktoren, welche zur besten Übereinstimmung zwischen Langzeitdaten und Standortmessung führen. Hierfür stehen dieselben zeitlichen Auflösungen zur Verfügung, wie bei der manuellen Skalierung (Allgemein; Monatlich; Tagesstündlich; Monatlich und Tagesstündlich sowie Individuelles Tagesprofil für jeden Monat)

Durch die Kalibrierung kann nicht die volle Dynamik einer Messung nachempfunden werden, aber der Mittelwert wird korrekt getroffen.

Anmerkungen:

• Die Langzeitdaten (normalerweise Modellierte Daten von HelioSat oder ERA5) werden für die Berechnung verwendet, wogegen die lokalen Messdaten für die Kalibrierung verwendet werden.
• Es werden nur zeitgleiche Daten für die Kalibrierung verwendet, die innerhalb des Ausgabezeitraums (Periode → Zeitraum) der Berechnungsdaten liegen. Zusätzlich können sie durch die Einstellungen bei Kalibrierdaten begrenzen eingeschränkt werden, z.B. wenn bekannt ist, dass die Datenqualität zu bestimmten Zeiten schlecht war.
• Vermeiden Sie Kalibrierungen mit weniger als einem Jahr Messdaten. In diesem Fall ist es häufig besser, ohne Kalibrierung direkt mit Modelldaten zu arbeiten.
• Denken Sie daran, Auto-Skalierung zu drücken, wenn der Zeitraum oder die Konfiguration der Skalierungsfaktoren geändert wurde.
• Kontrollieren Sie die Daten immer und stellen Sie sicher, dass das Langzeitmittel (oben: 1.051 kWh/m²/a) plausibel ist, z.B. durch Vergleich mit www.globalsolaratlas.info.

Wenn eine Kalibrierung nach Monat und/oder Stunde gewählt wurde, kann trotzdem im Nachhinein noch die Hauptskalierung geändert werden, um das Gesamtniveau anzupassen.

Ansicht und Analyse von Daten

Berechnungseinstellungen → Register Meteodaten → Daten zeigen 

Die vertikalen Markierungen sind fehlende Samples (Checkbox Fehlende Samples zeigen rechts). Weiterhin können die Gesamt-Solarstrahlung sowie der Direkte und der Diffuse Anteil daran getrennt angezeigt werden. Wenn eine Kalibrierung stattgefunden hat, kann zusätzlich sowohl die Kalibrierzeitreihe als auch die kalibrierte Zeitreihe dargestellt werden (rot/dunkelgrün):

Beachten Sie, dass der Ansichtsmaßstab entweder rechts unter Tage im Fenster geändert werden kann, oder alternativ durch Klicken-Ziehen mit der Maus ein Bereich der Zeitreihe vergrößert werden kann.

Register Verluste

Die Verlustberechnung ist ein zentraler Teil von SOLAR PV.

Sonstige Verluste

Zusäztlich zu den Verlusten durch die Wechselrichter und durch Verschattung (s.u.) können hier weitere Verlustkategorien angegeben werden:

DC-Verkabelung: Dieser Verlust wird auf der Grundlage der berechneten Leistung in jedem Zeitschritt berechnet. Wenn die Leistung 50% beträgt, beträgt der berechnete Verlust 25% des Eingangswertes, standardmäßig 1%. Dieser Verlust wird jetzt niedriger berechnet als in früheren Versionen.

Degradation Mittel: Dieser nimmt jedes Jahr zu. Im ersten Jahr wird von keiner Degradation ausgegangen, danach von der angegebenen Degradation pro Jahr.

Konstanter Verlust (Versatz etc.): Validierungen haben gezeigt, dass Monate mit geringer Einstrahlung im Vergleich zu den Monaten mit hoher Einstrahlung eine zu hohe Produktion erbrachten. Der konstante Verlust ist eine Leistungsreduzierung in allen Zeitschritten auf der Grundlage der maximalen Leistung. Das bedeutet, dass der Standardwert von 2 % Verlust zu einem höheren jährlichen Verlust führt, typischerweise etwas mehr als das Doppelte, mit einer starken Abhängigkeit vom Einstrahlungsniveau und der jährlichen Verteilung.

Die Verluste der Gruppe Nach Wechselrichter werden auf die AC-Leistung des Wechselrichters angewandt.

(Hier klicken für Versionen vor windPRO 3.6)

Insgesamt berechnet windPRO ab Version 3.6 mit den Standardwerten rund 4% höhere Verluste als die Vorgängerversionen. Dies ist im Zusammenhang mit den zuvor beschriebenen neuen Voreinstellungen für die Transformation der globalen horizontalen Einstrahlung zu sehen, die typischerweise eine um 4% höhere Produktion berechnet. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass sich die Berechnungsergebnisse nicht wesentlich ändern werden, aber genauer sind und die Abweichungen von Standort zu Standort besser widerspiegeln.

Verschattungsverluste

Die Verschattung wird auf Basis eines 3D-Modells des Solarparks und der verschattenden Elemente individuell für jeden Zeitschritt des gewählten Berechnungsintervalls für Verschattung berechnet.

Wenn das Häkchen auch durch andere PV-Flächen gesetzt ist, werden stets alle SOLAR-PV-Objekte verwendet, auch solche von nicht sichtbaren Layern.

Häufig kann in frühen Projektphasen auf die Berücksichtigung einiger Verschattungsverluste verzichtet werden, was die Berechnung beschleunigt.

Hindernisse

Hindernis-Objekte werden mit drei Mausklicks auf der Karte platziert. Die Z-Werte aller vier Eckpunkte entscheiden über die Höhe über NN (Bild unten links). Soll der Boden des Hindernis-Objekts als waagrecht betrachtet werden(wie z.B. ein Haus), kann im Hindernis-Objekt die automatische Z-Höhen-Ermittlung ausgeschaltet werden und stattdessen die Höhe manuell eingegeben werden. Diese gilt dann für alle vier Ecken (Bild unten rechts).

Wenn natürliche verschattende Elemente (Wälder, Baumreihen) der Geländeform folgen, müssen sie in Form von mehreren kürzeren Hindernissen definiert werden.

Hindernis-Objekte werden in SOLAR PV ungeachtet der angegebenen Porosität als undurchlässig berücksichtigt.

Zur Detailauswahl siehe auch Register Hindernisse

Module und diffuse Red.

(Schnitt durch drei Reihen Module; Grün = Modul, Gelb = minimaler Sonneneinfallswinkel)

PV-Modulreihen verschatten bei niedrigen Sonnenständen Teile der dahinter liegenden Reihen. Berechnet wird zum einen die Reduktion durch direkte Verschattung, zum anderen aber auch die Reduktion der diffusen Einstrahlung dadurch, dass der Himmel vom Modul aus nicht mehr als vollständige Halbkugel wahrgenommen wird. In diese Berechnungsoption ist auch die Reduktion der diffusen Einstrahlung durch das Gelände einbezogen, sie sollte also im bewegten Gelände im Regelfall nicht deaktiviert werden!

Auch durch andere PV-Flächen

Generell sollte geprüft werden, ob eine Verschattung auch durch andere PV-Flächen in Frage kommt. Diese hat häufig keine große Bedeutung, erhöht aber die Berechnungszeit signifikant.

Beispiel 1: Es gibt zwei PV-Flächen, weil in ihnen jeweils verschiedene Modultypen verwendet werden, es handelt sich aber um einen Park. In diesem Fall ist die Beschattung aus anderen Flächen einzubeziehen, weil die Module der einen Fläche die Module der anderen Fläche verschatten könnten.

Beispiel 2: Zwei PV-Flächen sind durch eine Straße getrennt. Der Abstand zwischen den Bereichen ist so groß, dass es keine Verschattung von Modulen einer Fläche auf Module der anderen Fläche gibt. Hier kann die Berücksichtigung der Verschattung aus anderen PV-Flächen deaktiviert und damit Berechnungszeit gespart werden.

WEA-Masten und Gondeln

Dies sind die unbeweglichen Teile einer WEA. Sie werden entsprechend der Hindernisverschattung (s.u.) gehandhabt. Bezüglich der Gondel wird von einer Ausrichtung der WEA in Richtung Süden ausgegangen.

WEA-Rotoren

Der Rotor einer WEA wird zunächst als eine undurchlässige Scheibe simuliert. Zusätzlich ist die Eingabe eines Reduktionsfaktors möglich, da die Rotorkreisfläche nicht massiv ist und die WEA auch nicht immer nach Süden ausgerichtet ist, wie in der Berechnung angenommen. Ein Reduktionsfaktor von 50% konnte in einer Validierung (siehe hier) die tatsächlichen Verluste gut reproduzieren, dies ist jedoch auch von der Modul- und Wechselrichtertechnologie abhängig.

Gelände (von Hügeln/Bergen)

Verwendet das Geländemodell im ausgewählten Radius (unter Geländeverschattung Einstellungen), um zu ermitteln, ob die Sonne (direkte Einstrahlung) durch das Gelände verdeckt wird. Diese Option wird in ebenem Gelände und für Module, die erhaben platziert sind (z.B. auf einem Dach) nicht benötigt und es wird empfohlen, sie zu deaktivieren, da diese Komponente rechenintensiv ist. Siehe auch Visualisierung von Modulverschattung.

Albedo und Bifazial Reduktionsfaktor

Albedo bestimmt die Reflexion der Strahlung, ist also wichtig für Bifaziale Module und wird hier abhängig von der Bodenbeschaffenheit festgelegt. Darunter wird der Bifazial Reduktionsfaktor definiert. Dieser wird als Standardwert verwendet, wenn kein anderer in der Modul-Spezifikation enthalten ist.

Von der Verschattung zum Verlust

windPRO berechnet, welche Teile des Moduls für jeden Zeitschritt verschattet sind. Dies muss dann in Ertragsverlust umgerechnet werden.

Zunächst wird der Schatten in eine horizontale und vertikale Abdeckung umgerechnet:

Ohne Bypass-Dioden würde bei einer Teilverschattung das gesamte Modul nicht mehr produzieren. Im folgenden Berechnungsschritt ermittelt windPRO, inwiefern die definierten Bypass-Dioden des Moduls es ermöglichen, dass Teilflächen weiterhin produzieren.

Hätte das obige Modul an der schmalen Seite drei Bypass-Dioden, so wären die linken 66% (2/3) des Moduls durch die Verschattung betroffen und die rechten 33% könnten weiter produzieren. Gäbe es zusätzlich an der langen Seite noch zwei Bypass-Dioden, so könnte die obere Hälfte vollständig und die untere Hälfte zu 1/3 produzieren.

Für durch eine Bypass-Diode überbrückte Teilfläche wird in der Moduldefinition ein Flächenanteil-Schwellenwert gesetzt, ab dem die Teilfläche als verschattet gilt. Dieser liegt per Standardeinstellung bei 3%, kann aber den Spezifikationen Ihres Moduls angepasst werden.

Hindernisse werden derzeit bei der Berechnung der diffusen Einstrahlung nicht berücksichtigt.

Register WEA

Sind WEA als Verschattende Elemente angewählt, so kann auf diesem Register eine Unterauswahl getroffen werden. Beim ersten Öffnen des Berechnungsfensters sind automatisch die zu diesem Zeitpunkt sichtbaren Objektlayer (und damit alle darauf befindlichen WEA) ausgewählt. Werden diesen Layern später weitere Objekte hinzugefügt, werden dies automatisch auch verwendet, es sei denn, auf dem Register WEA wird die Auswahl von der layerweisen Auswahl auf eine Auswahl anhand der individuellen Objekte geändert.

Register Hindernisse

Sind Hindernisse als Verschattende Elemente angewählt, so kann auf diesem Register eine Unterauswahl getroffen werden. Beim ersten Öffnen des Berechnungsfensters sind automatisch die zu diesem Zeitpunkt sichtbaren Objektlayer (und damit alle darauf befindlichen Hindernis-Objekte) ausgewählt. Werden diesen Layern später weitere Objekte hinzugefügt, werden dies automatisch auch verwendet, es sei denn, auf dem Register Hindernisse wird die Auswahl von der layerweisen Auswahl auf eine Auswahl anhand der individuellen Objekte geändert.

Register Ausgabe

In den meisten Fällen wird die Ausgabe einer mittleren Jahresproduktion (AEP, Annual Energy Production) angestrebt. Hierfür wird eine Zeitreihe über ein vollständiges Jahr benötigt. Liegen beispielsweise 1,5 Jahre Daten vor, werden die doppelt vorhandenen Zeitpunkte gemittelt und die nur einfach vorhandenen Zeitpunkte direkt übernommen.

Um tatsächlich ein vollständiges Jahr zu bekommen, müssen unter Umständen auch Lücken gefüllt werden. Heliosat (SARAH)-Daten haben z.B. oft rund 5% Datenlücken, die sich durch die Satellitenumlaufzeiten ergeben. Die Techniken dafür sind hier beschrieben. Dies schließt auch Techniken zur Erweiterung von kurzen Zeitreihen ein, bei denen auf Top-of-Atmosphere-Daten zurückgegriffen wird. Dabei handelt es sich um eine relativ sichere und erprobte Methodik; falls die Anwendung dieser Techniken aber nicht erwünscht ist, kann die Lückenfüllung/Erweiterung auch deaktiviert werden. In diesem Fall wird für die Datenlücken bei der Berechnung der AEP eine Produktion von Null angenommen, was einer konservativen Herangehensweise entspricht.

Ergänzend kann ein Verfügbarkeits-Schwellenwert definiert werden, unterhalb dessen keine AEP-Berechnung (s.u.) mehr gemacht wird (ungeachtet der Einstellung im unteren Teil des Fensters), sondern nur noch der Zeitreihen-Ertrag ermittelt wird. In diesem Fall werden in Berichten statt der AEP der Zeitreihen-Ertrag ausgegeben und es wird angegeben, wie lang der Bezugszeitraum ist.

Beachten Sie bei lückenhaften Zeitreihen ohne Lückenfüllung auch die Konsequenzen für die Ergebnisdarstellung, die hier zusammengefasst sind.

Wird im unteren Bereich des Fensters Zeitreihen-Ertrag angewählt, wird anstelle der Mittleren Jahresproduktion die Produktion der Gesamtzeitreihe ausgegeben. Dies wird in der Ergebnisdarstellung auch entsprechend gekennzeichnet:

Produktionsberechnung

Nachdem das Fenster mit den Berechnungseinstellungen geschlossen wurde, kann die Berechnung mit der Schaltfläche Ergebnisse aktualis. gestartet werden. Abhängig vom berechneten Zeitraum, der Größe des Solarparks und der gewählten Optionen bezüglich Verschattung.

Die Berechnungsdauer hängt hauptsächlich von der Anzahl der Module ab, aber auch von der Länge der Zeitreihen, die für die Berechnung verwendet werden, sowie des Aufwands, der für die Verschattungsberechnungen getrieben werden muss. Die Option Referenzpanel verwenden ist für große Anlagen wichtig, da sie die Genauigkeit in den meisten Fällen nur geringfügig reduziert, aber die Berechnungszeit sehr stark reduzieren kann (z.B. bei 300.000 Modulen von 10 Stunden auf 1 Minute). Der Nachteil der Referenzmodul-Methode besteht darin, dass Abschattungen durch Hindernisse oder WEA nicht korrekt berücksichtigt werden. Dies kann jedoch durch die Festlegung kleinerer Bereiche in der Nähe der Hindernisse und die Nichtanwendung der Referenzpanelmethode für diese Bereiche behoben werden. Auf diese Weise kann eine genaue Berechnung in einer angemessenen Berechnungszeit erreicht werden. Bei Anlagen in nicht ebenem Gelände kann es zu ähnlichen Problemen kommen. Wenn es beispielsweise einen nach Osten und einen nach Westen abfallenden Hügel gibt, sollten die Flächen so angelegt werden, dass jeweils eine Fläche jeden Hügel abdeckt. Dann ist die Berechnung via Referenzmodul relativ genau, vorausgesetzt, die Neigungen der Hügel sind gleichmäßig.

Die folgenden Berechnungszeiten wurden ohne Verwendung von Referenzmodulen ermittelt (Prozessor: Core i9 @2.4 GHz von 2020):

Leistung(MW)	ha	Module	Berechnungszeit		Einheit
			Zeitreihe 1 Jahr	Zeitreihe 20 Jahre
10	15	30.000	12	45	Minuten
100	150	300.000	10	15	Stunden

Extrapoliert auf größere Anlagengrößen (x-Achse jetzt in MW, unter der Annahme von 350W/Modul):

Eine 500-MW-Anlage benötigt allein mit der Abschattung durch Module fast 10 Stunden. Werden zusätzlich sowohl Hindernisse als auch die Abschattung durch WEA berücksichtigt, erhöht sich der Zeitaufwand um etwa 50 %. Wenn nur die Abschattung durch Hindernisse berücksichtigt wird, erhöht sich die Berechnungszeit um etwa 15 %.

Die Berechnung von 20 Jahren anstelle von 1 Jahr führt ungefähr zu einer 10-mal höheren Berechnungszeit, obwohl dies davon abhängt, welche Art von Beschattung einbezogen wird. Je mehr Beschattungselemente einbezogen werden, desto geringer ist der Anstieg, da der aufwändige Teil der Verschattungsberechnung eine einmalige Berechnung ist, die von der Anzahl der Berechnungsjahre unabhängig ist.

Die Verwendung von 1-Stunden-Daten (ERA5) als Alternative zu ½-Stunden-Daten (Sarah) wird die Berechnungszeit ungefähr halbieren.

Ergebnisübersicht

Nach Abschluss werden im Statusfenster tabellarisch die wichtigsten Ergebnisse der Berechnung angezeigt:

Die Ergebnisse können mit Rechtsklick in die Tabelle in die Zwischenablage kopiert werden.

Degradation: Es kann gewählt werden, ob die Ergebnisse für das erste Jahr (ohne relevante Degradation) oder gemittelt für einen 20-Jahres-Zeitraum (inklusive Degradation) angezeigt werden. Hier beispielhaft für beide Optionen die Ergebnisse der "Nordfläche" der obigen Berechnung im Vergleich (kommentierte Spalten farblich markiert):

Die Gesamtverluste steigen inklusive Degradation von 9,25% auf 13,77%, was etwa einer Reduktion des jährlichen Ertrags um 5% (von 1264 auf 1201 MWh/y) entspricht. Die Degradationsverluste sind maßgeblich in der Spalte "Vor WR" (Wechselrichter) enthalten.

Ergebnisse - Letztes berechnetes Ergebnis/Letzter gespeicherter Bericht: Mit dieser Option kann zwischen der aktuellen und der vorherigen Version der Berechnung hin- und hergeschaltet werden (siehe auch folgender Abschnitt Berichte)

Berichte

Durch Klick auf die Schaltfläche Bericht erzeugen werden druckbare Berichte im Berechnungsfenster von windPRO erzeugt.

Werden danach die Berechnungseinstellungen noch einmal geändert und neuberechnet, so bleiben die Berichte im Berechnungsfenster zunächst unverändert. Sie können dann entweder der aktuellen, geänderten Berechnungssituation angepasst werden, oder es kann ein neuer Satz Berichte erstellt werden:

Im Berechnungsfenster erscheinen die folgenden Berichte:

Allgemeine Informationen zu Berichten in windPRO finden Sie hier.

Ein Doppelklick auf einen Berichtsnamen zeigt den Bericht auf dem Bildschirm an. Mit Rechtsklick auf Berechnungsüberschrift → Drucken/Ansicht/Darst.Optionen  wird das folgende Fenster geöffnet:

Ein Klick auf einen Bericht in der linken Fensterhälfte zeigt dessen Darstellungsoptionen in der rechten Fensterhälfte an, wo sie angepasst werden können. Mit Voransicht oder Drucken werden alle ausgewählten Berichte dann auf Bildschirm oder Drucker ausgegeben.

Ergebnis in Datei

Im Kontextmenü (Rechtsklick) der Berechnungsüberschrift steht die Ergebnis in Datei-Funktion zur Verfügung:

Anmerkung: Die Ergebnis-in-Datei Funktion ist bewusst in Englisch gehalten, um sicherzustellen, dass bei der Weiterverarbeitung in automatisierten Tabellen keine Probleme durch unterschiedliche Sprachversionen auftreten.

PV results per area

(PV Ergebnisse pro Fläche) Hauptergebnis mit einer Dokumentation der Eingangsdaten in den Kopfzeilen sowie einer Tabelle der relevanten aggregierten Ergebnisse. Die Tabelle wird im folgenden transponiert (Spalten → Zeilen) wiedergegeben:

Spalte	Desc1	Desc2	Desc3	Datenzeile 1	Kommentar
A		Area		Nordfläche
B		Row count		47
C		Row distance	m	7
D		Tilt	deg	34,958782
E		Azimut	deg	179,999981
F		Ground offset	m	0,4
G		Table rows		2
H		Table columns		3
I		No. Of tables		658
J		Power/table	W	1800
K		Type/name		Monokristallin/RF_Temp.PVPanel
L		Orientation	Port/Land	Querformat
M		Size	m x m	1,960000x0,990000
N		Bifacial	yes/No	NO
O		Bifacial gain (%)	%	0
P		Power_max./panel	W	300
Q		TC	%/oC	-0,46
R		NOCT	oC	45
S		Bypass diodes		0x3	Anzahl Dioden
T		Bypass orientation	long-short side	Kurze Seite	Anordnung der Dioden
U		Degradation, %/y		0,5
V		extra1		extra1	Für zukünftige Anwendung
W		extra2		extra2	Für zukünftige Anwendung
X		extra3		extra3	Für zukünftige Anwendung
Y		extra4		extra4	Für zukünftige Anwendung
Z		Panel(s)	No.	3948	Anzahl Panels
AA	Calculation results	Power	MW DC	1,1844
AB		Inverters	No.	214
AC		Power	MW AC	1,07
AD		Area	Ha	2,753654	Verbrauchte Fläche
AE		area/MW	ha/MW AC	2,573509
AF	Gross	(No loss)	MWh/y	1393,00863
AG	Net AEP	Year 1	MWh/y	1264,19129
AH		20y avg.	MWh/y	1201,12595
AI	Net Cap.f.	Year 1	%	13,487297
AJ		20y avg.	%	12,81447
AK		Perf.ratio		86,618918	Für Jahr 1
AL		Extra5		extra5	Für zukünftige Anwendung
AM	Loss details as % of Gross	Extra6		extra6	Für zukünftige Anwendung
AN		Shading	Panel and diffuse red.	4,029635
AO			WTG towers	0
AP			WTG rotors	0
AQ			Obstacles	0
AR			Topo:	0
AS			All shading, combined	4,029635
AT			1y Loss before inverter	0,959704	Ohne Degradation
AU			1y Inverter clipping	0,003703
AV			1y DC/AC conversion	3,336792
AW			1y Loss after inverter	0,917586
AX			1y All NON shading loss	5,217783
AY			1y Total loss	9,247419
AZ			20y average Loss before inverter	5,570701	Mit Degradation
BA			20y average Inverter clipping	0,000118
BB			20y average DC/AC conversion	3,302383
BC			20y average Loss after inverter	0,871856
BD			20y average All NON shading loss	9,745059
BE			Total 20y average	13,774695
BF			BF	0,75
BG			Albedo	0,2
BH			Tracking	Yes
BI			Backtracking	NA
BJ			Min angle	10
BK			Max angle	90
BL		Manual tilt angles	Date:	Angle:
BM			01. Jan	46,0
BM			01. Jul	28,0

PV time variation, all parameters, totals

(PV Zeitreihe, alle Parameter, Gesamt)

Spalte	Kopfzeile	Datenzeile1	Kommentar
A	UTC+01:00	01.01.1999 12:25
B	GapFilled	0	Gefüllte Lücke? (0=nein, -1=ja)
C	Radiation W/m2	58
D	Diffuse W/m2	57,584
E	Direct W/m2	0,416
F	Tambient °	1,375	Temperatur
G	Humid	72,708	Luftfeuchtigkeit
H	Diffuse Panel W/m2	52,389
I	Direct Panel W/m2	1,011
J	Reflected Panel W/m2	1,047
K	Gross Production W	67715,208	Bruttoproduktion Solarpark
L	TempReduction	1,101
M	Incidence Angle	35,458	Abweichung der Sonnenposition von senkrechter Einstrahlung
N	IAM	0,998	„Incidence Angle Modifier“, Abnahme der Strahlung, die die Zelle erreicht, durch Inzidenz
O	IAM60	0,953	IAM bei 60° Inzidenz
P	Ieff1	51,918	Effektive Einstrahlung (Modul)
Q	Azimut	180,779	Sonnenwinkel Himmelsrichtung
R	Altitude	19,546	Sonnenwinkel über Horizont
S	Side	Vorderseite	Modulseite
T	TiltAngle	27,6	Neigungswinkel

PV time variation, pr. Area, gross-net. 1.year

(PV Zeitreihe, pro Fläche, Brutto-Netto, 1. Jahr)

Anmerkung: "für 1. Jahr" bezieht sich darauf, dass die Degradationsverluste nicht enthalten sind. Die Zeitreihe selbst wird dennoch den vollen Zeitraum der vorliegenden Daten umfassen.

Spalte	Kopfzeile	Datenzeile Bsp1	Datenzeile Bsp2
A	Local Std Time	02.01.1999 08:25	02.01.1999 08:55
B	Years used	1	1
C	Gap filled	NO	YES
D	P_Gross_	0	49916,0971	Erste Teilfläche Bruttoprod.
E	P_Net_	-267,5	34520,9941	Erste Teilfläche Nettoprod.
F	Tilt	27,7	20	Erste Teilfläche Neigung
[G…]	P_Gross_	0	10317,0049	P_Gross/P_Net/Tilt für weitere Teilflächen
	P_Net_	-56,25	6663,02599
	Tilt	20	20

Shadow data reference panel (at calculation time)

(Verschattungsdaten für Modul nächstgelegen dem SOLAR-PV-Objekt)

Dieses Teilergebnis dokumentiert die Funktionsweise der Verschattungsberechnung. Siehe hierzu auch Von der Verschattung zum Verlust und Visualisierung von Modulverschattung.

Spalte	Kopfzeile	Datenzeile	Anmerkung
A	LocalStdTime	01.02.2001 11:00
B	Azimut	156	Sonnenstand Himmelsrichtung
C	Altitude	18,4	Sonnenhöhe über Horizont
D	All (H)	0,31	Horizontal verschattete Teilfläche, alle Verschattungstypen
E	All (V)	0,32	Vertikal verschattete Teilfläche, alle Verschattungstypen
F	All reduction	0,667	Wirkungsgrad, alle Verschattungstypen
G	Array (H)	0,31	Horizontale Verschattung durch vorgelagerte Module
H	Array (V)	0,32	Vertikale Verschattung durch vorgelagerte Module
I	Array reduction	0,667	Wirkungsgrad aufgrund vorgelagerter Module
[J..R]	Analog Spalten G-I für Verschattungstypen „WEA-Masten“, „WEA-Rotoren“ und „Hindernisse“

Die folgende Karte zeigt die Beschattungssituation zur oben hervorgehobenen Zeile (Modul unten rot markiert)

Das Modul hat an der kurzen Seite drei Bypass-Dioden:

Wenn eine der so gebildeten Teilflächen zu mehr als 3% (Standardwert, kann angepasst werden) verschattet ist, produziert es nicht mehr. Zum besagten Datum ist das Modul horizontal zu 31% verschattet und vertikal zu 32%. Das untere Drittel der Gesamtfläche produziert damit nicht mehr und die Effizienz des Moduls beträgt noch 66,7%

PV individual panel production

(PV Produktion individuelles Modul)

Hier kann eine XYZ-Datei exportiert werden, die die Koordinaten (GEO-Dezimal) für jedes Modul und die wichtigsten Berechnungsergebnissen der Verschattung enthält. Auf diese Weise kann beurteilt werden, ob Module aufgrund der Verschattungsverluste und dadurch geringen Produktion aus der Planung entfernt werden sollten. Bifaziale Module erscheinen hier zweimal: Zuerst der Block für die Vorderseite, dann der für die Rückseite. Die Tabelle zeigt ein Beispiel mit benachbarter WEA und einem Hindernis.

Spalte	Kopfzeile	Datenzeile	Anmerkung
A	x	10,707764	x-Koordinate
B	y	56,170241	y-Koordinate
C	z	0,4	z-Koordinate
D	Gross (kWh/y)	365,38	Bruttoproduktion
E	Panel (%)	3,031	Modul
F	Obst (%)	0,4	Hindernisse
G	Tower (%)	1,933	WEA-Türme
H	Rotor (%)	7,954	WEA-Rotoren
I	Topo (%)	0	Gelände
J	Gross-Shading (kWh/y)	320,432	Brutto abzügl. Verschattung

XYZ-Dateien können in windPRO als Ergebnislayer importiert werden. Um die Verschattungsverluste auf der Karte darzustellen, können Sie diese exportierten Daten in Excel einfügen, direkt nach den Koordinaten (also x und y) eine Spalte mit den Verlusten hinzufügen (z), die Kopfzeile entfernen und die Datei als *.txt tab-getrennt speichern. Anschließend benennen Sie das Format um in *.xyz und können die Datei dann als Ergebnislayer importieren. Bitte achten Sie darauf, dass das Koordinatensystem beim Import als Geo [deg] WGS84 definiert sein muss. Generell können Sie beim Import die Standardeinstellungen verwenden, achten Sie anschließend auf eine sinnvolle Färbung (Ebenensteuerung).

Der visualisierte Verschattungsverlust kann nun verwendet werden, um zu entscheiden, wo keine Module gestellt werden sollen, weil der Ertragsverlust zu hoch wäre, z.B. ab 25% Verlust. Dort können Ausschlussgebiete innerhalb der PV-Fläche definiert werden. Im obigen Beispiel ist die WEA eine V80, 80m Nabenhöhe und das Hindernis 20m hoch. Die WTG erzeugt einen Verschattungsverlust von bis zu 55% im Nahbereich, zusätzlich zu den Modulverlusten von rund 5% sind das fast 60%. Das 20m lange Hindernis führt zu rund 45% Verschattungsverlust im Nahbereich.

Visualisierung von Modulverschattung

SOLAR PV-Objekt Statusfenster → Schatten zeigen 

Die Visualisierung der Verschattungen Schatten zeigen kann einerseits zur Validierung der Methodik verwendet werden, ist aber auch nützlich, um die Datengrundlage zu prüfen.

Verschattung durch Hindernisse und WEA

windPRO kann Verschattungen auf den PV-Modulen durch die folgenden Elemente berücksichtigen:

• Benachbarte PV-Module
• WEA Mast und Gondel
• WEA Rotor (wird getrennt gehandhabt, da bewegliches Teil)
• Hindernisse (abgebildet durch Hindernis-Objekte)

Um die Verschattungen für einen spezifischen Zeitpunkt anzuzeigen, klicken Sie im SOLAR PV Statusfenster auf die Schaltfläche Schatten zeigen:

Verschattung auf Modulen zeigen: Aktiviert die Darstellung auf der Karte. Datum und Uhrzeit können frei gewählt werden. Es werden jeweils die Verschattungen dargestellt, die in den Berechnungseinstellungen [siehe oben] ausgewählt wurden.

Bei Tracking-Modulen wird die Modulneigung und somit auch die Darstellung auf der Karte automatisch an den visualisierten Zeitpunkt angepasst.

Beachten Sie, dass für die abgebildete WEA ein Reduktionsfaktor für die Rotorfläche von 55% eingestellt wurde, weshalb der Schatten des Rotors kleiner ist als der Rotordurchmesser (durch den Abstandskreis dargestellt).

Verschattung durch Gelände

Die Verschattung durch Gelände wird auf Basis der Höhendaten des Projekts berechnet. Wenn das Projekt in einem Tal liegt, kann die Verschattung durch das Gelände bedeutend sein. Die Berechnung dafür muss aufgrund der großen zu betrachtenden Fläche grober gehandhabt werden als die für die Verschattung durch Module, Hindernisse und WEA. Es wird deshalb nicht empfohlen, Hindernisse in der Umgebung des Solarparks durch Höhendaten abzubilden und dann als Geländeverschattung zu berechnen.

In den Berechnungseinstellungen finden sich auf dem Register Verluste die folgenden Einstellungsmöglichkeiten:

Diese Anforderungen können gesenkt werden, um die Berechnung zu beschleunigen, wenn dies der Situation angemessen erscheint (z.B. den Radius reduzieren, wenn der sichtbare Horizont näher ist, oder die Auflösung der Geländedaten senken, wenn die potenziell verschattenden Geländeformationen nicht kleinteilig sind). Andersherum müssen sie aber bei erhöhten Anforderungen an Genauigkeit oder kleinteiligeren Strukturen auch erhöht werden.

Wenn eine Berechnung mit Verschattung durch Gelände durchgeführt wurde, stehen im Fenster Modul-Verschattung SOLAR PV-Statusfenster → Schatten zeigen  weitere Optionen zur Verfügung:

Bereiche auf Karte zeigen, deren Schatten berücksichtigt wird: Hierbei werden alle Flächen farbig hinterlegt, die höher oder gleich hoch liegen wie der niedrigste Punkt des Solarparks.

Horizontprofil für Cursorposition (nur innerhalb PV-Flächen): Öffnet ein weiteres Fenster (oben rechts) mit einer Horizontabrollung für die jeweilige Cursorposition. Die Bögen stellen die Sonnenbahn am 1. Januar und 1. Juli dar.

Das Horizont-Fenster öffnet sich nach dem Schließen wieder, wenn die Maus auf die Windfarm bewegt wird. Soll sich das Fenster nicht erneut öffnen, verlassen Sie es mit Schließen und deaktivieren.

Visualisierungen von Solarparks

→ Kurzanleitung zur PV-Photomontage als PDF

Öffnen Sie das Fotomontage-Fenster eines Kamera-Objekts, das in Richtung des Solarparks blickt:

Klicken Sie dann auf den Knopf Rendern :

Unter Umständen sind zuvor aber einige weitere Vorbereitungen notwendig.

Module

Ein Modultyp wird in windPRO durch eine Datei des Typs *.PVPanel (unter windPRO Data\PVPanels\ repräsentiert. Neben den technischen Daten der Module verweist die .PVPanel-Datei auch auf die Visualisierungsdaten, die im gebräuchlichen Collada-3D-Dateiformat vorliegen (*.dae). Die Collada-Dateien für einige Module finden Sie unter windPRO Data\3D.dae_models\Solar panels\ .

Die Collada-Dateien sind die Grundlage für die Visualisierung. Sie werden für die Fotomontage automatisch gedreht und in Tischen angeordnet, wenn dies nötig ist. Obwohl aufgrund der entstehenden visuellen Verzerrung nicht empfohlen, ist es möglich, eine Modulabmessung anzugeben, die von der Originalabmessung der Collada-Datei abweicht. In diesem Fall wird die 3D-Datei linear in x- und y-Richtung skaliert.

Ist in den Moduleigenschaften die Option Das .dae-Modell enthält das gesamte Visualisierungsmodell [...] gewählt (s.o.), dann muss die Tischgröße als 1 x 1 definiert werden. Die .dae-Datei muss dann einen kompletten Tisch inkl. Neigung, Unterkonstruktion und Bodenfreiheit enthalten, und sofern dieser nicht tatsächlich nur 1 Modul enthält, so muss die Modulgröße in windPRO so gewählt werden, dass sie die gesamte Tischgröße abbildet, und die Leistung muss entsprechend angepasst werden. Wird dies nicht berücksichtigt, sind Ertragsberechnung, Blendungsberechnung und Visualisierung fehlerhaft.

Unterkonstruktion

Es ist möglich, eine Unterkonstruktion für den Modultisch hinzuzufügen. Setzen Sie hierzu im PV-Statusfenster das Häkchen bei Unterkonstruktion. Der Zeitbedarf für das Rendering erhöht sich dadurch.

Generische Unterkonstruktion

Hiermit kann mit relativ wenigen Eingaben eine generische Unterkonstruktion erzeugt werden.

.dae-Datei

Liegt die Unterkonstruktion als .dae-Datei vor, bedarf die Anpassung der Unterkonstruktion an das Modul häufig noch manueller Justierung. Die Unterkonstruktion und das Modul sind zwei unabhängige Komponenten, die nicht automatisch zusammen skalieren. Mit Automatisch positionieren kann ein Großteil der manuellen Anpassung vermieden werden, weil das "längste Bein" der Unterkonstruktion unter den Modulen gehalten wird. Entspricht der Neigungswinkel der .dae-Datei nicht der der Module, können sich dennoch Ungenauigkeiten ergeben, die sich für Fotomontagen mit Nahaufnahmen manchmal durch eine leichte Nachskalierung lösen lassen, manchmal wird es aber auch nötig sein, eine angepasste .dae-Datei zu erstellen (außerhalb windPRO).

Mit 3D-Ansicht wird das 3D-Modell des Modultischs inkl. Unterkonstruktion angezeigt:

Validierung

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:

Vergleich von Einstrahlungsdaten, Risø und Modelldaten:

Tagesgänge für Winter und Sommer:

Die Ergebnisse bestätigen Heliosat als die am besten zutreffende Modelldatenquelle, für Dänemark sogar besonders genau.

Bias der korrigierten Messungen für unterschiedliche Datenquellen:

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:

https://www.cmsaf.eu/SiteGlobals/Forms/Suche/EN/DocumentationSearch_Form.html?cl2Categories_Typ=%22valrep%22

Validierung des Verschattungsverlusts

Modulverschattung

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

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

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.

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.

2.

3.

4.

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:

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:

Gleiche Berechnung in PVSYST:

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:

Fotomontage auf Basis des obigen Fotos:

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.