SOLAR PV Produktionsberechnung
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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 |
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Extrapoliert auf größere Anlagengrößen (x-Achse jetzt in MW, unter der Annahme von 350W/Modul):
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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:
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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):
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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
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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:
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Im Berechnungsfenster erscheinen die folgenden Berichte:
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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:
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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:
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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.
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| 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)
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Das Modul hat an der kurzen Seite drei Bypass-Dioden:
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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%
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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.
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