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



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.


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