SOLAR PV Berechnungseinstellungen

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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:

Weitere Themen

• SOLAR PV-Überblick
• SOLAR PV-Objekt
• Berechnungseinstellungen
• Produktionsberechnung
• Visualisierung von Modulverschattung
• Visualisierungen von Solarparks
• SOLAR PV Validierung