Handbuch SOLAR PV

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SOLAR PV-Überblick

Das windPRO-Modul SOLAR PV dient der Auslegung und Ertragsberechnung einer Photovoltaik-Anlage (PV-Anlage). 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 entworfene Anlage kann mit dem Modul PHOTOMONTAGE visualisiert 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 der Entwickler durch gute Planung große Verbesserungen erzielen kann. 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 als folgerichtige Spezialität in einem Programm namens windPRO: 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.

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


Workflow-Übersicht

DE SolPV (0.1).PNG

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 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.


Besonderheiten von Höhenmodellen in SOLAR-PV-Berechnungen

Das Digitale Höhenmodell (DHM) entscheidet sowohl über die Höhe der Solarmodule als auch die der verschattenden Elemente.

Digitale Höhenmodelle 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 dagegen entscheidet die Position des ersten digitalisierten Punkts über die Höhe des gesamten Objekts, der Boden des Hindernis-Objekts wird stets als waagrecht betrachtet (wie z.B. ein Haus). 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:

Kein Geländemodell DGM DOM DOM für Modulfläche (z.B. Dach), DGM für Umgebung
Vorteil: Volle Kontrolle (Höhen manuell setzen) Nahegelegene Hindernisse können einfach digitalisiert werden Einfache Handhabung von Dachanlagen Kann sowohl mit Dachanlagen als auch mit Hindernissen gut umgehen
Nachteil: Nur für waagrechte Modulflächen (und Dachflächen), da ansonsten falsche Verschattung zwischen Modulreihen berechnet wird Erfordert bei Dachanlagen manuelle Berechnung des Bodenoffsets Schwierige Handhabung von Hindernissen – evtl. manuelle Höhenzuweisung notwendig 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!
DE solpv(2).png
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 )
DE solpv(3).png
  • 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).
DE solpv(4).png


Strahlungsdaten

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

Dieses kann:

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



SOLAR PV-Objekt

DE solpv(14).png

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 DE solpv(14).png in die Nähe des Solarpark-Standorts:

DE solpv(15).png

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.

DE solpv(16).png

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.

DE solpv(17).png

Die Fläche wird so gefüllt, dass die maximale Menge Module untergebracht wird. Lediglich die niedrige Kante eines Moduls bzw. Modultischs (also auf der Nordhalbkugel die südliche, auf der Südhalbkugel die nördliche Kante) muss sich innerhalb der Fläche befinden, die hohe Kante darf außerhalb sein.

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:

DE solpv(18).png

→ Neue Solar-PV-Fläche erzeugen

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

DE solpv(19).png

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

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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:

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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.


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

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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).

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

Modulorientierung: Hochformat oder Querformat.

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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.

Module im Modultisch: Modultische kombinieren konstruktiv eine feste Anzahl PV-Module horizontal und/oder vertikal. Werden Modultische verwendet, kann die Dimension hier definiert werden.

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°).

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.

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.

Werden einer oder mehrere dieser Parameter geändert, werden die Änderungen mit dem Knopf GEWÄHLTE Fläche aktualisieren angewandt.

Alternativ auf ALLE Flächen:

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

DE solpv(26).png


Modulspezifikationen

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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:

DE solpv(28).png

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.

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)

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.


Beidseitige und Tracking-Module

Diese Optionen stehen ab windPRO 3.5 zur Verfügung.



Berechnungseinstellungen

SOLAR PV-Objekt Statusfenster → Berechnungseinst.


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Alternativ:

Modulfenster → Doppelklick Modul SOLAR PV


Auf dem Register Hauptteil 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

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Wenn dies die erste Berechnung am Standort ist und noch keine Strahlungs-Zeitreihen heruntergeladen wurden, starten Sie mit Datendownload. 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)


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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 Zeit[SOLAR PV Berechnungseinstellungen#Offset-Rechner|offset] 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.

Die Berechnungsperiode kann eingeschränkt werden. Es wird aber immer mindestens eine 1-Jahres-Zeitreihe generiert. 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

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Wenn eine Strahlungs-Zeitreihe geladen wird, wird für diese automatisch ein Zeit-Offset ermittelt, um sicher zu stellen, dass das Strahlungsmaximum des Tagesgangs mit dem lokalen Sonnenhöchststand übereinstimmt. Hierfür wird ein Polynom 2. Grades an den Strahlungsverlauf der Tagesmitte angepasst. Die Abweichung von deren Hochpunkt zum Zeitpunkt des astronomischen Sonnenhöchststands am Standort bestimmt den Offset.

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

Die Methode für die Aufteilung der Globalstrahlung in diffuse und direkte Strahlung ist in der Dokumentation der Software energyPRO ausführlich beschrieben: Guide Solar collectors and photovoltaics


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:

DE solpv(37).png

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

DE solpv(38).png

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, was z.B. von Bedeutung ist, wenn modellierte Daten verwendet werden, die einen bekannten Bias haben, 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.

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Es sind 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):

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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.

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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)

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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 (PeriodeZeitraum) 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.

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Ansicht und Analyse von Daten

Berechnungseinstellungen → Register MeteodatenDaten zeigen


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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):

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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 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.

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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:

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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:

DE solpv(43).pngDE solpv(44).png

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)


Register Verluste

Die Verlustberechnung ist ein zentraler Teil von SOLAR PV.

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Sonstige Verluste

Dies sind die Verluste, die nicht unter die Kategorie Wechselrichter oder Verschattungsverluste fallen.

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Unter diesen hat der Degradationsverlust einen besonderen Status, da er jährlich zunimmt. In der Berechnung der Jahresproduktion (AEP) gibt es zwei Ausgaben:

  • Erstes Jahr ohne Degradation
  • Durchschnittliches Jahr mit mittlerer Degradation über die Betriebsdauer.

Die Kategorie Sonstiges kann in Versionen vor windPRO 3.5 beispielsweise als Workaround zur Simulation von bifazialen Modulen (bifacial, beidseitig) verwendet werden, indem ein negativer Verlust angegeben wird. Da dieser "Verlust" vor dem Wechselrichter liegt, werden Wechselrichter-Verluste und -clipping angemessen gehandhabt.


Verschattungsverluste

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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 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. Beachten Sie, dass der erste Klick die Z-Höhe für das gesamte Hindernis bestimmt. Ein dem Gelände folgendes natürliches Hindernis, z.B. eine Hecke, sollte demnach durch mehrere Einzelstücke simuliert werden, wogegen bei einem Gebäude (das üblicherweise nicht dem Gelände folgt) lediglich darauf geachtet werden muss, welche Ecke die Z-Höhe bestimmt.

Anmerkung: In Photomontagen werden in der Skizzenansicht Hindernis-Objekte als dem Gelände folgend dargestellt. Dies wird in SOLAR PV bewusst anders, nämlich wie oben beschrieben, gehandhabt.

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

Zur Detailauswahl siehe auch Register Hindernisse


Module und diffuse Red.

DE solpv(48).png

(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.


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.


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:

DE solpv(49).png

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

DE solpv(50).png

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:

DE solpv(51).png



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. Bei großen Solarparks (>30MW) kann es sinnvoll sein, eine erste Berechnung ohne Verschattung und für nur 1 Jahr durchzuführen, um sicher zu gehen, dass alle Einstellungen korrekt sind, bevor eine eventuell mehrere Stunden dauernde Berechnung gestartet wird.


Ergebnisübersicht

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

DE solpv(52).png

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):


DE solpv(53).png


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

DE solpv(54).png

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:

DE solpv(55).png


Im Berechnungsfenster erscheinen die folgenden Berichte:

DE solpv(56).png

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:

DE solpv(57).png

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:

DE solpv(58).png


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

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 Für zukünftige Anwendung
O Bifacial gain (%) % 0 Für zukünftige Anwendung
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


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

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

(PV Zeitreihe, Brutto/Nettoenergie, für 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…] P_Gross_ 0 10317,0049 P_Gross/P_Net für weitere Teilflächen
P_Net_ -56,25 6663,02599


Shadow data for panel nearest PV symbol

(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.

DE solpv(59).png

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)

DE solpv(60).png

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

DE solpv(61).png

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%

DE solpv(62).png



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:

DE solpv(66).png


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.

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:

DE solpv(67).png

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:

DE solpv(68).png

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

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

DE solpv(69).png

Klicken Sie dann auf den Knopf Rendern DE solpv(70).png:

DE solpv(71).png

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.


Unterkonstruktion

Es ist möglich, eine Unterkonstruktion für den Modultisch hinzuzufügen. Der Zeitbedarf für das Rendering erhöht sich dadurch. In vielen Fällen bedarf die Anpassung der Unterkonstruktion an das Modul noch manueller Justierung.

In diesem Beispiel wird ein Modultisch mit nur einem Modul verwendet. Setzen Sie im PV-Statusfenster das Häkchen bei Unterkonstruktion, um den Standardunterbau darzustellen:

DE solpv(72).png


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

DE solpv(73).png

Die Unterkonstruktion und das Modul sind zwei unabhängige Komponenten, die leider nicht zusammen skalieren. Wenn der Neigungswinkel der Module geändert wird, passt sich die Unterkonstruktion nicht an:

DE solpv(74).png

Um dies zu korrigieren, verwenden Sie entweder eine .dae-Datei mit der korrekten Neigung (unter \WindPRO Data\3D.dae_models\Solar panels finden Sie einige unterschiedliche Neigungen) oder benutzen Sie die Skalierungsoptionen im PV-Statusfenster:

DE solpv(75).png

DE solpv(76).png



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:

DE solpv(77).png


Vergleich von Einstrahlungsdaten, Risø und Modelldaten:

DE solpv(78).png


Tagesgänge für Winter und Sommer:

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

Bias der korrigierten Messungen für unterschiedliche Datenquellen:

DE solpv(80).png


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

DE solpv(81).png

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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

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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

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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.

DE solpv(88).png

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.

DE solpv(89).png


2.

DE solpv(90).png


3.

DE solpv(91).png


4.

DE solpv(92).png


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 der Fotomontage

Ein einfaches Validierungsbeispiel ist im Folgenden abgebildet:

Realisiertes Projekt:

DE solpv(93).png

Fotomontage auf Basis des obigen Fotos:

DE solpv(94).png

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.