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. 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:
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Die Ergebnisse können mit Rechtsklick in die Tabelle in die Zwischenablage kopiert werden.
Degradation: Es kann gewählt werden, ob die Ergebnisse für das erste Jahr (ohne relevante Degradation) oder gemittelt für einen 20-Jahres-Zeitraum (inklusive Degradation) angezeigt werden. Hier beispielhaft für beide Optionen die Ergebnisse der "Nordfläche" der obigen Berechnung im Vergleich (kommentierte Spalten farblich markiert):
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Die Gesamtverluste steigen inklusive Degradation von 9,25% auf 13,77%, was etwa einer Reduktion des jährlichen Ertrags um 5% (von 1264 auf 1201 MWh/y) entspricht. Die Degradationsverluste sind maßgeblich in der Spalte "Vor WR" (Wechselrichter) enthalten.
Ergebnisse - Letztes berechnetes Ergebnis/Letzter gespeicherter Bericht: Mit dieser Option kann zwischen der aktuellen und der vorherigen Version der Berechnung hin- und hergeschaltet werden (siehe auch folgender Abschnitt SOLAR PV Produktionsberechnung#Berichte)
Berichte
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Durch Klick auf die Schaltfläche Bericht erzeugen werden druckbare Berichte im Berechnungsfenster von windPRO erzeugt.
Werden danach die Berechnungseinstellungen noch einmal geändert und neuberechnet, so bleiben die Berichte im Berechnungsfenster zunächst unverändert. Sie können dann entweder der aktuellen, geänderten Berechnungssituation angepasst werden, oder es kann ein neuer Satz Berichte erstellt werden:
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Im Berechnungsfenster erscheinen die folgenden Berichte:
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Allgemeine Informationen zu Berichten in windPRO finden Sie hier.
Ein Doppelklick auf einen Berichtsnamen zeigt den Bericht auf dem Bildschirm an. Mit Rechtsklick auf Berechnungsüberschrift → Drucken/Ansicht/Darst.Optionen wird das folgende Fenster geöffnet:
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Ein Klick auf einen Bericht in der linken Fensterhälfte zeigt dessen Darstellungsoptionen in der rechten Fensterhälfte an, wo sie angepasst werden können. Mit Voransicht oder Drucken werden alle ausgewählten Berichte dann auf Bildschirm oder Drucker ausgegeben.
Ergebnis in Datei
Im Kontextmenü (Rechtsklick) der Berechnungsüberschrift steht die Ergebnis in Datei-Funktion zur Verfügung:
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Anmerkung: Die Ergebnis-in-Datei Funktion ist bewusst in Englisch gehalten, um sicherzustellen, dass bei der Weiterverarbeitung in automatisierten Tabellen keine Probleme durch unterschiedliche Sprachversionen auftreten.
PV results per area ist das 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 [SOLAR PV Berechnungseinstellungen#Von der Verschattung zum Verlust|] und [nächstes Kapitel].
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%
Figure 12 Shading on panel nearest PV-object symbol.
In red square, the panel nearest PV-object symbol. In January (only 1 calculation per month in this case, optional every day), the shading at 11:00 is seen (coming from the panel row towards SE). Vertically 13% are shaded, horizontal 100%. While 3 by-pass diodes on short side, the vertical shading shall only shut down 33% of the direct radiation. This is seen in the report:
Table 6 Detailed shading output for specific panel.
As seen the Horizontal shading is calculated to 13%, vertical 100% at 11:00. This leads to an array reduction factor of 0.667 due to the 3 short side by-pass diodes. The factor is multiplied on direct irradiation. 3 hours later, the array shading covers the panel fully, both horizontally and vertical, and the factor becomes 0.
Figure 13 Shading visualization at 13:00 and 14:00. For other shading elements similar results is seen in the report. The shading cover from each element (Panels, obstacles and turbines) are combined and the resulting factor is calculated.
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