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.

Berechnungsdauer: Die Berechnungsdauer hängt hauptsächlich von der Anzahl der Module ab, aber auch von der Länge der verwendeten Zeitreihen. Mit der Option ein Referenzmodul zu nutzen, kann die Berechnungsdauer auf weniger als eine Minute verkürzt werden. Bei großen Solarparks (>30MW) kann eine Berechnung inklusive Verschattung sonst eventuell mehrere Stunden dauern. Werden mehr als 300.000 Einzelmodule in Kombination mit langjährigen Strahlungsdaten zur Berechnung ausgewählt, erscheint daher eine Warnung, dass dies sehr lange dauern oder sogar zu Abstürzen führen kann.

Ergebnisübersicht

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

Die Ergebnisse können mit Rechtsklick in die Tabelle in die Zwischenablage kopiert werden.

Degradation: Es kann gewählt werden, ob die Ergebnisse für das erste Jahr (ohne relevante Degradation) oder gemittelt für einen 20-Jahres-Zeitraum (inklusive Degradation) angezeigt werden. Hier beispielhaft für beide Optionen die Ergebnisse der "Nordfläche" der obigen Berechnung im Vergleich (kommentierte Spalten farblich markiert):

Die Gesamtverluste steigen inklusive Degradation von 9,25% auf 13,77%, was etwa einer Reduktion des jährlichen Ertrags um 5% (von 1264 auf 1201 MWh/y) entspricht. Die Degradationsverluste sind maßgeblich in der Spalte "Vor WR" (Wechselrichter) enthalten.

Ergebnisse - Letztes berechnetes Ergebnis/Letzter gespeicherter Bericht: Mit dieser Option kann zwischen der aktuellen und der vorherigen Version der Berechnung hin- und hergeschaltet werden (siehe auch folgender Abschnitt Berichte)

Berichte

Durch Klick auf die Schaltfläche Bericht erzeugen werden druckbare Berichte im Berechnungsfenster von windPRO erzeugt.

Werden danach die Berechnungseinstellungen noch einmal geändert und neuberechnet, so bleiben die Berichte im Berechnungsfenster zunächst unverändert. Sie können dann entweder der aktuellen, geänderten Berechnungssituation angepasst werden, oder es kann ein neuer Satz Berichte erstellt werden:

Im Berechnungsfenster erscheinen die folgenden Berichte:

Allgemeine Informationen zu Berichten in windPRO finden Sie hier.

Ein Doppelklick auf einen Berichtsnamen zeigt den Bericht auf dem Bildschirm an. Mit Rechtsklick auf Berechnungsüberschrift → Drucken/Ansicht/Darst.Optionen wird das folgende Fenster geöffnet:

Ein Klick auf einen Bericht in der linken Fensterhälfte zeigt dessen Darstellungsoptionen in der rechten Fensterhälfte an, wo sie angepasst werden können. Mit Voransicht oder Drucken werden alle ausgewählten Berichte dann auf Bildschirm oder Drucker ausgegeben.

Ergebnis in Datei

Im Kontextmenü (Rechtsklick) der Berechnungsüberschrift steht die Ergebnis in Datei-Funktion zur Verfügung:

Anmerkung: Die Ergebnis-in-Datei Funktion ist bewusst in Englisch gehalten, um sicherzustellen, dass bei der Weiterverarbeitung in automatisierten Tabellen keine Probleme durch unterschiedliche Sprachversionen auftreten.

PV results per area

(PV Ergebnisse pro Fläche) Hauptergebnis mit einer Dokumentation der Eingangsdaten in den Kopfzeilen sowie einer Tabelle der relevanten aggregierten Ergebnisse. Die Tabelle wird im folgenden transponiert (Spalten → Zeilen) wiedergegeben:

Spalte	Desc1	Desc2	Desc3	Datenzeile 1	Kommentar
A		Area		Nordfläche
B		Row count		47
C		Row distance	m	7
D		Tilt	deg	34,958782
E		Azimut	deg	179,999981
F		Ground offset	m	0,4
G		Table rows		2
H		Table columns		3
I		No. Of tables		658
J		Power/table	W	1800
K		Type/name		Monokristallin/RF_Temp.PVPanel
L		Orientation	Port/Land	Querformat
M		Size	m x m	1,960000x0,990000
N		Bifacial	yes/No	NO
O		Bifacial gain (%)	%	0
P		Power_max./panel	W	300
Q		TC	%/oC	-0,46
R		NOCT	oC	45
S		Bypass diodes		0x3	Anzahl Dioden
T		Bypass orientation	long-short side	Kurze Seite	Anordnung der Dioden
U		Degradation, %/y		0,5
V		extra1		extra1	Für zukünftige Anwendung
W		extra2		extra2	Für zukünftige Anwendung
X		extra3		extra3	Für zukünftige Anwendung
Y		extra4		extra4	Für zukünftige Anwendung
Z		Panel(s)	No.	3948	Anzahl Panels
AA	Calculation results	Power	MW DC	1,1844
AB		Inverters	No.	214
AC		Power	MW AC	1,07
AD		Area	Ha	2,753654	Verbrauchte Fläche
AE		area/MW	ha/MW AC	2,573509
AF	Gross	(No loss)	MWh/y	1393,00863
AG	Net AEP	Year 1	MWh/y	1264,19129
AH		20y avg.	MWh/y	1201,12595
AI	Net Cap.f.	Year 1	%	13,487297
AJ		20y avg.	%	12,81447
AK		Perf.ratio		86,618918	Für Jahr 1
AL		Extra5		extra5	Für zukünftige Anwendung
AM	Loss details as % of Gross	Extra6		extra6	Für zukünftige Anwendung
AN		Shading	Panel and diffuse red.	4,029635
AO			WTG towers	0
AP			WTG rotors	0
AQ			Obstacles	0
AR			Topo:	0
AS			All shading, combined	4,029635
AT			1y Loss before inverter	0,959704	Ohne Degradation
AU			1y Inverter clipping	0,003703
AV			1y DC/AC conversion	3,336792
AW			1y Loss after inverter	0,917586
AX			1y All NON shading loss	5,217783
AY			1y Total loss	9,247419
AZ			20y average Loss before inverter	5,570701	Mit Degradation
BA			20y average Inverter clipping	0,000118
BB			20y average DC/AC conversion	3,302383
BC			20y average Loss after inverter	0,871856
BD			20y average All NON shading loss	9,745059
BE			Total 20y average	13,774695
BF			BF
BG			0,2	0,2
BH			Tracking	Yes
BI			Backtracking	NA
BJ			Min angle	10
BK			Max angle	90
BL		Manual tilt angles	Date:	Angle:
BM			01. Jan	46,0
BM			01. Jul	28,0

PV time variation, all parameters, totals

(PV Zeitreihe, alle Parameter, Gesamt)

Spalte	Kopfzeile	Datenzeile1	Kommentar
A	UTC+01:00	01.01.1999 12:25
B	GapFilled	0	Gefüllte Lücke? (0=nein, -1=ja)
C	Radiation W/m2	58
D	Diffuse W/m2	57,584
E	Direct W/m2	0,416
F	Tambient °	1,375	Temperatur
G	Humid	72,708	Luftfeuchtigkeit
H	Diffuse Panel W/m2	52,389
I	Direct Panel W/m2	1,011
J	Reflected Panel W/m2	1,047
K	Gross Production W	67715,208	Bruttoproduktion Solarpark
L	TempReduction	1,101
M	Incidence Angle	35,458	Abweichung der Sonnenposition von senkrechter Einstrahlung
N	IAM	0,998	„Incidence Angle Modifier“, Abnahme der Strahlung, die die Zelle erreicht, durch Inzidenz
O	IAM60	0,953	IAM bei 60° Inzidenz
P	Ieff1	51,918	Effektive Einstrahlung (Modul)
Q	Azimut	180,779	Sonnenwinkel Himmelsrichtung
R	Altitude	19,546	Sonnenwinkel über Horizont
S	Side	Vorderseite	Modulseite
T	TiltAngle	27,6	Neigungswinkel

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

(PV Zeitreihe, pro Fläche, Brutto-Netto, 1. Jahr)

Anmerkung: "für 1. Jahr" bezieht sich darauf, dass die Degradationsverluste nicht enthalten sind. Die Zeitreihe selbst wird dennoch den vollen Zeitraum der vorliegenden Daten umfassen.

Spalte	Kopfzeile	Datenzeile Bsp1	Datenzeile Bsp2
A	Local Std Time	02.01.1999 08:25	02.01.1999 08:55
B	Years used	1	1
C	Gap filled	NO	YES
D	P_Gross_	0	49916,0971	Erste Teilfläche Bruttoprod.
E	P_Net_	-267,5	34520,9941	Erste Teilfläche Nettoprod.
F	Tilt	27,7	20	Erste Teilfläche Neigung
[G…]	P_Gross_	0	10317,0049	P_Gross/P_Net/Tilt für weitere Teilflächen
	P_Net_	-56,25	6663,02599
	Tilt	20	20

Shadow data reference panel (at calculation time)

(Verschattungsdaten für Modul nächstgelegen dem SOLAR-PV-Objekt)

Dieses Teilergebnis dokumentiert die Funktionsweise der Verschattungsberechnung. Siehe hierzu auch Von der Verschattung zum Verlust und Visualisierung von Modulverschattung.

Spalte	Kopfzeile	Datenzeile	Anmerkung
A	LocalStdTime	01.02.2001 11:00
B	Azimut	156	Sonnenstand Himmelsrichtung
C	Altitude	18,4	Sonnenhöhe über Horizont
D	All (H)	0,31	Horizontal verschattete Teilfläche, alle Verschattungstypen
E	All (V)	0,32	Vertikal verschattete Teilfläche, alle Verschattungstypen
F	All reduction	0,667	Wirkungsgrad, alle Verschattungstypen
G	Array (H)	0,31	Horizontale Verschattung durch vorgelagerte Module
H	Array (V)	0,32	Vertikale Verschattung durch vorgelagerte Module
I	Array reduction	0,667	Wirkungsgrad aufgrund vorgelagerter Module
[J..R]	Analog Spalten G-I für Verschattungstypen „WEA-Masten“, „WEA-Rotoren“ und „Hindernisse“

Die folgende Karte zeigt die Beschattungssituation zur oben hervorgehobenen Zeile (Modul unten rot markiert)

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

Wenn eine der so gebildeten Teilflächen zu mehr als 3% (Standardwert, kann angepasst werden) verschattet ist, produziert es nicht mehr. Zum besagten Datum ist das Modul horizontal zu 31% verschattet und vertikal zu 32%. Das untere Drittel der Gesamtfläche produziert damit nicht mehr und die Effizienz des Moduls beträgt noch 66,7%

PV individual panel production

(PV Produktion individuelles Modul)

Hier kann eine XYZ-Datei exportiert werden, die die Koordinaten (GEO-Dezimal) für jedes Modul und die wichtigsten Berechnungsergebnissen der Verschattung enthält. Auf diese Weise kann beurteilt werden, ob Module aufgrund der Verschattungsverluste und dadurch geringen Produktion aus der Planung entfernt werden sollten. Bifaziale Module erscheinen hier zweimal: Zuerst der Block für die Vorderseite, dann der für die Rückseite. Die Tabelle zeigt ein Beispiel mit benachbarter WEA und einem Hindernis.

Spalte	Kopfzeile	Datenzeile	Anmerkung
A	x	10,707764	x-Koordinate
B	y	56,170241	y-Koordinate
C	z	0,4	z-Koordinate
D	Gross (kWh/y)	365,38	Bruttoproduktion
E	Panel (%)	3,031	Modul
F	Obst (%)	0,4	Hindernisse
G	Tower (%)	1,933	WEA-Türme
H	Rotor (%)	7,954	WEA-Rotoren
I	Topo (%)	0	Gelände
J	Gross-Shading (kWh/y)	320,432	Brutto abzügl. Verschattung

XYZ-Dateien können in windPRO als Ergebnislayer importiert werden. Um die Verschattungsverluste auf der Karte darzustellen, können Sie diese exportierten Daten in Excel einfügen, direkt nach den Koordinaten (also x und y) eine Spalte mit den Verlusten hinzufügen (z), die Kopfzeile entfernen und die Datei als *.txt tab-getrennt speichern. Anschließend benennen Sie das Format um in *.xyz und können die Datei dann als Ergebnislayer importieren. Bitte achten Sie darauf, dass das Koordinatensystem beim Import als Geo [deg] WGS84 definiert sein muss. Generell können Sie beim Import die Standardeinstellungen verwenden, achten Sie anschließend auf eine sinnvolle Färbung (Ebenensteuerung).

Der visualisierte Verschattungsverlust kann nun verwendet werden, um zu entscheiden, wo keine Module gestellt werden sollen, weil der Ertragsverlust zu hoch wäre, z.B. ab 25% Verlust. Dort können Ausschlussgebiete innerhalb der PV-Fläche definiert werden. Im obigen Beispiel ist die WEA eine V80, 80m Nabenhöhe und das Hindernis 20m hoch. Die WTG erzeugt einen Verschattungsverlust von bis zu 55% im Nahbereich, zusätzlich zu den Modulverlusten von rund 5% sind das fast 60%. Das 20m lange Hindernis führt zu rund 45% Verschattungsverlust im Nahbereich.

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