Seminararbeit zum Thema:

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1 Seminararbeit zum Thema: Potentialmodelle für Solarenergie Naturwissenschaftliche Fakultät der Paris Lodron Universität Salzburg eingereicht von Klaus Paccagnel Seminar: Analyse und Modellierung Begutachter: Univ. Prof. Dr. Josef Strobl Fachbereich Geographie und Geologie 1

2 Inhaltsverzeichnis Seite I. Abbildungsverzeichnis 3 1. Zusammenfassung 4 2. Einleitung 4 3. Theoretische Hintergründe Photovoltaik Standortfaktoren Die Globalstrahlung - Der Strahlungsgenuss der Erde Die Dachneigung und Exposition der Dachflächen Die Nah- und Fern Verschattung Digitale Höhenmodelle Berechnung der Globalstrahlung Methodische Vorgehensweise für die Analyse Datengrundlage Ableitung von Dachpolygonen Parametereingabe für die Analyse Ergebnisse aus der Solarpotentialanalyse Fragestellung Fragestellung Literaturverzeichnis 31 2

3 I. Abbildungsverzeichnis Abb. 1: Karte des Solarpotentials für Österreich 6 Abb. 2: Globalstrahlung 8 Abb. 3: Sonnenbahndiagramm für 49 Nord 9 Abb. 4: Auswirkung der Dachneigung und Exposition 10 Abb. 5: Auswirkung des Sonnengangs auf die Verschattung 11 Abb. 6: Viewshed Erstellung - ArcGIS Solar Analyst 13 Abb. 7: Sunmap für 45 Nord 14 Abb. 8: Skymap 14 Abb. 9: Überblick der Standorte 15 Abb. 10: Digitales Oberflächenmodell Salzburg & Digitales Geländemodell Raum Salzburg 16 Abb. 11: Hillshade des DOM 18 Abb. 12: ArcGIS Modell für die Berechnung 21 Abb. 13: Diffuser Anteil 24 Abb. 14: Transmissivität 24 Abb. 15: Parametereingabe für Punkt-basierte Solarpotentialanalyse 25 Abb. 16: Durchschnittliche monatliche Einstrahlungsenergie pro m² je Standort 27 Abb. 17: Zusammensetzung der eingestrahlten Energie Standort NAWI 28 Abb. 18: Vergleich der direkten Einstrahlungsdauer der beiden Standorte 28 Abb. 19: Vergleich der durchschnittlichen monatlichen Einstrahlungsenergie pro m² für 30 die Universitätsbibliothek Abb. 20: Vergleich der direkten Einstrahlungsdauer Bibliothek - Unter Berücksichtigung 30 der Oberflächenobjekte im 650 Meter Radius 3

4 1. Zusammenfassung Die vorliegende Arbeit untersucht das Solarpotential für zwei Standorte der Universität Salzburg. Unter Solarpotential wird in diesem Zusammenhang der potenzielle solare Strahlungsgenuss einer Fläche unter der Berücksichtigung ihrer Exposition und Neigung und der Verschattung der Fläche durch Objekte im Fern- und Nahbereich verstanden. Zu Beginn der Arbeit werden theoretische Hintergründe genauer erörtert, welche für die Berechnung der Globalstrahlung von Bedeutung sind. Im Speziellen wird untersucht, ob der Energiebedarf der Naturwissenschaftlichen Fakultät durch eine auf dem Dach installierten Photovoltaikanlage gedeckt werden kann. Der zweite Teil dieser Arbeit behandelt die Auswirkung der Nah - Verschattung auf die Globalstrahlung am Beispiel des Standortes der Universitätsbibliothek in der Altstadt von Salzburg. Als Datengrundlage dienen Digitale Höhenmodelle in unterschiedlichen Auflösungen, um die Auswirkungen der Nah- und Fern Verschattung in Bezug auf die Globalstrahlung der zu untersuchenden Standorte ermitteln zu können. Die Analysen für diese Arbeit wurden mit handelsüblichen Softwareprodukten (Solar Analyst - ArcGIS) durchgeführt. 2. Einleitung Der unersättliche Energiehunger der Menschheit erfordert die Energiewende. Laut internationaler Energieagentur benötigt die Menschheit im Jahr 2030 mehr als doppelt so viel Energie wie heute (IEA 2009). Fossile Ressourcen können den stetig wachsenden Bedarf nicht decken, da sie nur begrenzt verfügbar sind. Erneuerbare Energien leisten einen immer größer werdenden Beitrag zur weltweiten Energieproduktion. Durch erneuerbare Energie gewonnen aus beispielsweise Wasserkraft, Windkraft oder Photovoltaik kann der CO2- Ausstoß erheblich verringert werden und die noch zurzeit starke Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen somit eingeschränkt werden. Bei einer Lebensdauer von bis zu 30 Jahren 4

5 produziert eine Photovoltaikanlage das 10 fache mehr Strom, als für ihre Herstellung verbraucht wird. Der Energieaufwand für die Produktion von PV-Modulen amortisiert sich bereits nach 5 bis 15 Monaten, die Lebensdauer einer PV-Anlage liegt bei rund 25 Jahren. Solaranlagen können also in der Regel mehr als 20 Jahre Strom emissionsfrei liefern (PV- AUSTRIA 2010). Durch die starke Forschungstätigkeit im Bereich der Photovoltaik steigen die Wirkungsgrade und unter anderem durch global stark steigende Energiepreise wird die Installation einer PV-Anlage immer rentabler. 3. Theoretische Hintergründe 3.1. Photovoltaik Unter dem Begriff Photovoltaik versteht man die direkte Umwandlung von Lichtenergie in elektrische Energie mittels Solarzellen. Der für die Energiegewinnung nutzbare Wellenlängenbereich der auftreffenden elektromagnetischen Strahlung reicht vom kurzwelligen, nicht sichtbaren Ultraviolett, über den Bereich des sichtbaren Lichts, bis weit in den langwelligeren infraroten Bereich hinein. Bei der Umwandlung wird der fotoelektrische Effekt ausgenutzt. Die Energiewandlung findet mit Hilfe von Solarzellen, die zu sogenannten Solarmodulen verbunden werden, in Photovoltaik-Anlagen statt. Die durch die Anlage erzeugte Elektrizität kann entweder vor Ort genutzt, in Akkumulatoren gespeichert, oder in Stromnetze eingespeist werden. Bei Einspeisung der Energie in das öffentliche Stromnetz wird die von den Solarzellen erzeugte Gleichspannung von einem Wechselrichter in Wechselspannung umgewandelt. Die erzielten Wirkungsgrade bei Photovoltaik reichen von wenigen Prozent (beispielsweise etwa 6 Prozent für Cadmium-Tellurid-Solarmodule) bis hin zu über 40 Prozent (Mehrschicht-Laborexemplar). Die Wirkungsgrade marktüblicher Solarmodule liegen zwischen 14 und 19 Prozent. Für die Gesamtbetrachtung müssen allerdings noch die Verluste des Wechselrichters mit einkalkuliert werden (PV-AUSTRIA 2010). 5

6 Abb. 1: Karte des Solarpotentials für Österreich (EUROPEAN COMMISSION 2008) 3.2. Standortfaktoren Die Grundlage für Photovoltaik ist die Nutzung der Sonnenenergie. Die Stärke der Sonneneinstrahlung entscheidet dabei über die energetische Ausbeute einer Photovoltaikanlage, wobei mehrere Standortfaktoren berücksichtigt werden müssen, um eine Photovoltaikanlage wirtschaftlich rentabel betreiben zu können: 1. Globalstrahlung 2. Dachneigung und Exposition der Dachflächen 3. Nah- und Fern Verschattung 4. (Die Größe der nutzbaren Dachflächen) 6

7 Im nachfolgenden Teil dieser Arbeit werden die oben angeführten Standortfaktoren genauer beschrieben und theoretisches Hintergrundwissen zu den jeweiligen Standortfaktoren vermittelt Globalstrahlung - Der Strahlungsgenuss der Erde Der Großteil, der von der Sonne kommenden solaren Strahlung, stammt aus der rund 350 km dicken Fotosphäre. In jeder Sekunde erhält die Erde rund 5 * 10^10 KWh an solarer Strahlung. Der jährliche globale Energieverbrauch beträgt in etwa rund 3 Prozent der täglichen Sonneneinstrahlung auf die Erde. Als Solarkonstante wird die langjährig gemittelte extraterrestrische Sonnenbestrahlungsstärke bezeichnet, die bei mittlerem Abstand Erde Sonne ohne den Einfluss der Atmosphäre senkrecht auf die Erde auftrifft. Das Wort Solarkonstante deutet auf die hohe Konstanz der extraterrestrischen Strahlung hin, die im Mittel mehrerer Jahre um weniger als 1 variiert. Dieser Strahlungsstrom ist mit 1368 W/m² festgelegt. Beim Durchdringen der Erdatmosphäre werden Teile dieses Energieflusses absorbiert, gestreut und reflektiert. Rund 26 % durchdringen die Atmosphäre ohne jede Veränderung. Dieser Anteil wird als direkte Sonnenstrahlung bezeichnet. Die direkte Strahlung ist der Teil, der von der Sonne aus direkt einfällt und uns die Sonne sehen lässt. An der Erdoberfläche kann die direkte Sonnenstrahlung nicht restlos absorbiert werden und in Abhängigkeit des Albedo der Oberflächen werden gewisse Teile reflektiert. 16 % der Strahlung werden in der wolkenfreien Atmosphäre von beispielsweise Ozon, Wasserdampf und anderen Gasen sowie von Aerosolen absorbiert. 3 % werden durch Wolken absorbiert. Durch Reflexion an Wolkenoberflächen und Streuung innerhalb der Wolken wird ein weiterer Strahlungsstrom zur Erdoberfläche in Gang gesetzt, welcher mit 24 % der Solarkonstante beziffert werden kann. Die Reflexion und Streuung in den Wolken hat auch einen Strahlungsstrom von 20 % in Richtung Weltraum zur Folge. Weitere 5 % der eingestrahlten Energie werden an Luftteilchen in Richtung Erde und 6 % in Richtung Weltraum gelenkt. Die zur Erde gerichtete Streu- und Reflexstrahlung von Wolken und Luftteilchen summiert sich auf 29 % und wird zur sogenannten diffusen Himmelsstrahlung zusammengefasst. Die beiden Strahlungsströme der diffusen- und direkten Strahlung 7

8 werden als die Globalstrahlung zusammengefasst. Die Globalstrahlung beschreibt den Energieimput, der auf der Erdoberfläche an kurzwelliger Strahlung auftrifft. Global und über alle Jahreszeiten gemittelt nimmt diese einen Wert von rund 55% des extraterrestrischen Strahlungsstroms an, was bedeutet, dass nur etwas mehr als die Hälfte der Sonnenstrahlung bis zur Erdoberfläche vordringt, wobei weitere 4% in Abhängigkeit der lokalen Albedo als sogenannte Reflexstrahlung von der Erdoberfläche und Oberflächenobjekten aus reflektiert werden (HÄCKEL 2005:178ff). Der an der Oberfläche auftreffende Anteil der direkten- und diffusen Strahlung ist lokal betrachtet stark abhängig von meteorologischen Bedingungen (z.b.: Bewölkungsgrad, Luftfeuchtigkeit, etc.), der Jahreszeit, sowie von geographischen Bedingungen (z.b.: geographische Breite, Seehöhe, Topographie, etc.). Abb. 2: Globalstrahlung (Quelle: Neben dem lokalen Strahlungsgenuss gibt es weitere bedeutende Standortfaktoren, welche für die Analyse des Solarpotentials von großer Bedeutung sind Dachneigung und Exposition der Dachteilflächen Für eine wirtschaftlich rentable Installation einer Photovoltaikanlage sind Dachneigung und die Exposition der Dachflächen besonders wichtig. Um die Einstrahlungsenergie auf eine 8

9 geneigte Fläche berechnen zu können müssen Neigungs- und Ausrichtungswinkel, sowie der Globalstrahlungswert auf eine horizontale Fläche bekannt sein. Der größte Nutzen wird bei einem senkrechten Auftreffen der Einstrahlungsenergie auf die Fläche generiert, beispielsweise beim Einstrahlen auf eine horizontale Fläche, wenn die Sonne im Zenit steht (Sonnenhöhenwinkel = 90 am Äquator). Aufgrund der Veränderung des Sonnenhöhenwinkels und Sonnenazimuts im Laufe eines Tages und Jahres, variiert dadurch auch der Sonneneinfallswinkel zur Dachfläche. Bedeutend ist die Betrachtung des jährlichen Strahlungsangebotes auf die für die Installation der Module vorgesehenen Flächen (LUDWIG et al. 2008). Laut KALTSCHMITT et al lassen sich in Mitteleuropa mit Kollektorneigungen zwischen 25 und 45 ganzjährig optimale Erträge erwirtschaften. Abb. 3: Sonnenbahndiagramm für 49 Nord (Quelle: Für unsere Breiten (Salzburg) kann der höchste Einstrahlungswert auf einem nach Süden exponiertem Dach mit einer Dachneigung von rund 30 bis 35 erreicht werden. Eine Südabweichung um +/- 45 vermindert die Erträge um lediglich 5 bis 10 %(PV-AUSTRIA). Ost- oder westexponierte Dachflächen eignen sich nur bedingt für Photovoltaik, da die prozentuelle Ausbeute der auftreffenden Energie durch ungünstige Einstrahlungswinkel relativ schnell abnimmt. Nordexponierte Flächen sind für eine solarenergetische Nutzung ungeeignet (MITSCHKE et al. 2008). Die nachfolgende Grafik dient zur Veranschaulichung der 9

10 Auswirkungen durch Abweichungen von Optimum auf die prozentuelle Ausbeute der jährlich einfallenden Strahlungsenergie. Abb. 4: Auswirkung der Dachneigung und Exposition für 50 Nord (Quelle: Nah- und Fern Verschattung: Neben der Ausrichtung einer Photovoltaikanlage ist für den wirtschaftlichen Betrieb ein verschattungsfreier Standort auschlaggebend. Abschattung kann durch z.b. Kamine, benachbarte Gebäude, Bäume, Antennen, Berge, etc. hervorgerufen werden. Verschattung von PV Anlagen ist in der Praxis eine wesentliche Ursache für Mindererträge, und neben Leistungseinbußen der Anlage besteht die Gefahr der Beschädigung der Solarzellen. Wenn auch nur auf Teilbereiche der Solarzelle zu bestimmten Zeiten ein Schattenwurf stattfindet, wird nicht nur der unmittelbar betroffene Bereich außer Kraft gesetzt, sondern die Leistung der gesamten Zellen innerhalb eines Moduls (PV-AUSTRIA 2010). Laut SANDER 2006 ist ein ganzjährig verschattungsfreier Standort ab einem Sonnenstand von rund 15 sinnvoll. 10

11 Abb. 5: Auswirkung des Sonnengangs auf die Verschattung (Quelle: Für diese Arbeit wird in Bezug auf die Verschattung unterschieden zwischen der Nah Verschattung, hervorgerufen durch z.b. Bebauung und Vegetation im umliegenden Bereich, und der Fern Verschattung durch umliegende Topographie, wie beispielsweise Gebirgskämme Digitale Höhenmodelle Als Eingangsdatensatz wird für die Analyse mit GIS-basierten Modellen ein Digitales Oberflächenmodell (DOM) oder ein Digitales Geländemodell (DGM) benötigt. Dieses wird mittels Laserscanner auch als LIDAR (Light Detection and Ranging) bezeichnet generiert. Dabei handelt es sich um ein aktives Verfahren zur punktweisen Erfassung der Geländeoberfläche von einem Flugzeug aus. Die Zielsetzung ist dabei die Messung von zahlreichen Punkten, die in ihrer Gesamtheit die Geländeoberfläche geometrisch beschreiben (ALBERTZ 2009:53f). Aus diesem Eingangsdatensatz werden automatisiert für die Analyse wichtige Standortfaktoren, wie beispielsweise die Neigung und Exposition ermittelt. 11

12 3.7. Berechnung der Globalstrahlung Um Solarpotentiale zu berechnen und dabei auf Variationen der Standortfaktoren eingehen zu können, sind GIS-basierte Lösungsansätze sehr hilfreich. GIS-Softwareprodukte ermöglichen eine schnelle, kostengünstige und relativ genaue Analyse des Solarpotentials und gehen dabei auf die wichtigen Standortfaktoren wie Exposition, Neigung etc. ein. Für die Berechnung der Globalstrahlung kann auf mehrere Tools zurückgegriffen werden. Ein Unterschied für die Berechnung besteht darin, dass die Kalkulation der Globalstrahlung einerseits für gesamte Flächen oder nur für bestimmte Punkte eines digitalen Geländemodells durchgeführt werden können. Eines der ersten GIS-basierten Modelle um die Globalstrahlung zu berechnen war das Tool SOLARFLUX (Dubayah and Rich 1995, Hetrick et al. 1993), welches für das ARC/INFO GIS entwickelt wurde. Ein ähnlicher Ansatz wurde durch die Implementation von Algorithmen zur Berechnung der Globalstrahlung in ein kommerziell verfügbares Geographisches Informationssystem GENASYS übernommen, welches auf AML Script aufbaut (Kumar et al 1997). Ein weiterer Ansatz für die Berechnung aller drei Strahlungskomponenten wurde unter dem Modell SOLEI in Verbindung mit der GIS - Software IDRISI realisiert (Mészároš 1998, Miklánek 1993) (EUROPEAN COMMISSION 2008). Diese drei genannten Modelle nützen relativ einfache empirische Formeln für die Kalkulation und zeigten sich als nicht tauglich für die Berechnung der Globalstrahlung über größere Flächen. Das Tool Solar Analyst entwickelt für das Softwareprodukt ArcGIS (Fu und Rich 2000) bietet fortschrittlichere Methoden für die Berechnung der Globalstrahlung. In einer Vorbearbeitungsphase werden bei diesem Tool mehrere Algorithmen durchgeführt, welche nachfolgend genauer beschrieben werden (EUROPEAN COMMISSION 2008). 1. Algorithmus: Viewshed Berechnung (Sichtbereich) Da die Einstrahlung stark von der umliegenden Topographie und von Oberflächenobjekten abhängig ist, ist die Berechnung eines senkrecht nach oben gerichteten Sichtbereichs für jeden zu analysierenden Punkt des Digitalen Höhenmodells sehr wichtig. Die 12

13 halbkugelförmigen Viewsheds zeigen den gesamten vom jeweiligen Punkt aus sichtbaren Himmel. Der Anteil des vom jeweiligen Punkt aus sichtbaren Himmels ist für eine genaue Einstrahlungsberechnung von hoher Bedeutung. Als Paradigma für diese Thematik kann man sich vorstellen, dass man in einer freien Wiese einen weitaus größeren Bereich des Himmels überblicken kann, als wenn man in einem tiefen Canyon den Blick nach oben richtet. Ein Viewshed ist also eine Repräsentation des gesamten Himmels, der entweder sichtbar oder verdeckt ist, von einem bestimmten Punkt aus. Berechnet wird er durch eine angegebene Anzahl an Richtungen rund um einen angegebenen Punkt und bestimmt somit den Horizont Winkel (ESRI 2010: Calculating solar radiation). Abb. 6: Viewshed Erstellung - ArcGIS Solar Analyst (ESRI 2010: Calculating solar radiation) 2. Algorithmus: Überlagerung des Viewshed mit einer direkten Sunmap Die direkte Strahlung wird mit Hilfe einer Sunmap berechnet. Die Sunmap zeigt den Gang der Sonne oder die jeweilige Sonnenposition zu einer bestimmten Zeit eines Tages oder über die Tage eines Jahres. Sie besteht aus diskreten Sektoren bestimmt durch die Sonnenposition zu bestimmten Intervallen über den Tag oder der Jahreszeit. Der Sonnengang wird basierend auf der geographischen Breite und der vorgegebenen Zeitkonfiguration, welche die Sektoren bestimmt berechnet. Dabei wird die direkte Strahlung ausgehend von jedem Sektor separat berechnet und mit dem Viewshed überlagert, um schlussendlich die direkte Strahlung für jeden Punkt bestimmen zu können (ESRI 2010: Calculating solar radiation). 13

14 Abb. 7: Sunmap für 45 Nord / Überlagerung mit Viewshed - ArcGIS Solar Analyst (ESRI 2010: Calculating solar radiation) 3. Algoritmus: Überlagerung Viewshed mit der diffusen Skymap Diffuse Strahlung oder Himmelsstrahlung kommt aus allen Richtungen als Resultat der Streuung an Aerosolen und Wolken, etc. Um die diffuse Strahlung für einen bestimmten Punkt zu berechnen wird diese halbkugelförmige Skymap berechnet und in Sektoren aufgeteilt; definiert durch Zenit und Azimut Winkel. Jeder Sektor bekommt einen Identifikator. Die diffuse Strahlung wird für jeden Sektor berechnet. Diese Skymap wird anschließend wiederrum mit dem Viewshed überlagert, um jene Sektoren zu identifizieren, von denen aus diffuse Strahlung ihren Ursprung hat (ESRI 2010: Calculating solar radiation). Abb. 8: Skymap: aus jedem Sektor entspringt diffuse Strahlung / Überlagerung mit Viewshed ArcGIS Solar Analyst (ESRI 2010: Calculating solar radiation) 14

15 Abbildung 8 verdeutlicht die Überlagerung des Viewshed mit der Skymap. Die grauen Bereiche repräsentieren verdeckte Himmelsbereiche, aus denen keine diffuse Strahlung einfällt. Die Globalstrahlung wird folglich aus der Summe der direkten und diffusen Einstrahlung berechnet, welche in den unverdeckten Himmelsbereichen ihren Ursprung haben. Nicht berücksichtigt wird jedoch bei der Analyse mit dem Solar Analyst die Reflexstrahlung, welche laut HÄCKEL 2005 in Abhängigkeit der lokalen Albedo von der Erdoberfläche und Oberflächenobjekten aus reflektiert wird und rund 4% der eingestrahlten Energie ausmacht. 4. Methodische Vorgehensweise für die Analyse Fragestellungen die im Rahmen dieser Arbeit beantwortet werden sollen: 1. Kann mit einer Photovoltaik Anlage auf der Naturwissenschaftlichen Fakultät der eigene Energieverbrauch gedeckt werden? 2. Wie stark wirkt sich Nah - Verschattung auf die Globalstrahlung aus? Abb. 9: Überblick der Standorte (Quelle: BingMaps 2011) 15

16 4.1. Datengrundlage: Abb. 10: Digitales Oberflächenmodell Salzburg & Digitales Geländemodell Raum Salzburg (Quelle: Amt der Salzburger Landesregierung 2010/ CSI 2011) Als Datengrundlage für die Analyse des Solarpotentials dienen zwei verschieden aufgelöste digitale Höhenmodelle. Als Untersuchungsgebiet dient das Stadtgebiet Salzburg und das großzügig abgegrenzte umliegende Relief. Für das Stadtgebiet liegt ein digitales Oberflächenmodell (DOM) und für das umgebende Relief ein digitales Geländemodell (DGM) vor. Der Rasterdatensatz für das Stadtgebiet besitzt eine Auflösung von 1m mit einer Fläche von rund 10 Km², das geringer aufgelöste SRTM Satelliten-Geländemodell eine Auflösung von 90m mit einer Fläche von rund 1000 Km². Das verwendete DOM von Salzburg ist die Grundlage für die Ableitung von Dachpolygonen und die anschließende Strahlungsmodellierung. Als Vorbereitung für die Analyse mussten diese beiden Höhenmodelle zu einem Rasterdatensatz zusammengeführt werden, da als Eingangsdatensatz für die Analyse mit dem Tool Solar Analyst nur ein einziger Rasterdatensatz angegeben werden kann. Dies erforderte zuerst eine Projektion des SRTM- Datensatzes von WGS 84 in das MGI - Referenzsystem von Österreich. Nach der Projektion konnten die beiden Datensätze zu 16

17 einem Rasterdatensatz mosaikiert werden, um für die Analyse des Solarpotentials als Eingangsdatensatz fungieren zu können. Für die 2. Fragestellung dieser Arbeit, wie stark sich die Nah-Verschattung auf die Globalstrahlung auswirkt, mussten weitere Änderungen am digitalen Höhenmodell vorgenommen werden. Um die Auswirkung der Nah-Verschattung analysieren zu können wurde daher in einem Radius von 650 Metern rund um den Standort der Universitätsbibliothek dem digitalen Höhenmodell ein Höhenwert von 423 m zugewiesen. 423m Seehöhe entsprechen der Höhenlage des Innenhofes der Universitätsbibliothek. Um dies zu bewerkstelligen wurde ein Polygon digitalisiert, dieses wurde anschließend in ein Rasterformat konvertiert und den einzelnen Zellen das Höhen-Attribut von 423 Metern zugewiesen. Im nachfolgenden Bearbeitungsschritt wurde die so erstellte Rasterdatei mit dem digitalen Höhenmodell mosaikiert Ableitung von Dachpolygonen Aufgrund der Fragestellung für diese Arbeit, bei der nur für bestimmte Dachflächen von 2 Gebäuden das Solarpotential berechnet werden soll, fiel der Entschluss die Dachpolygone manuell zu digitalisieren. Laut MAUKISCH et al gibt es zahlreiche Verfahren zur automatisierten Extraktion von Gebäudegrundrissen als auch für Dachflächen (HOFMANN et al. 2002, SCHWALBE et al. 2005, MATIKAINEN et al. 2007). Diese Verfahren verwenden generell als Eingabe entweder Orthofotos, Laserscanning-Daten, hochaufgelöste Satellitenbilddaten oder oft eine Kombination aus diesen. Beispielsweise durch eine Herangehensweise mithilfe Methoden von Objekt-basierter Bildanalyse können automatisiert, flächendeckend für Analysen des Solarpotentials von gesamten Stadtgebieten benötigte Dachflächen extrahiert werden. Laut einer Studie von KAARTINEN et al sinkt jedoch die Genauigkeit der getesteten Methoden mit dem Maß der Automatisierung (zit. n. MAUKISCH et al. 2008). Für die hier vorgesehene kleinräumige Analyse wurden die Dachpolygone daher manuell digitalisiert. 17

18 Alle Nordost-, Nord-, und Nordwestexponierten Dachflächen der zu untersuchenden Gebäude wurden aus der Analyse ausgeschlossen, da sich diese Flächen für solarenergetische Nutzung nicht eignen. Abb. 11: Hillshade des DOM: Die 2 Standorte mit digitalisierten Dachteilflächen und den Zentroiden (Quelle: eigene Bearbeitung) Für die Solarpotential Analyse der Naturwissenschaftlichen Fakultät wurden somit 20 homogene Dachteilflächen mit einer gesamten projizierten Fläche von rund 4000 m² digitalisiert. Die Dachteilflächen der Naturwissenschaftlichen Fakultät weisen eine homogene Neigung von rund 9 auf. Für die Analyse der Universitätsbibliothek wurden insgesamt 9 homogene Dachteilflächen mit einer gesamten projizierten Fläche von rund 1900 m² digitalisiert. Die Dachteilflächen der Universitätsbibliothek weisen unterschiedliche Dachneigungen zwischen 10 und 34 auf. Für die Bestimmung der Neigungswinkel der einzelnen Dachteilflächen wurden die Neigungswinkel mit der Slope- Funktion in ArcGIS abgeleitet. Da programmintern beim Maß der Größe der Dachteilflächen die projizierte Fläche angegeben wird, musste mithilfe des Field-Calculator in ArcGIS der Kosinus Satz 18

19 angewendet werden, um die realen Flächengrößen ableiten zu können. Die Berechnung wurde mit der Formel: Reale Fläche der Dachteilflächen = projizierte Fläche der Dachteilflächen / cos der Neigung der jeweiligen Dachteilfläche Folglich steht für die Installation einer PV-Anlage auf der Naturwissenschaftlichen Universität eine Fläche von rund 4050 m² zur Verfügung. Für die Universitätsbibliothek kommt eine Fläche von rund 2050 m² für die Installation in Frage. Im nachfolgenden Bearbeitungsschritt mussten die digitalisierten Flächen durch Punkte repräsentiert werden, um eine Punkt-basierte Analyse zu ermöglichen. Im Gegensatz zur Flächen-basierten Solarpotentialanalyse, bei der für jede Rasterzelle des digitalen Höhenmodells die Einstrahlungsenergie berechnet wird, um für beispielsweise ganze Landschaften Aussagen bezüglich des Solarpotentials treffen zu können, ist bei der Punktbasierten Analyse eine Aussage über die Strahlungsenergie für bestimmte Standorte möglich. Um die in Hinsicht auf Dachexposition und Dachneigung homogenen Dachteilflächen durch Punkte zu repräsentieren, wurde für jede einzelne Dachfläche der Zentroid (Schwerpunkt) gewählt. In einer vorangegangenen Analyse wurde ein Versuch unternommen, die Dachteilflächen mit einer Vielzahl von zufällig verteilten Punkten zu repräsentieren, für diese die Strahlungsenergie zu berechnen und anschließend auf die Fläche zu mitteln. Diese vorangegangene Analyse lieferte beinahe dieselben Ergebnisse, wie die Einstrahlungsberechnung für nur einen Punkt pro Dachteilfläche, es fielen nur Ungenauigkeiten des digitalen Höhenmodells auf und sehr lange Rechenzeiten waren durch die Vielzahl an Punkten die Folge. Da es sich um homogene Dachteilflächen mit fast keinen Dachaufbauten, wie beispielsweise Schornsteine (Verschattung im Nah-Bereich) handelt, kann jeder beliebige Punkt auf den Dachteilflächen für die Analyse herangezogen werden. 19

20 4.3. Parametereingabe für die Analyse Im nachfolgenden Teil dieser Arbeit werden die einzelnen Parameter, welche für eine Punktbasierte Solarpotentialanalyse im Rahmen des Tools Solar Analyst benötigt werden genauer beschrieben. Als Quelle der dafür benötigten Informationen wurde teilweise die ArcGIS Toolbeschreibung verwendet. Gleichzeitig werden hier die für die Analyse verwendeten Einstellungen angegeben. Input raster: Als Eingangsdatensatz dient das wie zuvor beschriebene digitale Höhenmodell. Input points feature or table: Für die Punkt-basierte Analyse werden die zuvor erstellten Zentroide der jeweiligen Dachteilflächen verwendet. Output global radiation features: Danach folgt die Namensgebung und Pfadangabe des Outputs. Height offset(optional): Mit dem spezifizierbaren Höhenabstand kann der Abstand der zu analysierenden Punkte über dem digitalen Höhenmodell angegeben werden, für welche die Berechnung durchgeführt werden soll. Da die PV-Module auf den Dachteilflächen der Gebäude installiert werden sollen, wird eine Montagehöhe von 15 cm angenommen. Latitude(optional): Im nächsten Schritt folgt die Eingabe der geographischen Breite in Dezimalgrad, um den Standort der Analyse zu deklarieren. Die geographische Breite ist wichtig für die Berechnung des Sonnenganges und der Einstrahlungswinkel. Wird keine Breite spezifiziert wird der Mittelwert aus dem digitalen Höhenmodell automatisiert berechnet. Für die Analyse wurden die genauen Koordinaten der beiden Gebäude aus dem Salzburger Geographischen Informationssystem (SAGIS) entnommen. Geographische Breite der Naturwissenschaftlichen Fakultät: 47, Geographische Breite der Universitätsbibliothek: 47, Sky size / Resolution(optional): Die folgende Eingabe spezifiziert die Auflösung der Himmelsgröße. Die Einheit sind Zellen und die Eingabe der Himmelsauflösung bestimmt somit die Auflösung des Viewshed, der Skymap und der Sunmap, welche zuvor im theoretischen Teil beschrieben wurden. Eine höhere Auflösung wirkt sich auf die Genauigkeit 20

21 der Berechnung aus, erhöht jedoch die erforderlichen Rechenzeiten. Der voreingestellte Wert liegt bei 200 (Maximum=4000), jedoch sollte für Punkt-basierte Analysen ein deutlich höherer Wert angenommen werden, besonders bei einer zeitlichen Konfiguration mit Simulationszeiten im Tagesintervall von kleiner als 14 Tagen, da sonst bei zu geringer Auflösung Sonnenbahnen überlappen könnten und somit die Ergebnisse verfälscht werden können. Die Auflösung für die Analyse wurde mit 2000 spezifiziert. Time configuration(optional): Es folgt die zeitliche Konfiguration der Analyse. Zur Auswahl stehen: Special days: Simulationen für spezielle Tage Wintersonnenwende/ Tag und Nacht Gleiche und Sommersonnenwende. Within a day: nur für einen bestimmten Tag (spezifizierbar). Multiple days in a year: für mehrere Tage eines Jahres (spezifizierbar). Whole year with monthly interval: für das ganze Jahr mit monatlichen Intervallen (Bei dieser Einstellung wird die Möglichkeit Tagesintervalle anzugeben gesperrt). Die zeitliche Konfiguration für diese vorliegende Analyse (Multiple days in a year) wurde anhand eines Modells im ArcGIS ModelBuilder gelöst, um einerseits für jeden Monat die bekannten atmosphärischen Bedingungen in die Analyse einfließen zu lassen und andererseits halbstündliche, 3-tägige Intervalle zu ermöglichen. 21

22 Abb. 12: ArcGIS Modell für die Berechnung (Quelle: eigene Bearbeitung im ArcGIS ModelBuilder) Day interval(optional): Bei längeren Simulationszeiten können die Tagesintervalle angegeben werden. Die Tagesintervalle sollten nicht unter 3 Tage gewählt werden, da innerhalb von 3 Tagen die Sonnenbahnen überlappen könnten. Hour interval(optional): Stündliche Berechnungsintervalle können hier bestimmt werden. Topographische Parameter: Z factor(optional): Unter dieser Rubrik kann im ersten Fenster der Z- Faktor bestimmt werden, welcher in unserem Fall 1 entspricht. Slope and aspect input type(optional): Die nächste Eingabe erfordert die Spezifikation der Neigung und Exposition. Es sind mehrere Auswahlmöglichkeiten vorhanden: FROM_DEM: Die benötigten Neigungs- und Expositionsgrids werden von dem Eingangsdatensatz berechnet. FLAT_SURFACE: Bietet eine Analyse für eine flache Oberfläche. FROM_POINTS_TABLE: Die geforderte Eingabe für Neigung und Exposition kann auch aus der Punkttabelle entnommen werden, falls diese spezifiziert worden ist. Für diese Arbeit wurde angegeben, die erforderlichen Daten aus dem digitalen Höhenmodell zu entnehmen (FROM_DEM). Calculation directions(optional): Die nächste Abfrage bietet eine optionale Angabe der Berechnungsrichtungen. Diese Eingabe deklariert die Anzahl der Azimut-Richtungen, welche in der Berechnung des Viewshed Verwendung findet. Der voreingestellte Wert sind 32 Richtungen, was für eine komplexe Topographie ausreichend ist. Horizontwinkel werden nur für die angegebene Anzahl der Berechnungsrichtungen abgeleitet und die restlichen Werte werden interpoliert. Die Anzahl der Berechnungsrichtungen steht in Zusammenhang mit der Auflösung des digitalen Höhenmodells, wodurch in unserem Fall mit einem 1m aufgelöstem Höhenmodell (fein-strukturiert) für eine genaue Berechnung mehr Richtungen anzugeben sind. Für die Analyse wurden 64 Berechnungsrichtungen spezifiziert. Strahlungsparameter: 22

23 Zenith divisions(optional): Die Anzahl der Sparten wird benötigt, um Himmelssektoren in der Skymap zu generieren. Der voreingestellte Wert sind 8 Kategorien relativ zum Zenit. Für die vorliegende Analyse wurden 80 Teilungen angegeben. Azimuth divisions(optional): Die Anzahl der Sparten wird benötigt, um Himmelssektoren in der Skymap zu erstellen. Der voreingestellte Wert sind 8 Sparten relativ zu Nord. Dieser Wert wurde für die vorliegende Arbeit mit 80 angenommen. Diffuse model type(optional): Die Art des diffusen Strahlungsmodells. Zur Auswahl stehen: UNIFORM_SKY: Die diffuse Strahlung ist aus allen Himmelsrichtungen dieselbe. STANDARD_OVERCAST_SKY: Der diffuse Strahlungsstrom verändert sich mit dem Zenith Winkel. Diese Einstellung wurde UNIFORM_SKY angenommen, somit ist die diffuse Strahlung aus allen Richtungen gleich stark. Diffuse proportion(optional): Der Anteil der diffusen Strahlung an der Globalstrahlung. Werteingabe von 0 bis 1. Dieser Wert muss entsprechend den atmosphärischen Bedingungen angegeben werden. Der voreingestellte Wert ist 0,3 für generell klaren Himmel. Für die vorliegende Arbeit wurde der Anteil der diffusen Strahlung und der Transmissivität aus einer Masterarbeit entnommen, in der iterativ durch Gegenüberstellung von berechneten und gemessenen Globalstrahlungswerten aus Quellen des ZAMG für den Zeitraum September 2004 bis August 2005 ermittelt wurden. Hier muss angemerkt werden, dass es sich dabei nicht um Normalzahlen handelt und durch den Beobachtungszeitraum von nur einem Jahr Extremwerte in die Berechnung mit einfließen können. Im Rahmen dieser Seminararbeit wäre die Beschaffung von langjährigen Mittelwerten der atmosphärischen Parameter aus Quellen des ZAMG für die Messstation Salzburg Flughafen (Messung der Globalstrahlung) mit großem Aufwand und Kosten verbunden gewesen und daher muss mit den vorhandenen Daten ein Auslangen gefunden werden. 23

24 Abb. 13: Diffuser Anteil (Quelle: ZAMG zit. n. HASLAUER 2009) Transmittivity(optional): Der Anteil der Strahlung, welcher die Atmosphäre durchdringt (über alle Wellenlängen gemittelt). Werteingabe von 0 für keine Durchlässigkeit bis 1 für vollständige Durchlässigkeit. Wie beim Anteil der diffusen Strahlung wurden die Werte der Transmissivität der zuvor beschriebenen Quelle entnommen. Abb. 14: Transmissivität (Quelle: ZAMG zit. n. HASLAUER 2009) Ausgabe Optionen: Output direct radiation features(optional): Nomenklatur und Pfadangabe des Outputs, welcher den Anteil der direkten Strahlung für jeden Standort beinhaltet. Die Einheit des Outputs sind Watt Stunden pro Quadratmeter(Wh/m²). Output diffuse radiation features(optional): Nomenklatur und Pfadangabe des Outputs, welcher den Anteil der diffusen Strahlung für jeden Standort beinhaltet. Die Einheit des Outputs sind Watt Stunden pro Quadratmeter(Wh/m²). 24

25 Output direct duration features(optional): Nomenklatur und Pfadangabe des Outputs, welcher die Dauer der direkten Einstrahlung beinhaltet. Die Einheit des Outputs sind Stunden(h). Abb. 15: Parametereingabe für Punkt-basierte Solarpotentialanalyse ArcGIS Solar Analyst (ESRI 2010: Calculating solar radiation) 25

26 5. Ergebnisse aus der Solarpotentialanalyse 5.1. Fragestellung 1 Die Ergebnisse aus der Analyse werden im nachfolgenden Teil dieser Arbeit dargestellt, interpretiert und anhand von verschiedenen Diagrammen veranschaulicht. Bezüglich der 1. Fragestellung für diese Arbeit, ob mit einer Photovoltaik Anlage auf der Naturwissenschaftlichen Fakultät der eigene Energieverbrauch gedeckt werden kann lautet das Ergebnis: Der recherchierte jährliche Energieverbrauch des Universitätsstandortes Naturwissenschaftliche Fakultät liegt bei rund 5 Millionen KW/h jährlich (Auskunft der Wirtschaftsabteilung der NAWI). Die durchschnittliche jährliche Einstrahlungsenergie pro m² wurde mit 1352,3 KWh/m² errechnet. Für die Naturwissenschaftliche Fakultät stehen wie zuvor berechnet 4050 m² nutzbare Fläche zur Verfügung. Daraus berechnet sich eine gesamte jährliche Strahlungssumme von KWh für die digitalisierten Dachteilflächen der Naturwissenschaftlichen Fakultät. Bei einem angenommenen Wirkungsgrad der PV-Module von 17% und einem angenommenen Verlust des Wechselrichters von 2% kann eine jährliche Leistung von KWh generiert werden. Dies bedeutet, dass lediglich rund 18% des jährlichen Energiebedarfs der Naturwissenschaftlichen Universität durch eine Installation einer PV-Anlage auf den dafür geeigneten Dachteilflächen des Universitätsgebäudes generiert werden könnte. 26

27 Durchschnittliche monatliche Einstrahlungsenergie pro m² je Standort Strahlungsenergie in Wh/m² NAWI (3d; 0,5h) Bibliothek (3d; 0,5h) Summe: Wh/m² Summe: Wh/m² Abb. 16: Durchschnittliche monatliche Einstrahlungsenergie pro m² je Standort (eigene Analyse) Beim Vergleich der durchschnittlichen jährlichen Einstrahlungsenergie der beiden Standorte ist auffällig, dass die Universitätsbibliothek mit einer Dauer der direkten Sonneneinstrahlung von 2784,6 Stunden im Vergleich zur direkten Einstrahlungsdauer von 3953,5 Stunden am Standort der NAWI, auf eine nur rund 6% geringere Summe der jährlichen Einstrahlungsenergie pro m² kommt. Dieser Unterschied lässt sich anhand der, für solarenergetische Nutzung günstigeren Neigungswinkel der Dachteilflächen erklären. Wie zuvor erwähnt, weisen die Dachteilflächen der NAWI Neigungswinkel von rund 9 auf, während die Dachteilflächen der Universitätsbibliothek Neigungen zwischen 10 bis 34 aufzeigen. 27

28 Zusammensetzung der eingestrahlten Energie Standort NAWI Strahlungsenergie in Wh/m² NAWI - direkte Sonneneinstrahlung NAWI - diffuse Sonneneinstrahlung Abb. 17: Zusammensetzung der eingestrahlten Energie Standort NAWI (eigene Analyse) Vergleich der direkten Einstrahlungsdauer der beiden Standorte Direkte Einstrahlungsdauer in h NAWI - Dauer der direkten Sonneneinstrahlung Bibliothek - Dauer der direkten Sonneneinstrahlung Summe: 3953,5 h Summe: 2784,6 h Abb. 18: Vergleich der direkten Einstrahlungsdauer der beiden Standorte (eigene Analyse) 28

29 5.2. Fragestellung 2 Bezüglich der 2. Fragestellung für diese Arbeit, wie stark sich die Nah-Verschattung auf die Globalstrahlung auswirkt, lautet das Ergebnis: Die Horizonterhöhung und der Schattenwurf der im Radius von 650 Metern um den Standort der Universitätsbibliothek stehenden Objekte wie beispielsweise Gebäude, Vegetation, Teile des Mönchsberges, etc. wirken sich mit rund 8% Verlust auf die durchschnittliche jährliche Einstrahlungsenergie pro m² aus. Auffallend ist der Vergleich der direkten Einstrahlungsdauer bei der Simulation ohne die Objekte im Nahbereich. Die durchschnittliche Dauer der direkten Sonneneinstrahlung erhöht sich dabei auf 3809,2 Stunden jährlich und ist somit beinahe mit dem sehr freien und durch Oberflächenobjekte wenig beeinträchtigten Standort der NAWI zu vergleichen, bei der sich die Dauer der direkten Einstrahlung auf 3953,5 Stunden über das Jahr summiert. Die Dauer der direkten Sonneneinstrahlung bei der Analyse ohne die Berücksichtigung der im Radius von 650 Metern vorkommenden Oberflächenobjekte ist um mehr als ein Drittel länger, in Hinsicht auf die durchschnittliche jährliche Einstrahlungsenergie pro m² macht diese längere, direkte Einstrahlungsdauer jedoch nur 8% potentiellen Energiegewinn aus. Dies lässt sich durch eine viel längere direkte Einstrahlungsdauer aus flachen Einfallswinkeln erklären, wobei der größte Nutzen bei einem senkrechten Auftreffen der Einstrahlungsenergie auf die Fläche generiert werden kann. 29

30 Vergleich der durchschnittlichen monatlichen Einstrahlungsenergie pro m² für die Universitätsbibliothek- Berücksichtigung der Oberflächenobjekte im 650 Meter Radius Strahlungsenergie in Wh/m² Bibliothek (3d; 0,5h) Bibliothek Ohne Nah Verschattung (3d; 0,5h) Summe: Wh/m² Summe: Wh/m² Abb. 19: Vergleich der durchschnittlichen monatlichen Einstrahlungsenergie pro m² für die Universitätsbibliothek (eigene Analyse) Direkte Einstrahlungsdauer in h Vergleich der direkten Einstrahlungsdauer Bibliothek -Unter Berücksichtigung der Oberflächenobjekte im 650 Meter Radius Bibliothek - Dauer der direkten Sonneneinstrahlung Bibliothek - Dauer der direkten Sonneneinstrahlung ohne Nah-Verschattung Summe: 2784,6 h Summe: 3809,2 h Abb. 20: Vergleich der direkten Einstrahlungsdauer Bibliothek - Unter Berücksichtigung der Oberflächenobjekte im 650 Meter Radius (eigene Analyse) 30

31 Literaturverzeichnis ALBERTZ, J. (2009): Einführung in die Fernerkundung. Grundlagen der Interpretation von Luft- und Satellitenbildern. Darmstadt: WBG. CONSORTIUM FOR SPATIAL INFORMATION (CGIAR-CSI 2011): SRTM 90m Digital Elevation Data. < > (Zugriff: ) EUROPEAN COMMISSION (2008): Solar Radiation and GIS GIS-based solar radiation models. < (Zugriff: ) ESRI (Environmental Systems Research Institute 2010): ArcGIS 10 Desktop Help. HÄCKEL, H. (2005): Meteorologie. Stuttgart: Verlag Eugen Ulmer. HASLAUER, M. (2009): Entwicklung eines Modells zur Berechnung von jahreszeitlich verfügbarem Wasserkraftpotenzial unter Berücksichtigung von Verdunstung und Wasserrückhalt am Beispiel des Landes Salzburg. < (Zugriff: ) International Energy Agency (2009): World Energy Outlook. < (Zugriff: ) KALTSCHMITT, M., STREICHER W. & A. WIESE (2006): Erneuerbare Energien Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte. Berlin/Heidelberg/New York. LUDWIG, D., KLÄRLE, M. & S. LANIG (2008): Automatisierte Standortanalyse für die Solarnutzung auf Dachflächen über hochaufgelöste Laserscanningdaten. In: STROBL/BLASCHKE/GRIESEBNER (Hrsg.): Angewandte Geoinformatik Beiträge zum 20. AGIT-Symposium Salzburg. Heidelberg: Wichmann. MAUKISCH, M., PETRINI-MONTEFERRI, F., GEORGES, C., JOCHEM, A. & J. STÖTTER (2008): Berechnung des Solarpotentials von Dachflächen auf Basis hoch aufgelöster Oberflächenmodelle. In: STROBL/BLASCHKE/GRIESEBNER (Hrsg.): Angewandte Geoinformatik Beiträge zum 20. AGIT-Symposium Salzburg. Heidelberg: Wichmann. MITSCHKE, C. & C. SAMINI (2008): GIS-basierter Ansatz zur Erkennung geeigneter Dachflächen für Solarenergienutzung im Stadtteil St. Leonhard in Nürnberg. In: STROBL/BLASCHKE/GRIESEBNER (Hrsg.): Angewandte Geoinformatik Beiträge zum 20. AGIT-Symposium Salzburg. Heidelberg: Wichmann. PHOTOVOLTAIC AUSTRIA FEDERAL ASSOCIATION (2010): PV Auslegung. < (Zugriff: ) SANDER, T. (2006): Grid photovoltaic systems. München / Heidelberg: Hüthig & Pflaum Verlag. 31