SW&W-Cartoon: Michael Hüter Präzision statt Lotterie. Software vielfältig. Dabei ist zunächst eine grundsätzliche

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1 Solarstrom Ertragssimulation SW&W-Cartoon: Michael Hüter Präzision statt Lotterie Ertragsgutachten für große PV-Anlagen sind in ihrer Qualität sehr verschieden. Dabei haben sich Datenquellen, Programme und Methoden gut etabliert, und das Betriebsverhalten lässt sich recht genau prognostizieren. Doch was muss man im Detail beachten? Und wo liegen nach wie vor die größten Unsicherheiten? In der Photovoltaik sind die Einsatzbereiche für Software vielfältig. Dabei ist zunächst eine grundsätzliche Unterscheidung zu treffen. Bei der Anlagenplanung gilt es, alle Komponenten einzeln und auch im Zusammenspiel zu optimieren. Hier kommt die Gruppe der Auslegungsprogramme zum Einsatz. Mit diesen Programmen können die elektrischen Verschaltungskeiten oder die Gleichstrom-Verkabelung systemtechnisch und betriebswirtschaftlich optimiert werden. Außerdem bestimmen die Programme das optimale Montagesystem und geben damit Sicherheit bei der Einhaltung von Normen. Die Ergebnisse werden weitgehend automatisiert berechnet und transparent dargestellt, um den Anwender bei der Anlagenkonfiguration und Akquise zu unterstützen. Diese Programme sollten allerdings nicht für die Ertragsprognose verwendet werden. Denn ihr Fokus liegt auf der Anlagenauslegung und -optimierung. Zur Ertragsberechnung dienen sogenannte Zeitschrittsimulationsprogramme oder Simulationssysteme. In den Zeitschrittsimulationsprogrammen werden Modelle verwendet, die das reale System st genau nachbilden sollen. Das Verhalten des Systems wird dabei auf der Basis von Zeitreihen meteorologischer Eingangsdaten berechnet, die meist über eine stündliche Auflösung verfügen. Es sind Modelle für verschiedene Komponenten wie PV- 126 Sonne Wind & Wärme 4/2009

2 Module und Wechselrichter implementiert. Die Anlage wird in stündlicher oder kürzerer zeitlicher Auflösung anhand von solaren Einstrahlungsdaten und Temperaturen für einen typischen Simulationszeitraum (meist ein Jahr) simuliert. PV-Anlagen können mit den Programmen in hoher Präzision abgebildet und berechnet werden. Die Zeitschrittsimulationsprogramme haben jedoch aufgrund der implementierten Verfahren ihre Grenzen. Für die Simulation neuartiger Anlagenvarianten oder die Untersuchung sehr spezieller Parameter kommt man oftmals um die individuelle Anlagenbeschreibung in einem Simulationssystem nicht herum. Mit diesen Systemen können eigene Simulationsmodelle geschrieben und in die Berechnungen implementiert werden. Die Flexibilität der Simulationssysteme macht sie aber komplexer und verlangt eine deutlich längere Einarbeitungszeit von mehreren Tagen oder gar Wochen. Typischerweise werden in Ertragsgutachten die Zeitschrittsimulationsprogramme PV*SOL und PVSYST verwendet. Seltener trifft man auf Berechnungen mit Solar Pro (Ver. 3.1, Lapsys) oder auf Adaptionen und Weiterentwicklungen älterer Programme. Im Bereich der Simulationssprachen findet man die Programme Greenius, INSEL und Desire. Die Realität ist sehr komplex Die Realitätsnähe der Simulationsrechnungen und ihre grafische Darstellbarkeit am Bildschirm sind zwar faszinierend. Doch das Vertrauen in Computerprogramme sollte reflektiert bleiben. Zum einen können die vielen Bilder von den eigentlichen Aussagen ablenken. Zudem ist die Betriebsrealität einer Photovoltaikanlage sehr komplex. Man sollte sich deshalb klarmachen, wo Simulationsmodelle noch lückenhaft oder nur unzureichend gültig sind. Dies gilt ebenso für die energiemeteorologische und systemtechnische Datengrundlage. Die Wetterdaten sind Hauptbestandteil der Simulation einer PV-Anlage. In dem Teil des Simulationsprogramms, in dem die elektrische Systemtechnik abgebildet wird, lässt sich eine sehr hohe Genauigkeit erzielen. Modellierungs- und Validierungsarbeiten und Studien haben gezeigt, dass man das elektrische Betriebsverhalten der netzgekoppelten PV-Anlagen bei verhältnismäßigem Aufwand bis auf wenige Prozentpunkte genau abbilden kann. Natürlich gibt es auch hierbei Fragen, ob beispielsweise Modelle des PV-Moduls für die Abbildung bestimmter Halbleitermaterialien geeignet sind oder ob die Systemtechnik genau genug modelliert werden kann. Stichworte sind der spannungsabhängige Wirkungsgrad des Wechselrichters oder eine unsymmetrische DC-Verkabelung bei großen Anlagen. Wie gut können Verschattungssituationen durch Horizontüberhöhungen, Eigenverschattung oder direkten Schlagschatten modelliert werden? Alle diese Fragen sind der Grund, warum bei guten Ertragsgutachten als Standard mit zwei, besser noch mit drei verschiedenen Programmen gerechnet und gegengerechnet wird. Auch die Berechnungsgrundlage ist zu überprüfen. Gerade die Wetterdaten haben erheblichen Einfluss auf die Berechnungsergebnisse. Welche Datenquelle soll für die Simulationsrechnung verwendet werden? Wo hat diese energiemeteorologische Datenbasis ihre Stärken, wo ihre Schwächen? Selbst wenn lokale Messdaten vorliegen, sind sie zu hinterfragen. Auch hier stellt sich eine Fülle von Fragen: Gibt es Kalibrierscheine zu den Sensoren und wie sind diese montiert? Gibt es Einschränkungen für das Gesichtsfeld der Sensoren, wie sehen die Umgebungsbedingungen am Messplatz aus? Wie und in welcher Auflösung wird aufgezeichnet und in welchen Intervallen der Sensor gereinigt? Diese vorsichtige und immer wieder reflektierte Suche nach dem richtigen Weg kennzeichnet die guten Ertragsgutachten. Wenn über Datengrundlagen gesprochen wird, sollte man ebenso die Datenblätter der Modul- und Wechselrichterhersteller erwähnen. Selbst hier stößt man bei Plausibilitätskontrollen auf Lücken und manchmal auf erstaunliche Fehler. Auch die Parametrierung der Modelle in den Simulationsprogrammen ist keineswegs trivial. Teilweise bekommt man von den Herstellern nicht die notwendigen Informationen. In einer solchen Situation erfordert die Improvisation des Anwenders bei der Modellparametrierung viel Erfahrung. Doch trotz all dieser Fragestellungen und Unsicherheiten lässt sich mit professionellen Ertrags- Sonne Wind & Wärme 4/

3 Solarstrom Ertragssimulation Abb. 1: Anzahl der mittleren Schneebedeckungstage in Europa, dargestellt als Jahressummen (aus Satellitendaten gerechnete Mittelwerte über 4 Jahre). gutachten das Betriebsverhalten von PV-Anlagen recht genau prognostizieren. Energiemeteorologie liefert Daten Grundsätzlich arbeitet man als Ertragsgutachter mit langjährigen und verlässlichen Mittelwerten der Globalstrahlung in der Horizontalebene und der Außentemperatur. Diese Daten werden über Wetterdatensyntheseprogramme wie Meteonorm oder WetSyn zur Nutzung in den Simulationsprogrammen aufbereitet. Alternativ kann direkt mit Zeitreihen gearbeitet werden. Je mehr Daten zur Verfügung stehen, desto besser ist die Modellierung. Im Idealfall liegen sogar Informationen über den Anteil der Diffusstrahlung im Jahresverlauf vor. Zu beachten ist bei diesen Messdaten, ob man es mit Momentan- oder Mittelwerten zu tun hat, in welcher Auflösung die Daten vorliegen und ob Aussagen zu Toleranzen oder Sicherheiten gemacht werden. Generell ist im Hinblick auf das Verschattungsverhalten, aber auch zur Berücksichtigung von kürzeren Einstrahlungsspitzen, eine kürzere Zeitschrittweite zur genauen Simulation wünschenswert. Bisher werden bei PV*Sol und PVSYST bei Berechnungen zur 3D-Verschattung kürzere Zeitschritte für die Einstrahlungsermittlung genutzt. Bei komplexeren Simulationsprogrammen wie Insel oder Desire kann sehr unkompliziert mit kürzeren Zeitschritten gerechnet werden. Allerdings fehlen bei diesen beiden Programmen einfache Programmmodule zur 3D-Verschattungsberechnung. Als Bezugsquellen für die Wetterdaten stehen dem Ertragsgutachter zahlreiche Wetterdienste, Datenbanken und Karten zur Verfügung [2]. Bei der Beschaffung dieser Wetterdaten für die Standortsimulation kann durchaus Kreativität gefragt sein. So sind neben den üblichen Datenquellen auch durchaus Anfragen bei Flughäfen, meteorologischen Instituten lokaler Universitäten oder anderen staatlichen Einrichtungen erfolgversprechend. Besonders bei diesen Wettereingangsdaten ist es wichtig, die einzelnen Datenquellen gegeneinander zu rechnen und ihre Plausibilität abzuwägen. Sehr hilfreich sind hier wiederum Erfahrungswerte [2], welche Datenquellen bei welcher Datenart zu geringe oder zu hohe Werte liefern. Denn die Wettertoleranzen sind im Vergleich zu den Toleranzen der Modellierung der Systemtechnik sehr hoch. So ist für diesen energiemeteorologischen Eingangsdatensatz Reflektion und Gefühl erforderlich. Ein Fazit von Björn Müller vom Fraunhofer Institut aus Freiburg ist: die Unsicherheiten der Einstrahlungssumme und des Diffusstrahlungsanteils dominieren die Gesamtunsicherheit eines Ertragsgutachtens [2]. Von Bedeutung sind die Unsicherheiten bei Diffusanteilen besonders bei nachgeführten Systemen. An der Verbesserung der energiemeteorologischen Datenlage wird ständig gearbeitet. EU-Projekte wie MESoR sowie Verbesserungen der Satellitenmodelle lassen hier etliche weitere Verbesserungen erwarten. Zur Einschätzung der Relevanz von Verlusten durch Schneebedeckung sind die Karten zur Anzahl der mittleren Schneebedeckungstage in Europa (Abb. 1) der Hochschule München sehr hilfreich. Ertragsberechnungen im Detail: Umrechnungsalgorithmen Die Zeitreihen der gewonnenen energiemeteorologischen Daten werden nun in den Programmen weiterverarbeitet. So muss die Einstrahlung mit Umrechnungsalgorithmen in die geneigte Ebene des Generators umgerechnet werden. Bei der Ermittlung der Einstrahlung auf die Modulebene kommen unterschiedliche Modelle (Umrechnungsalgorithmen) zum Einsatz. Je nach Anwendung eines bestimmten Mo [%] Abb. 2: Abweichung der Einstrahlung auf eine 30 geneigte südausgerichtete PV-Anlage in Berlin bei Verwendung unterschiedlicher Algorithmen zur Berechnung des Sonnenstandes und der Diffusstrahlung: Als Referenzwert wurde das Ergebnis der Sonnenstandsberechnung nach DIN 5034 Teil 2 und des Diffusstrahlungsmodells nach Klucher verwendet. 128 Sonne Wind & Wärme 4/2009

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5 Solarstrom Ertragssimulation Abb. 3: Darstellung des Schlagschattens von Bäumen auf einer netzgekoppelten PV-Anlage für einen konkreten Zeitpunkt im Jahr. dells zur Berechnung des Sonnenstands und der Modellierung der Diffusstrahlung kommt es in den Berechnungen zu unterschiedlichen Ergebnissen (Abb. 2). Die Genauigkeit des einen oder anderen Modells der Umrechnung ist ausrichtungs- bzw. nachführungsabhängig sowie klimatisch bedingt. Um die Unsicherheiten zu reduzieren, sollte mit mehreren Algorithmen (gegeneinander) gerechnet werden. Bisher berücksichtigt kein Programm das wechselnde Spektralverhalten der Einstrahlung sowie die spektrale Empfindlichkeit der Module, so dass insbesondere für Dünnschichtmodule bei geringer Einstrahlung die elektrische Modellierung ungenau erfolgt. Modellierung der PV-Module Eine Modellbeschreibung für ein PV-Modul kann nur gut sein, wenn ausreichende Moduldaten vorliegen. Je besser ein Modul in seinem Verhalten durch Kennlinien sowie Kenn- und Messwerte beschrieben ist, umso besser kann die Modellierung (die Simulation) erfolgen. Modelliert werden PV-Module oft über das Zweidiodenmodell mit der Schwierigkeit der Parametrierung der erforderlichen Konstanten. Das Teillastverhalten der PV-Module wird in den meisten Simulationsprogrammen mit entsprechenden Vorgaben nachgebildet und auf andere Einstrahlungen in der Simulation umgerechnet. Dabei wird meist ein Standardverhalten der Module unterstellt. PVSYST ert eine genauere Nachbildung des Einstrahlungsverhaltens mittels Berücksichtigung der Änderung des Shuntwiderstandes über die Einstrahlung. Somit ist auch eine Nachbildung des Einstrahlungsverhaltens von Dünnschichtmodulen mit genügender Genauigkeit. Die Verluste durch Reflexion an der Moduloberfläche berücksichtigen die meisten Programme durch das Ashrae-Modell. Mit PVSYST oder eigenen Definitionen in den Simulationssystemen wie beispielsweise in Desire lassen sich andere Reflexionseigenschaften insbesondere von speziellen Solargläsern nachbilden. Die thermische Modellierung eines PV-Moduls erfolgt bei vielen Programmen linear. Allerdings ist eine Pauschalierung nur auf Einbausituationen und eine lineare Modellierung mitunter nicht ausreichend, so dass eine dynamische Modellierung mit Hilfe der Parametrierung der Hinterlüftungssituation und der thermischen Modulparameter unter Berücksichtigung der Umgebungstemperatur, der Einstrahlung und des Windes erforderlich wird. Abb. 4: Verschattungssituation für einen Teil einer größeren PV-Anlage. Gut erkennbar sind die Eigenverschattung sowie der Schattenwurf durch Bäume. Modellierung der Verschattungen und 3D-Darstellungen Standard in der Simulation ist eine Verschattungsermittlung durch Horizontbilder, bezogen auf einen oder mehrere Teilgeneratoren. Verschattungseffekte durch die weitere Umgebung sind dadurch meist ausreichend genau berücksichtigt. Bei komplexeren Verschattungssituationen oder Nahverschattung kommt man um eine exaktere Verschattungsermittlung durch 3D-Simulation nicht herum. PV*SOL und PVSYST bieten gute intuitive Eingabekeiten für die 3D- Parametrierung. Bei PV*SOL erfolgt die Berücksichtigung der Verschattung modulweise unter Berücksichtigung der Bypassdiodenverschaltung sowie deren Auswirkungen auf die Kennlinien. PVSYST berücksichtigt die Verschattung flächenbezogen auf vordefinierte Stränge oder bezogen auf die Gesamtfläche des PV-Generators. Dadurch wird die Verschattung in Bezug auf die strangweise Simulation überbetont und die Bypasseffekte werden vernachlässigt. Beim Bezug auf die Gesamtfläche kann es so zu einer Unterbewertung kommen. Die Modulreihendefinition und die Visualisierung der Reihenverschattung in PV- SYST sind sehr komfortabel gelöst. Eine 3D-Verschattungssimulation mit Insel oder Desire ist nur mit größerem Aufwand von versierteren Usern umsetzbar. Um Moduloder Generatordesign in Be- 130 Sonne Wind & Wärme 4/2009

6 Haben Sie schon den richtigen Partner für Ihre... Aluminumprofile T V U DIN EN ISO 9001:2000 ISO TS 16949:2002 Zertifikat Abb. 5: Die Situation zu konkreten Zeitpunkten kann man über Bilderserien schnell und anschaulich dokumentieren. zug auf Nahverschattungen zu optimieren ist eine zellweise Betrachtung sinnvoll [3]. Eine zellweise Verschattungssimulation wurde selbst bisher nur mit Desire umgesetzt. Bei Nahverschattungen allgemein und insbesondere bei nachgeführten Anlagen ist die Berücksichtigung von Diffus-Verschattungsverlusten sinnvoll. Diese Berechnung wurde bisher auch nur in Desire umgesetzt [4]. Sehr hilfreich bei Verschattungen sind die dreidimensionalen, visuellen Darstellungen der Rechenergebnisse. Die Abbildungen 3 bis 5 zeigen, wie Rechenergebnisse anschaulich bestätigt und kommuniziert werden können. Ein Bild, das den Schlagschatten eines Baums auf einer netzgekoppelten PV-Anlage für einen konkreten Zeitpunkt im Jahr zeigt, alarmiert einfach deutlich mehr. Gezielt sind über diese dreidimensionalen Darstellungen kritische Betriebszustände in konkreten Zeitfenstern anschaulich darstellbar. Auswirkungen von Verschattungssituationen bei geplanten Flächenbelegungen werden damit auch durch Bilder belegbar. Bilderserien oder -abfolgen (Abb. 5) unterstützen schnell und anschaulich die Rechenergebnisse. Aufständerungen Sonderkonstruktionen und Zubehörteile? -Klemmen, Verbinder, etc. Wir sind der erfahrene Spezialist, sowohl für Modul- und Anlagenprofile, als auch für Extrusion, Anarbeitung, Lagerung und Logistikkonzepte - Lieferungen just-in-time. R B B Aluminium-Profiltechnik AG Gewerbegebiet 2 D Wallscheid Telefon: +49 (0)6572/ Telefax: +49 (0)6572/ www Interesse geweckt? Halle 5, Stand G20 Gerne stellen wir Ihnen unsere Leistungsfähigkeit unter Beweis! rbb-aluminium.. Qualität. Kontinuität. Zuverlässigkeit. de Systemtechnik und Wechselrichter Während mit PVSYST alle Nachführungssysteme inklusive Winkelbeschränkungen und Back-Tracking simuliert werden können, fehlen bei PV*SOL die einachsige Nachführung, um die eigene Drehachse des Moduls sowie die Möglichkeit, Winkelbeschränkungen und Back-Tracking bei Nachführsystemen zu kalkulieren. Die Berücksichtigung der gegenseitigen Verschattung von Nachführsystemen als 3D-Simulation ist bisher nur mit PVSYST und wurde in Insel für mehrere Nachführvarianten vom Berliner DGS- Sonne Wind & Wärme 4/

7 Ertragssimulation Leistungsstark und witterungsfest für beste Ergebnisse: pesos-produkte überzeugen mit zuverlässiger Leistungsstärke und absoluter Witterungsbeständigkeit. pesos-wechselrichter bieten ein Leistungsspektrum zwischen 250 und 5000 Watt und sind äußerst flexibel einsetzbar. pesos-nachführungen können den Energieertrag Ihrer Solarmodule um bis zu 40 % steigern und schützen mit einer einzigartigen Diebstahlsicherung vor dem Verlust wertvoller Solarmodule. Alle pesos-produkte haben Schutzklasse IP 65 und sind optimal aufeinander abgestimmt. Nachführung SF 35 Wechselrichter der Baureihe PVI 2300 und PVI 3500 Wechselrichter PVI 5000 mit integriertem Datenlogger Team umgesetzt. Während Mismatch-Verluste oft nur pauschal berücksichtigt werden, bietet PVSYST eine detaillierte Berechnung nach der Gaußverteilung. Das Wechselrichtermodell basiert meist auf der Dreipunkteparametrierung nach Schmitt-Sauer. In PV*SOL wird das Wechselrichterverhalten bisher am genauesten abgebildet. Hier wird die Wirkungsgradkennlinie durch sechs Punkte beschrieben, und die Simulation von Wechselrichtern mit mehreren MPP-Reglern ist. Außerdem wird in PV*SOL die Spannungsabhängigkeit des Wirkungsgrades und das MPP-Trackingverhalten der Wechselrichter modelliert sowie der Standby-Verbrauch berücksichtigt. Die Berechnung der Verluste durch Abweichung vom MPP-Spannungsfenster sowie durch Leistungsabregelung bei erreichter Maximalleistung sollte zum Standard werden. Bisher noch nicht modelliert wurden die temperaturabhängigen Wechselrichterverluste, die mitunter in heißen Gegenden wie in Spanien relevante Leistungseinbußen verursachen können. Die Kabel- bzw. Leitungsverluste werden oft nur auf der Gleichstrom-Seite berücksichtigt. Eine genauere Strangdefinition mit unterschiedlichen Querschnitten und Leitungslängen ist in PVSYST umgesetzt. In allen betrachteten Simulationsprogrammen fehlen die Wechselstrom-Leitungsverluste und die Transformatorverluste ebenso wie die Möglichkeit, die Kurz- und Langzeitdegradation der Module einzukalkulieren. Parametrierung der Systemtechnik Bei den zu berechnenden Systemkomponenten kann nur im Idealfall auf die programminterne Datenbank zurückgegriffen werden, und selbst dann sind diese Daten vor der Nutzung zu kontrollieren. Interessant wird es, wenn es sich bei den Komponenten um neue Abb. 6: Durchschnittlicher Minutenmessfehler der Vergleichsmessung der horizontalen Globalstrahlung von kalibrierten Solarzellen und Pyranometer vom 11. bis an der PV-Anlage Leipziger Land in Mölbis (C. Bleske; R. Haselhuhn, DGS 2008) eine Marke der PAIRAN elektronik beratung. engineering. produktion. Tel.:

8 Module und Wechselrichter handelt, die zum Zeitpunkt der Simulation noch in keiner Bibliothek der Programme vorhanden sind und in die Software eingegeben werden müssen. Aus der Erfahrung mit umfangreichen Komponentendatenbanken sei auf folgendes Beispiel verwiesen: Bei Eingabe von weit über Datensätzen aus Moduldatenblättern in eine Datenbank wurden die Daten verschiedenen Plausibilitätskontrollen unterzogen. Dabei war festzustellen, dass nur etwa 600 Sätze für die Integration im Programm nutzbar waren. Auf einigen Datenblättern fanden sich nur minimale Angaben, die beispielsweise noch nicht einmal die mechanische Spezifikation bzw. die geometrischen Abmessungen der Module umfassten. Bei etlichen Datenblättern fehlten notwendige Informationen wie Temperaturkoeffizienten komplett. Manche Datenblätter waren in sich nicht stimmig, in der Angabe der Kenngrößen und deren Relation zueinander. Zum Teil waren Angaben schlicht fehlerhaft. Leider halten sich viele Modulhersteller noch nicht an die Norm EN bezüglich der Datenblattangaben von PV-Modulen. Ihnen scheint nicht bewusst zu sein, dass sie dazu verpflichtet sind, wenn ihr Modul das CE-Zeichen trägt. Die Bewertung der Parametrierung der Systemkomponenten sowie der einzelnen Simulationsschritte ist mit Unsicherheiten behaftet, die als Toleranzangaben und unter Berücksichtigung der Fehlerfortpflanzung erfolgen sollte. Möglichkeiten zur Ermittlung bzw. Eingabe von Toleranzen der einzelnen Verlustparameter und deren Berechnung im Gesamtergebnis fehlen in allen Programmen. Einstrahlungsmessungen Zur Unterstützung des Anlagenmonitorings wäre es wünschenswert, die Einstrahlung auf die geneigte Ebene und die Modultemperatur erfassen zu können. Das Geld liegt nicht auf der Straße... Einstrahlungsklassen in W/m 2

9 Ertragssimulation So könnte das übliche Standardmonitoring- System mit Einstrahlungssensor am Modul und dem Modultemperatursensor detailliert ausgewertet werden. Dies ist bisher mit Simulationssystemen wie Insel und Desire für versiertere Anwender. Zu beachten ist dabei allerdings die Messungenauigkeit des Einstrahlungs- und des Temperatursensors. Die Einstrahlungsermittlung besitzt dabei die größte Messunsicherheit. Insbesondere bei Verwendung von kristallinen PV- Sensoren kann die Abweichung zu einem Pyranometerjahreswert von bis zu minus 7 % betragen. Bei Ertragsgutachten wird von mehrjährigen mittleren Einstrahlungsmonatswerten ausgegangen. Diese Ausgangswerte basieren oft auf mit Pyranometern bestimmten Messwerten von meteorologischen Stationen bzw. auf Satellitenwerten. Diese Einstrahlungsdaten berücksichtigen somit das gesamte Sonnenspektrum. Deshalb sind die Prognosen beim Vergleich der erreichten Erträge mit durch PV-Sensoren gemessenen Einstrahlungswerten an den Anlagen spektral zu korrigieren. Eine Korrektur sollte auch bei Sensorverschmutzung, temporärer Verschattung des Sensors und bei nachgeführten Anlagen erfolgen. Unterschiede ergeben sich auch daraus, dass alle üblichen Simulationsprogramme auf stündlichen Simulationsschritten basieren, während bei einer Messung die Werte entsprechend der Messzyklen oft im Minutentakt gebildet werden. Der Messfehler der Einstrahlung ist messphysikalisch bedingt abhängig von der Einstrahlungsleistung (Abb. 6) und der Ausrichtung des Sensors in Bezug auf den Sonnenstand. Je schräger das Licht auf einen PV- Sensor fällt, desto höher wird die Reflexion und damit der Messfehler. Gute Betriebserfahrungen Die exemplarisch dargestellten Betriebsergebnisse der 5-MW-Anlage Leipziger Land zeigen sehr schön, wie wichtig das Fingerspitzengefühl für Ertragsgutachten ist. Auf Basis der DWD-Wetterdaten von 1981 bis 2000 wurde für diese Anlage ein Ertragsgutachten erstellt und im Ergebnis ein spezifischer Jahresertrag von 954 kwh/kwp prognostiziert. Nun war gerade in dieser Region sehr viel luftverschmutzende Industrie angesiedelt, die ab 1990 sukzessive ihren Betrieb einstellte. Natürlich spiegelte sich die Luftverschmutzung der 1980er Jahre in den langjährigen Mittelwerten der Einstrahlungs- 180 kwh /kwp Januar Februar März April Mai Juni Juli August Sept. Oktober Nov. Dez. Anlage Leipziger Land: Prognose, bereinigte Prognose und Erträge im Vergleich [5]

10 summen wider. Wenn man nun die aktuellen Daten nah gelegener Wetterstationen heranzieht und einen Faktor für die Einstrahlungsbereinigung berechnet, so ergibt sich ein Mehrertrag von etwa 9 %. Der bereinigte Prognosewert liegt bei etwa kwh/kwp/a. Der Mittelwert der Erträge von 2005 bis 2008 liegt bei kwh/kwp/a (Abb. 7). Der Vergleich professioneller Ertragsgutachten mit den Betriebsergebnissen von sechs verschiedenen Megawattanlagen auch neueren Datums zeigte durchgehend sehr präzise und durchweg leicht konservative Abschätzungen für die Betriebsergebnisse der Anlagen. Zusammenfassung Den deutlich größten Einfluss auf die Ergebnisse eines Ertragsgutachtens hat der Anwender der Berechnungsprogramme [6]. Erfahrungswerte und ein fundiertes Wissen um Datenquellen, Programme und Methoden sind dringend erforderlich. Die Datenbasis sollte anhand verschiedener Quellen gesichert und die Berechnungen mit verschiedenen Programmen einer Gegenprobe unterzogen werden. Die Vorgehensweise und die Ergebniserwartungen an ein professionelles Ertragsgutachten sind in der Selbstverpflichtungserklärung der Ertragsgutachter [7] beschrieben. Aus Gutachtersicht haben sich die Arbeitsergebnisse des DKE Arbeitskreises zur Validierung von Simulationsprogrammen (Testreferenzdatensätze) als besonders interessant erwiesen. Mike Zehner, Ralf Haselhuhn Mike Zehner leitet die Arbeitsgruppe des Labors für Solartechnik im Studiengang Regenerative Energien Energietechnik der Hochschule München (Simulationsprogramm SolEm) und ist Geschäftsführer der Solarschmiede GmbH (Entwicklung von PV-Software, Gutachten). Ralf Haselhuhn arbeitet seit 1995 im Bereich Photovoltaik der Berliner DGS und ist dort als Gutachter, Sachverständiger, Dozent und Autor tätig. Er ist Vorsitzender des Fachausschusses Photovoltaik der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS). Weitere Informationen: PV*SOL Expert: PVSYST: Greenius: INSEL: Desire: Referenzen und Quellen: [1] Ralf Haselhuhn, Simulationsprogramme aus Sicht von Ertragsgutachten, Staffelstein 24. PV-Symposium 2009; [2] Björn Müller, Christian Reise, Diffuse Verhältnisse bei der Einstrahlung? Über die Eingangsdaten von Ertragsprognosen, 1. Fachtagung Energiemeteorologie viem, Grainau Januar 2009; [3] Sebastian Stein, Ralf Haselhuhn, Verschattung von Zellen, Modulen und PV-Generatoren - Simulation von Rückwärtskennlinien, DGS, OTTI 23. PV-Symposium, Kloster Banz 2008; [4] Philipp Vanicek, Sebastian Stein, Berücksichtigung der Diffusverschattung bei einachsigen Nachführsystemen, DGS, 24. OTTI PV-Symposium, Kloster Banz 2009; [5] Bodo Giesler, Mike Zehner, Toni Weigl, Auslegungs- und Betriebserfahrungen bei Megawattanlagen, Staffelstein 24. PV-Symposium 2009; [6] Volker Quaschning, Wie viele Kilowattstunden sollen s denn sein? BVA Sonne Wind & Wärme Heft ; [7] Selbstverpflichtungserklärung der Ertragsgutachter im Rahmen des UVS-Arbeitskreises Qualitätssicherung von Ertragsgutachten für PV- Kraftwerke, Mai 2005;... sondern auf den Dächern. Photovoltaik direkt vom Distributor. Rusol ist europaweit einer der führenden Systemanbieter von Photovoltaik-Anlagen. Als offi zieller Vertriebspartner namhafter Hersteller garantieren wir einen großen Lagerbestand, hohe Verfügbarkeit, direkten Herstellerzugriff und schnelle Lieferung. Bestellen Sie jetzt unter + 49 (0)

11 Solarstrom Ertragssimulation Programmeigenschaften und Modellierungskeiten der fünf Programme im Vergleich Einstrahlungs- und Zeitschrittsimulation Zeitsimulationsschritte unter einer Stunde Programme PV*SOL Nur bei 3-D-Verschattungssimulation zur Einstrahlungsbestimmung PVSYST Nur bei 3-D-Verschattungssimulation zur Einstrahlungsbestimmung Verschmutzung, Schneeabschattung Pauschal definierbar Pauschal definierbar Albedo Monatlich oder Jahreswert Monatlich oder Jahreswert Einstrahlungsumrechung mit Algorithmen Hay und Davis Hay, Perez und Ineichen PV-Modul Hinterlüftung und thermische Trägheit der Module, Windberücksichtigung Modulmodellierung Linear oder dynamisch, thermische Modulparameter einstellbar Zweidiodenmodell Moduldatenblattabweichung Pauschal definierbar Pauschal definierbar Teillastverhalten der Module Berücksichtigt Berücksichtigt Abweichung von Teillastverhalten Dünnschicht Berücksichtigt Berücksichtigt Verluste durch Oberflächenreflexion Ashrae-Modell Ashrae-Modell oder User-Definition Linear oder dynamisch, thermische Modulparameter einstellbar Dynamisches Modell, Eigenentwicklung Verschattungssituation Horizontbilder Möglich Möglich Verschattungsermittlung durch 3-D-Simulation Möglich Möglich Reihenverschattung Eingeschränkt Möglich Verschattungseffekte bezüglich Strang-, Modul- und Zellverschaltung Auf Modul bezogen Strangweise Bypassdiodeneffekte durch Verschattung bei 3-D-Verschattungsimulation System und Wechselrichter Diffusverschattungsverluste bei Nahverschattung und Back-Tracking Beschränkung der Anzahl der Teilgeneratoren Beschränkt auf 6 Unbeschränkt Nachführungssysteme einachsig um eigene Modulachse nicht Alle Winkelbeschränkungen bei Nachführsystemen Nicht Möglich Back-Tracking bei Nachführsystemen Nicht Möglich Mismatch-Verluste Pauschal definierbar Pauschal oder nach Gaussverteilung Wechselrichterkurve 6 Punktdefinition 3 Punktdefinition Wechselrichter mit mehreren MPP-Reglern Möglich Nicht MPP-Regelverluste des Wechselrichters Userdefinierte Faktoren < und > 20 % Last Überlastverhalten, Abregelung Wechselrichter Berücksichtigt Berücksichtigt MPP-Spannungs-Arbeitsbereich Berücksichtigt Berücksichtigt Spannungsabhängigkeit WR in % pro 100 V -Spannungsänderung Temperaturabhängigkeit WR DC-Leitungsverluste % oder einfache DC-Leitungslängen mit einem Querschnitt % oder detaillierte Strangberechnung AC-Leitungsverluste Transformatorverluste Kurzzeitdegradation Langzeitdegradation Toleranzangaben/Fehlerfortpflanzung Monitoring Eingabe Einstrahlung auf geneigte Ebene Nicht Nicht Eingabe Modultemperatur Nicht Nicht 136 Sonne Wind & Wärme 4/2009

12 Greenius Insel Desire ire Nein Möglich Möglich Pauschal definierbar Pauschal definierbar Pauschal definierbar Monatlich oder Jahreswert 3 x Sonnenstand, 3 x Diffuss Klucher, Perez 3 x Sonnenstand, 3 x Diffuss Dynamisch, feste thermische Modulaufstellparameter Linear oder dynamisch, thermische Modulparameter einstellbar Linear, einstellbar Eindiodenmodell Zweidiodenmodell Zweidiodenmodell Pauschal definierbar Pauschal definierbar Pauschal definierbar Berücksichtigt Berücksichtigt Berücksichtigt Berücksichtigt Berücksichtigt Ashrae-Modell Möglich Möglich Möglich Nicht Ein Generator Alle Nicht Nicht Auf Modul bezogen bei Definition durch versierte User Unbeschränkt Auf Zelle bezogen bei Definition durch versierte User Pauschal definierbar Pauschal definierbar Pauschal definierbar 3 Punktdefinition 3 Punktdefinition, Erweiterung durch User Nicht Nicht Nicht 3 Punktdefinition, Erw. durch User Berücksichtigt Berücksichtigt Berücksichtigt Berücksichtigt % oder einfache DC-Leitungslängen mit einem Querschnitt Definition Definition Definition Definition Nicht Möglich Möglich Nicht Möglich Möglich

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