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http://sites.schaltungen.at/elektronik/solar/pvgis Wels, am 2018-02-11BITTE nützen Sie doch rechts OBEN das Suchfeld [ ] [ Diese Site durchsuchen]DIN A3 oder DIN A4 quer ausdrucken
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********************************************************I* ~015_b_PrennIng-a_elektronik-solar-pvgis (xx Seiten)_1a.pdfUntergeordnete Seiten (17): PVGIS Interaktive Karten (1A) Das optimale Tool für Ihre Ertragsermittlunghttp://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php?lang=de&map=europe PVGIS, das geniale Tool für Ihre Ertragsprognose.Hier bekommen Sie schnell und einfach einen Überblick über die Möglichkeiten, die Ihnen PVGIS bietet, und Sie werden in kürzester Zeit Ihre eigene Ertragsprognose erstellen können. Nehmen Sie sich eine halbe Stunde Zeit und geben Sie alle relevanten Daten bei PVGIS ein. Sie können dann beruhigt und stolz sagen: Mit diesen Erträgen kann ich in Zukunft rechnen, ich habe sie selber ermittelt. Noch etwas schneller geht es mit unserem Solar-Prognoserechner. PVGIS steht für "Photovoltaic Geographical Information System" und wird von der Europäischen Kommission kostenlos zur Verfügung gestellt. Die Datenbasis beruht auf genauen europaweiten Messungen der Sonneneinstrahlung. Die neueste Version 4, die auf der CM SAF Einstrahlungsdatenbank aufbaut wird auch in deutscher Sprache angeboten. Nutzen Sie die detaillierten Ergebnisse z.B., um die Annahmen eines Fachbetriebs, der Ihnen ein Angebot für eine Photovoltaik Anlage machen will, zu überprüfen.
STANDORT-Eingabe: Wels, Haidestr. 11A Oben links ins Eingabefeld wird die Adresse eingegeben und der "Suchen"-Button angeklick. Zoomen Sie jetzt möglichst nah an Ihre Adresse und korrigieren Sie gegebenenfalls den Standort.
Jetzt müssen rechts ins Eingabefeld die standortspezifischen Daten eingegeben werden:
Die blaue Linie zeigt den Verlauf der Sonne zur Wintersonnenwende am 21. Dezember eines Jahres, also am kürzesten Tag des Jahres. Die schwarze Fläche Sonne wird vom Horizont abgedeckt. Hier im Beispielgraph am Standort Wels Haidestr. um die Darstellung zu verdeutlichen: Sonne wird vom Horizont kaum abgedeckt. Wichtig zu wissen ist, dass nur topographische Daten (Berge) berücksichtigt werden, unberücksichtigt bleiben Auswirkungen durch andere Gebäude, Bäume und sonstige "Schattenspender", die dem Verlauf der Sonne im Wege stehen. Selbstverständlich auch nicht berücksichtigt werden Verschattungsprobleme, die durch das eigene Haus, wie z.B. Gauben oder den Schornstein den Anntennenden Masten verursacht werden. Solche sich ertragsmindernd auswirkende Ursachen müssen durch Beobachtung und eigene Recherchen vom Ergebnis subtrahiert werden. Hier kann die Erfahrung des Solarteurs hilfreich sein, oder man beobachtet tatsächlich über einen längeren Zeitraum die Schattensituation, um sich Klarheit zu verschaffen. Mit der Version PVGIS-4 können wie zuvor schon einmal erwähnt auch diese, in der unmittelbaren Nähe des Gebäudes befindlichen Schattenspender durch das Hochladen einer eigenen Horizontdatei berücksichtigt werden. Einen Punkt gilt es auch noch zu berücksichtigen: Die Auflösung der topographischen Daten ist bei PVGIS nicht sehr genau. Das Raster beträgt 1km x 1km und dadurch kann es vor allem in einem sehr bergigen Gebiet mit großen Höhenunterschieden auf kleiner Fläche zu Fehlinterpretationen kommen. In der Praxis konnte ich dieses große Raster so noch nicht nachvollziehen, aber trotzdem heißt es aufpassen! Outputformate Website, Textdatei oder PDF Hier kann man noch auswählen, ob das Ergebnis nur am Monitor angezeigt wird oder als Textdatei bzw. als pdf-Dokument abgespeichert wird. Was zeigt PVGIS - Das Ergebnis: Wenn Sie nach Auswahl der relevanten Punkte den Button "Berechnen" anklicken, bekommen Sie das Ergebnis angezeigt. PVGIS Schätzung der Solarenergieproduktion Ort Wels, Haidestr. : 48°10'5" Nord, 14°1'23" Ost,Höhe: 317 m ü.d.M., Benutzte Sonnenstrahlungsdatenbank: PVGIS-CMSAF Nominelle Leistung des FV-Systems / PV-Anlage: 1,0 kWp (Kristallin Silizium) Geschätzte Verluste von Temperatur und niedriger Einstrahlung: 8.2% (mit Einfluss der lokalen Aussentemperatur ) Geschätzer Verlust durch Reflexionseffekte: 3.0% Andere Verluste (Kabel, Inverter, uzw.): 14.0% Gesamtverluste des FV Systems zur Solarstrahlung: 23.4% Ganz oben werden die Koordinaten des eingegebenen Standortes angezeigt, darunter die einzelnen Verluste die PVGIS errechnet hat. 
Ed (kWh/kWp) : Tägliche durchschnittliche Einspeiseleistung Em (kWh/kWp) : Monatliche durchschnittliche Einspeiseleistung Jahresdurchschnitt : Jährliche Durchschnittswerte für Ed, Em, Hd, Hm Total für Jahr (kWh/kWp) : Gesamtjahreseinspeiseleistung Hd (kWh/m2) : Tägliche durchschnittliche Solarstrahlung pro Quadratmeter Hm (kWh/m2) : Monatliche durchschnittliche Solarstrahlung pro Quadratmeter Die Gesamtjahreseinspeiseleistung ist relevant für alle weiteren Renditeberechnungen. Je nachdem, was man bei installierter PV-Leistung eingegeben hat, sieht man zu diesem Wert den hochgerechneten prognostizierten Ertrag für das gesamte Jahr. Zusatzoptionen Monatliche Einstrahlung und Tägliche Einstrahlung Diese Zusatzoptionen haben mit der eigentlichen Ertragsprognose nur am Rande zu tun und können daher schlicht ignoriert werden. Der Vollständigkeit halber möchte ich zumindest für den interessierten Leser einzelne Punkte erläutern: Linke turbidität: (Trübungsfaktor nach Linke) Dieser gibt an, um einen wie vielfach längeren Weg durch die ideale Atmosphäre die Schwächung der Strahlung durch die tatsächliche Atmosphäre entspricht. In Industriegebieten ist dieser Faktor zum Beispiel um einiges höher als auf dem Land. Dif. / globale Einstrahlung Zeigt das Verhältnis zwischen diffuser und globaler Strahlung an. Optimaler Einstrahlungswinkel Gibt den optimalen Einstrahlunswinkel zum angegebenen Zeitpunkt an Anzahl Heizungsgradtage Hat mit PV eigentlich so gut wie nichts zu tun. Heizgradtage werden für die Beurteilung des Heizbedarfs berechnet. Sie beschreiben den Einfluss des Klimas auf den Wärmeenergieverbrauch eines Gebäudes. Je höher dieser Wert im Vergleich zu anderen Standorten ist, desto mehr muss geheizt werden. Für die PV ergibt sich lediglich ein brauchbarer Hinweis: Je höher dieser Wert, desto kühler ist es im Jahresdurchschnitt. Da die Module wegen des Temperaturkoeffizienten bei kühlerer Temperatur mehr Leistung abgeben, ist dieser Standort besser geeignet, als ein Ort mit einer geringen Anzahl an Heizgradtagen. (Wenn man mal den Schnee auf den Modulen wegdenkt) Ertragspronose mit PVGIS für die Anlage High-Light Schauen wir, was PVGIS für die Anlage High-Light prognostiziert. Wir geben den Standort der Anlage ein, einfach die Stadt, den Straßennamen und die Hausnummer eingeben, alternativ geht auch die Postleitzahl.
Karte 
Interessant sind auch die am unteren Rand auswählbaren Anzeigeoptionen. Hier kann man sich z.B. die
Solareinstrahlung oder DurchschnittsTemperatur anzeigen lassen. In der rechten Spalte geben wir jetzt die anlagenspezifischen Daten ein:
Dann den Button "Berechnen" anklicken und wir bekommen das Ergebnis präsentiert: (Noch in Englisch, wenn Sie es jetzt probieren kommt es auf Deutsch)
Erträge mit PVGIS ermittelnPVGIS Schätzung der Solarenergieproduktion Zuerst bekommen wir die Koordinaten und die Meereshöhe des StandortesOrt: Wels, Haidestr. 11A 48°10'5" Nord, 14°1'23" Ost,Höhe: 317m ü.d.M., Benutzte Sonnenstrahlungsdatenbank: PVGIS-CMSAF Nominelle Leistung des FV-Systems : 1.0 kW (Kristallin Silizium) Geschätzte Verluste von Temperatur und niedriger Einstrahlung: 8.2% (mit Einfluss der lokalen Aussentemperatur - die geschätzten Verluste aufgrund der Durchschnittstemperatur am Standort. ) Geschätzer Verlust durch Reflexionseffekte : 3.0% diese Verluste sind sowohl von der Dachneigung als auch von der Ausrichtung der Anlage abhängig. Andere Verluste (Kabel, Laderegler, usw.) : 14.0% Gesamtverluste des FV Systems laut PVGIS : 23.4%
Das ist alles ziemlich theoretisch, was uns wirklich interessiert ist, mit wie viel Ertrag wir rechnen dürfen.
Ed (kWh/kWp) : Tägliche durchschnittliche Einspeiseleistung (Energieproduktion des Systems) Em (kWh/kWp) : Monatliche durchschnittliche Einspeiseleistung (Elektrizitätsproduktion mit diesem System) Hd (kWh/m2) : Tägliche durchschnittliche Globalen Solarstrahlung pro Quadratmeter auf den Modulen des gewähltes System Hm (kWh/m2) : Monatliche durchschnittliche Solarstrahlung pro Quadratmeter auf den Modulen des gewähltes System
Foto-Voltaik Ertrag ist max. 120kWh/m 
Globalstrahlung ist max. 160kWh/m2/m 
Und da haben wir unser Ergebnis. Ed ist der erwartete Tagesertrag und Em der erwartete Monatsertrag bei einer Anlagenleistung von 1 kWp. Insgesamt kommen wir auf eine prognostizierte Leistung von 991 kWh/kWp im Jahr für den Standort der Anlage High-Light. Wenn ich noch wissen möchte, wie viel das für die gesamte Anlage von 10 kWp ist, und mit was für Erträgen ich rechnen kann, dann habe ich das auch schnell herausbekommen: 991 kWh/kWp x 10 kWp = 9.910 kWh pro Jahr 9.910 kWh x 0,05 €/kWh (für Inbetriebnahme 2018) = € 495,50 Ertrag pro Jahr Jetzt können wir noch die Monatserträge in Prozente umrechnen und haben somit auch gleich die Monatsprognose für den Stromertrag durchschnittliche theoretische Einspeiseleistung (Elektrizitätsproduktion mit diesem System Standort: A-4600 Wels) 2,71 kWh/kWh*d bzw. 82,6 kWh/kWp*m = 100%
Zuletzt schauen wir uns noch den Horizont an. Sonnenhöhe 21 Juni max. 65° Sonnenhöhe 21 Dezember max. 20° Modul Steilheit daher 25..35° Sommer 60..70° Winter
Die blaue Linie zeigt den Verlauf der Sonne zur Wintersonnenwende am 21. Dezember eines Jahres, also am kürzesten Tag des Jahres. Die schwarze Fläche - Sonne wird vom Horizont abgedeckt. Hier meint PVGIS, dass ab 90° im Osten bis ca. 35° Richtung Westen eine Geländeerhöhung sein müsste. Da sich die Anlage aber am höchsten Punkt in der Gegend befindet, kann das nicht sein. Daran lässt sich erkennen, dass die Auflösung tatsächlich nicht genau genug ist. (Ist nur 1km x 1km) Dennoch ist dieses Feature äußerst hilfreich wie ich meine. ********************************************************I*
ANLEITUNG Photovoltaik Ertragsrechner der EULeistung netzgekoppelter PV AnlagenInhalt
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| Ppk= A*effnom | (1) |
Dietatsächliche Leistung hängt von der Strahlungsstärke = G und dem realen Modul-Wirkungsgrad = eff ab.
eff ist eine Funktion der Strahlungsintensität und der ModultemperaturTm (und manchmal noch anderer Faktoren, die wir hier abervernachlässigen).
Damitergibt sich die tatsächliche Leistung als:
| P = G/1000 * A*eff(G,Tm) = G/1000*A*effnom * effrel(G,Tm) | (2) |
Der tatsächliche Wirkungsrad wurde hierals Produkt des Wirkungsgrads under Standardtestbedingungen effnom und des relativen Wirkungsgrads effrel(G,Tm) angegeben.
Aus Gleichung 1 und 2erhalten Sie:
| P = G/1000 * Ppk * effrel(G,Tm) | (3) |
Daraus folgt:
Wenn Sie den relativen Wirkungsgrad und die Spitenleistung kennen ist es nicht notwendig den tatsächlichen Wirkungsgard oder die Fläche zu kennen.
ABER:
Wenn Sie entweder den tatsächliche Wirkungsgrad oder die Fläche wissen wollen, müssen Sie die andere der beiden Parameter kennen.
Wenn Sie den Wirkungsgrad und die nominalen Spitzenleistung kennen, können Sie daraus die Fläche mit Gl. 1 berechnen:
| A = Ppk/effnom | (4) |
Der tatsächliche Wirkungsgrad wird daher im Programm nicht angegeben.
Dies wäre nur nützlich um dem Benutzer zu erklären, wieviel Fläche seines Systems benötigen würde.
Normalerweise Wirkungsgrad 12,5% daher Fläche 8m2
Sektion 3.
Leistungs-Berechnungfür verschiedene PV Module Typen
Die tatsächliche Energieproduktion die Sie von einer bestimmten PV-Anlage erwarten können, hängt von einer Vielzahl von Faktoren ab.Einer davon ist der Modul-Typ den Sie für das System benutzen.
Die Leistung eines PV-Moduls hängt nicht nur von der Menge der Solarstrahlung ab die auf der Oberfläche kommt.
Einige Gründe dafür sind:
Der PV-Wirkungsgrad wird mehr oder weniger durch die Modultemperatur beinflusst, wobei der Wirkungsrad in der Regel mit steigender Temperatur abnimmt.
Bei alle Modultypen nimmt der Wirkungsgrad mit abnehmender Lichtintensität ab.
Die Ausprägung dieses Effekts variiert zwischen den Modultypen.
Ein Teil des einfallenden Lichts wird von der Oberfläche der Module reflektiert und erreicht nie das tatsächlichen PV Absorbermaterial.
Der Anteil der Reflexion hängt vom Einfallswinkel ab, bei dem das Licht auf die Module trifft.
Je mehr das Licht von der Seite kommt (kleine Winkel mit der Modul-Ebene), desto höher ist der Anteil des reflektierten Lichts.
Dieser Effekt variiert (nicht stark) zwischen Modultypen.
Fast alle PV-Technologien gute Leistungen für sichtbares Licht zeigen, gibt es aber große Wirkungsgrad Unterschiede für die Nah-Infrarot-Strahlung.
Wäre das Spektrum des Lichts immer gleich, würde dieser Effekt als Teil des tatsächlichen Modulwirkungsgrades angesehen werden.
Doch das Licht Spektrum ändert sich sowohl mit der Tages- und Jahres-Zeit als auch mit dem Anteil des diffusen Lichts (Indirektes Licht vom Himmel, Wolken usw.).
Schließlich zeigen einige Modultypen langfristige Schwankungen in der Leistung.
Vor allem Module aus amorphem Silizium unterliegen saisonalen Schwankungen in der Leistung, die abhängig sind von langfristiger Lichteinwirkung und hohen Temperaturen.
Da viele unterschiedliche Effekte im Spiel sind, ist es schwierig, Experimente zu entwickeln die sowohl realistisch als auch in der Lage sind, diese Effekte zu trennen.
Darüber hinaus variiert die Bedeutung dieser Effekte mit der geographischen Lage des Standorts (sonnig oder bewölkt Klima, heiss oder kalt).
Die Debatte über die jeweiligen Vorzüge der verschiedenen PV-Technologien ist noch offen auch wegen der rapiden Weiterentwicklung verschiedener Technologien.
Gerade bei den neueren Dünnschicht-Materialien sind ältere Ergebnisse nicht unbedingt mehr relevant.
Die PVGIS EnergieeffizienzklassenMethode
Die von PVGIS verwendete Methode, um die tatsächliche PV-Leistung eines Moduls einer bestimmten PV-Technologie zu bestimmen beruht auf einer mathematischen Formel, welche die ersten drei der oben genannten Effekte berücksichtigt.Dies bedeutet, dass die Methode nur für PV-Technologien angewandt wird, die nicht zu stark vom das Solarspektrum abhängen und bei denen es keine Auswirkungen langfristiger Exposition gegenüber Bestrahlung oder hohe Temperaturen gibt.
Daher versuchen wir im Moment nicht, die Leistung von amorphen Silizium-Modulen zu berechnen, die stärker von diese beiden Effekte abhängig sind.
>Die Formel zur Berechnung des relativen Wirkungsgrads in Gl. 2 sieht wie folgt aus:
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effrel(G',T'm)=1+k1ln(G')+k2ln(G')2 +k3T'm +k4T'mln(G')+k5T'mln(G')2+k6T'm2 |
(5) |
wobei G'=G/1000 und T'm=Tm-25.
Die Koeffizienten k1 bis k6 sind von der verwendeten PV-Technologie abhängig.Diese Koeffizienten wurden durch den Vergleich mit gemessenen Werten für die verschiedenen Technologien bestimmt.
Die Modultemperatur Tm wurde aus der Umgebungstemperatur nach folgender Formel berechnet:
| Tm=Tamb+kTG | (6) |
Diese Formel zeigt, wie die Module durch die Sonneneinstrahlung erwärmt werden.
Es ist eine sehr einfache Formel, die Kühlungs Effekte durch den Wind nicht berücksichtigt.
Wenn Ihr System in einem sehr windigen Gebiet ist, wird die Temperatur der Module verringert, was dazu beiträgt, dass die Effizienz ein wenig höher ist.
Der Koeffizient kT hängt von der Montageart ab die für die PV-Anlage benutzt wurde.
In der Regel wird ein Gebäude-integriertes System wärmer als eine die in einem frei stehende Rack-System montiert wurde, weil die Luft sich nicht frei um die Rückseite der Module zirkulieren und die Module kühlen kann.
In PVGIS haben wir die folgenden Werte verwendet:
- kT=0.035°C/(W/m2) für freistehende Anlagen (auf der Grundlage von Messungen die in unserem Labor durchgeführt wurden)
- kT=0.05°C/(W/m2) für Gebäude-integrierte Systeme (basierend auf Literaturwerten).
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Bestimmung der Koeffizienten für die verschiedenen PV-Technologien
Die Koeffizienten in Gl. 5 müssen aus experimentellen Daten bestimmt werden.
Diese Daten können entweder mit Hilfe eines Labor-Sonnensimulators gemessen werden oder indem die PV-Modulefür einige Zeit im Freien aufgestellt warden.
Für die Leistungs-Abschätzung für kristallines Silizium basiert die Berechnung auf Daten aus einer Reihe von PV-Modulen die im Labor gemessen wurden.
Die Daten aller Module wurden zusammengefasst und dazu verwendet eine Annahme für ein "durchschnittliches" kristallines PV-Module zu machen.
Die Ergebnisse zeigen, dass es keine signifikanten Unterschiede im Verhalten von mono-und polykristallinen Modulen gibt.
Die Streuung der Werte zwischen den Modulen haben eine Standardabweichung von 1.25%, was bedeutet, dass mit 90% iger Wahrscheinlichkeit die Abweichung eines bestimmten Moduls von dem geschätzten Wert weniger als 2% beträgt.
Die Schätzung gilt nur für "klassische" kristallinem Silizium und nicht für die neuen Arten von Hetero-Übergangs-Modulen die in den letzten Jahren auf dem Markt gekommen sind.
Für CIS-Module basiert die Abschätzung auf Messungen die in Ispra im Freien an drei verschiedenen Modulen, von zwei verschiedenen Herstellern, durchgeführt wurden.
Die Module wurden über einen Zeitraum von vier Monaten im Frühjahr und Sommer gemessen.
Alle Module sind recht neu, produziert in den Jahren 2006/2007, und sollten daher repräsentativ für den aktuellen Stand der Technik sein.
Sektion 4.
Unsicherheiten bei den Daten und Berechnungen
Alle Messungen und mathematischen Modelle sind von Unsicherheiten betroffen und die Kette der Messdaten und Berechnungen für die PVGIS Schätzungen für PV-Leistung ist ziemlich lang.Da jede Verknüfung ihre eigene Unsicherheit hat werden wir versuchen jede von diesen zu betrachten.
BodenstationMessungen
Die Europäische Datenbank in PVGIS (PVGIS-classic) basiert auf Messungen von Bodenstation.Die meisten Messungen sind mit Pyranometer gemacht, die direkt den Betrag der kurzwellige elektromagnetische Strahlung messen.
Typischerweise wird das Spektrum von der nahen ultravioletten Strahlung bis zu 2.5micron im nahen Infrarot gemessen.
Aber, in einigen Fällen ist die Globalstrahlung lediglich aus der Anzahl der Sonnenstunden und der (mit bloßem Auge) beobachteten Wolkendecke geschätzt.
Im Allgemeinen wird eine direkte Messung genauer zu sein, aber selbst in diesem Fall gibt es Gründe, warum die Messungen Fehler beinhalten können.
Zum Beispiel können einige Daten fehlen, und dies nicht als solches erkannt werden, oder, der Pyranometer kann defekt sein und willkürliche Ergebnissen liefern, oder der Pyranometer kann teilweise mit Schmutz, Schnee oder Frost abgedeckt sein.
Einige dieser Fehler sind regellos (die Ergebnis könnte ebenso gut zu hoch als zu niedrig sein), andere jedoch, insbesondere solche die mit Schmutz oder Schnee verbunden sind, können in erster Linie zu einer Unterschätzung der Strahlung führen.
Die grundlegenden Daten wurden von vielen verschiedenen Organisationen in Dutzenden von verschiedenen Ländern gemessen.
Es ist daher sehr schwierig, die Fehler abzuschätzen die jeder Station beeinflussen.
Die Daten wurden als Teil der European Solar Radiation Atlas überprüft und bereinigt.
Darüber hinaus haben wir eine Reihe von verdächtigen Datenpunkten, inclusive solcher Meßstationen in den hohen Bergen, die durch Schatten von nahe gelegenen Bergen betroffen waren, entfernt.
Interpolations Unsicherheiten
Wir haben die mit der räumlichen Interpolation der Bodenstation Daten verbundene Unsicherheiten an einer Reihe von Orten abgeschätzt.Ein Beispiel ist hier, wo wir eine generelle Abschätzung der durch die Interpolations-Technik verursachten Unsicherheit geben.
Darüber hinaus ist darauf hinzuweisen, dass die Unsicherheit auch vom Abstand zwischen den einzelnen Stationen abhängt. In Gebieten mit einer hohen Dichte der Stationen ist die Interpolation Unsicherheit im Allgemeinen gering, während sie in Gebieten mit wenigen Stationen sehr viel höher sein kann.
Auch hängt sie von den lokalen klimatischen Bedingungen ab.
Wenn Sie in einer Region sind in der sich das Klima über kurze Distanzen stark ändert, wie
z.B. in den Bergen, wird die Genauigkeit davon abhängen, ob Sie eine Station mit der gleichen Art von Klima in der Nähe haben oder nicht..
Zum Beispiel ist die Variation der Solarstrahlung mit der Höhe für die alpine Region in PVGIS sehr gut aufgelöst, da wir Stationen in verschiedenen Höhen haben.
Aber in anderen Bergregionen, wie in Skandinavien oder im Kaukasus haben wir fast keinen Stationen in großer Höhe und damit ist die Unsicherheit in den Abschätzungen für großen Höhen sehr viel höher als die Abschätzungen für den Tälern.
Probleme mit diffusen Strahlungs Daten
Die grundlegenden Daten enthält Werte sowohl für die globalen horizontale Strahlung als auch für die horizontale diffuse Strahlung.Beide sind für die Abschätzungen der Strahlung auf einer schiefen Ebenen erforderlich. Generell ist die Unsicherheit für die diffuse Strahlung höher.
Dies liegt sowohl an den Problemen mit den Messungen als auch der Tatsache, dass ein höherer Anteil der diffusen Daten nicht direkt gemessen, sondern aus anderen meteorologischen Parametern geschätzt werden muss.
Wir kennen die Unsicherheiten der für PVGIS verwendeten diffusen Daten nicht. Dennoch können wir eine Abschätzung der Auswirkungen der Unsicherheit auf die Vorhersage von PV-Leistungen machen.
Wir haben festgestellt, dass für einen optimal schiefen Ebene, die Ungenauigkeit in der Vorhersage der PV Energieausbeute nur etwa ein Fünftel der Unsicherheit des Verhältnisses zwischen diffuser und Globalstrahlung (D / G) ist.
Wenn also das D / G-Verhältnis einer Unsicherheit von 10% hat, würde dies zu einer Ungenauigkeit von etwa 2% in der PV-Energieertrag Vorhersage führen.
Probleme mit dem langfristigenDurchschnitt
Das Modell für PV-Leistung beschreibt die PV-Leistung in Abhängigkeit von den momentanen Werte der Solarstrahlung und der Umgebungs- (Luft-) Temperatur.Dies bedeutet aber, dass Sie wahrscheinlich einen Fehler machen, wenn Sie nicht über die augenblicklichen Werte, sondern nur über langfristige Durchschnittswerte verfügen.
Für diesen Effekt haben wir festgestellt, dass die Verwendung von gemittelten Werten zu einer Überschätzung der PV-Leistung für kristalline Silizium von rund 1% führt und wahrscheinlich etwas von der geographischen Lage abhängt.
Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Strahlungsstärke und Lufttemperatur nicht unabhängig sind. Im Allgemeinen gilt: Je höher die Strahlungsstärke (höher bei sonnigem Wetter) umso höher die Temperatur.
Dies führt bei hohen Strahlungswerten zu einem zusätzlichen Verlust im Modul-Wirkungsgrad, der bei der Verwendung von gemittelten Daten nicht berücksichtigt wird.
Quelle:
81) http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/PVcalchelp_de.html
81) http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/PVcalchelp_de.html
82) http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php?lang=de&map=europe
PVGIS © Europäische Union, 2001-2012
Wiedergebung ist gestattet, wenn die Quelle genannt ist.
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