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PVGIS

http://sites.prenninger.com/elektronik/solar/pvgis

http://www.linksammlung.info/

http://www.schaltungen.at/

                                                                                        Wels, am 2018-02-11

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Untergeordnete Seiten (10):
Berechnung
Fotovoltaik-Solar
PVGIS
Solar-Akkus
Solar-Bücher
Solar-Laderegler
Solar-Leuchten
Solar-Module
USV-Anlagen
Wechselrichter


                               PVGIS Interaktive Karten   (1A)
                           PVGIS 

Das optimale Tool für Ihre Ertragsermittlung

http://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.


                                          Anleitung für PVGIS                                       

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:

  • Einstrahlungsdatenbank
    Hier können Sie die Auswahl treffen zwischen "Classic PVGIS" und der neueren "Climate-SAF PVGIS" Was der Unterschied der beiden Datenbanken ist, erkläre ich im nächsten Beitrag zu PVGIS Das neue PVGIS-4
  •  
  • FV Technolgie
    Hier wird ausgewählt, ob es sich um kristalline, also polykristalline bzw. monokristalline Module, CIS, CdTe oder sonstige Dünnschichtmodule handelt. Interessant ist, dass auch PVGIS hier keinerlei Unterschiede zwischen polykristallinen und monokristallinen Modulen macht!

    Die etwas neuere Auswahl CdTe schauen wir uns genauer an. Hierbei handelt es sich um amorphe Module (Dünnschicht) aus Cadmium-Tellurid. Damit sind zuerst Module der Fa. First-Solar im Fokus, da dieser Hersteller der absolute Weltmarktführer in dieser Technologie ist. Vergleiche ich jetzt die ermittelten Erträge von kristallinen Modulen mit denen von CdTe, so beschert mir PVGIS um ca. 8% bessere Ertragswerte für CdTe als für normale kristalline Module. In absoluten Zahlen mögen diese Ertragswerte realistisch sein, da PVGIS aber normalerweise eher untertreibt, stimmt die Relation im Vergleich zu den kristallinen Modulen meines Erachtens nicht. Einen leichten Vorteil von ein paar wenigen Prozentpunkten ist noch denkbar, aber 8% erscheinen mir als weit übers Ziel hinausgeschossen. Diese Ertragsvorteile kann ich in keiner Ertragsdatenbank und auch bei keiner der mir bekannten Anlagen nachvollziehen. Also würde ich die Werte für CdTe mit Vorsicht geniessen.
  •  
  • Installierte FV-Leistung
    Hier ist es ratsam, immer 1 kWp einzugeben, dann erhält man immer die Ertragsprognose umgerechnet auf 1 kWp und kann so besser mit anderen Anlagen bzw. Standortdaten vergleichen. Wer natürlich bereits weiß, wie hoch die später installierte Gesamtgeneratorleistung sein wird kann genauso diesen Wert eingeben, dann bekommt er als Ergebnis den Gesamtertrag der Anlage ausgerechnet.
  •  
  • Geschätzte Systemverluste [0;100]  PVGIS14% in der Praxis
    Hier wird ein Prozentwert eingegeben, der die Systemverluste, wie z.B. Kabelverluste, Verluste durch den Wechselrichter etc. berücksichtigt. Ein guter und eher konservativer Wert sind 10%, damit ist man auf jeden Fall auf der sicheren Seite. Wer knapp kalkulieren muss, kann auch 8% eingeben, dieser Wert ist ebenfalls durchaus realistisch. Durch neue Wechselrichtergenerationen mit Wirkungsgraden größer 97% kommt man den 8% auch immer näher. Den 10%-Wirkungsgrad findet man auch immer wieder unter den Begriffen PVGIS10, PVGIS10% oder PVGIS(at)10%.
  •  
  • Montagemöglichkeiten
    Hier wird zwischen freistehenden Anlagen wie Freilandanlagen oder Modulen auf Trackern und Auf- und Indachanlagen unterschieden. Die freistehenden Module haben eine bessere Hinterlüftung und damit einen besseren Ertrag. Es wird aber nicht zwischen Auf- und Indachanlagen unterschieden! (Indachanlagen haben noch eine schlechtere Hinterlüftung und die Ergebnisse sollten im Mittel schlechter als die der Aufdachanlagen ausfallen) PVGIS meint, dass Anlagen, die auf einem Dach mit Dachziegeln auf einer Unterkonstruktion montiert werden, irgendwo zwischen diesen beiden Extremen zu liegen kommen müßte. (Diese Art der Montage ist bei einem Privatdach die Regel). Nachdem ich meine eigene Anlage eingegeben habe, würde ich bei einer normalen Aufdachanlage mit guter Hinterlüftung auf jeden Fall zu "free-standing" tendieren, die Option "building integrated" zeigt zu geringe Werte an. Das wird auch in der Erklärung auf der PVGIS-Seite so definiert: "Roof-integrated modules are not cooled by air from behind, so they get hotter. This is now included in the PV estimate", übersetzt heißt das soviel wie: "Dachintegrierte Module werden nicht durch die Luft von hinten gekühlt, daher werden sie heißer. Das ist jetzt in der PV-Abschätzung integriert."
  •  
  • Neigung [0;90]    35° Sommer   70° Winter
    Hier geben Sie die Neigung des Daches beziehungsweise der Aufständerung, worauf die PV-Anlage installiert wird in Grad ein. Sollte die Anlage auf unterschiedlichen Dachneigungen installiert werden, so müssen Sie die Berechnung mehrmals durchführen und über einen Dreisatz das Ergebnis ermitteln.
  •  
  • Neigung optimieren
    Sollte nur aktiviert werden, wenn man die optimale Neigung für den eingegebenen Standort wissen möchte. Das ist vor allem interessant, wenn die Module aufgeständert werden, weil man sich hier im Gegensatz zu einem Dach die Neigung aussuchen kann. Dieser Wert ist der optimale Mittelwert für den gesamten Jahresverlauf. Natürlich sind zu bestimmten Zeitpunkten im Jahr andere Neigungen besser (im Winter steiler, im Sommer flacher), aber über ein gesamtes Jahr ist das der optimale Neigungswinkel für den eingegebenen Standort.
  •  
  • Azimuth [-180;180] (Modulausrichtung)  -25° laut GOOGLE Plan
    Geben Sie hier den Wert der Himmelsausrichtung der Anlage ein. Entweder ist die Ausrichtung bekannt, oder Sie können Sie mit Hilfe von Google Earth ermitteln. Bei der Eingabe ist zu beachten, dass die Gradzahlen korrekt eingegeben werden:
    • 0° = Süd
    • -25° = Süd-Süd-Ost
    • -90° = Ost
    • 90° = West
    • 180° = Nord
    Somit wäre z.B. eine SSO Ausrichtung ca. - 22,5°
  •  
  • Auch Azimuth optimieren
    Sollte ebenfalls nur aktiviert werden, wenn man die optimale Ausrichtung für den eingegebenen Standort wissen möchte. Auch hier wieder interessant bei frei wählbarer Ausrichtung wie z.B. auf einem Flachdach.
  •  
  • Tracking Optionen (Optionen für Nachführsysteme)
    Auch das kann PVGIS! Sollten Sie eine nachgeführte (tracking) Anlage planen, so können Sie sich hier die prognostizierte Ertragsausbeute berechnen lassen. Bei einem einachsigen System geben Sie entweder die feste Ausrichtung für die vertikale oder die geneigte Achse ein, je nachdem, was für ein System geplant ist. Wenn Sie das Kästchen "Optimieren" anklicken, wird Ihnen der optimale Einstellwinkel der starren Achse ausgerechnet. Beim 2-achsig-nachgeführten System gibt es keine optimalen Winkel zu berechnen, da das System dafür entwickelt wurde, das alleine auszurechnen.
  •  
  • Horizontdatei Hier können Sie eine spezielle Datei, mit der Sie einen eigenen Horizontverlauf oder auch verschattende Elemente eingeben können hochladen. Diese werden dann bei der Berechnung mit berücksichtigt. Mehr dazu finden Sie in dem Beitrag Verschattungsberechnung mit Horizontdatei
  •  
  • Outputformate
    Wird dieser Punkt aktiviert, werden zusätzlich zu den gewünschten Auswertungen die entsprechenden Liniendiagramme angezeigt. Aus diesen Diagrammen kann man sehr gut die prognostizierten Monatserträge herauslesen. So kann man leicht abschätzen, ob die Anlage in dem jeweiligen Monat das Soll erreicht oder sogar übertroffen hat. Weiterhin können diese Werte als Ausgangsbasis den Anwendern von Solarlog- und anderen Monitoring-Systemen für die prozentuale Aufteilung der Ertragsprognose über das Jahr dienen.
  •  
  • Zeige Horizont
    Diese Option finde ich persönlich genial! PVGIS hat nicht nur die Einstrahlungsdaten in der Datenbank, sondern auch die topographischen Geländedaten. Diese werden im Ergebnis mit berücksichtigt und auch angezeigt, wenn dieser Punkt aktiviert wird. Was genau sieht man hier?

     

Die rote Linie zeigt den Sonnenverlauf zur Sommersonnenwende am 21. Juni eines Jahres, also an dem Tag, an dem die Sonnenscheindauer am längsten ist.
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:

  • Einstrahlungsdatenbank: Classic PVGIS und die neue "Climate-SAF PVGIS (die neue Datenbank gab es bis 2007 noch nicht)
  • FV Technologie: Kristallin Silizium(Polykristalline Module)
  • Installierte FV-leistung / PV-Module: 1 kWp (Wie zuvor beschrieben gebe ich zur besseren Vergleichbarkeit nicht die Gesamtleistung von 5 kWp ein)
  • Geschätzte Systemverluste [0;100]: 14% Systemverluste
  • Montageposition: Freistehende
  • Neigung [0;90]: 35° Dachneigung oder Modul-Steilheit
  • Azimuth [-90 Ost, 0 Süd, 90 West, 180 Norden] : -25° (Die Anlage ist nach Süd-Süd-Ost ausgerichtet
  • "Grafik zeigen" und "Zeige Horizont" wird markiert, ich möchte sehen, wie PVGIS die topographischen Daten (Sonnenabschattung durch hohe Berge) für meinen Standort anzeigt.
  • "Webseite" wird markiert, mir reicht es, wenn das Ergebnis am Monitor angezeigt wird.

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 ermitteln

PVGIS Schätzung der Solarenergieproduktion

Zuerst bekommen wir die Koordinaten und die Meereshöhe des Standortes
Ort: 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%



Prozent Ertrag / d Ertrag / m

% kWh/kWp kWh/kWp
Jänner 3,0 0,98 30,0
Februar 5,1 1,67 51,0
März 9,5 3,08 94,0
April 12,0 3,90 119,0
Mai 12,4 4,03 123,0
Juni 11,9 3,87 118,0
Juli 12,3 4,00 122,0
August 11,7 3,80 116,0
September 9,1 2,96 90,2
Oktober 6,8 2,20 67,1
November 3,4 1,11 34,0
Dezember 2,7 0,88 26,7
Jahresschnitt
2,71 82,6
Total für Jahr 100,0 32,49 991



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

PVGIS Anzeige des Horizontes für die Anlage High-Light

Die rote Linie zeigt den Sonnenverlauf zur Sommersonnenwende am 21. Juni eines Jahres, also an dem Tag, an dem die Sonnenscheindauer am längsten ist.
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.





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ANLEITUNG Photovoltaik Ertragsrechner der EU

      Leistung netzgekoppelter PV Anlagen

Inhalt

  1. Achtung!
  2. Wie benutzt man den Online Kalkulator
  3. Spitzenleistung und Wirkungsrad, ein Leitfaden für Laien
  4. Leistungs-Berechnung für verschiedene PV Modultypen
  5. Datengenauigkeit
  6. Rechtliche Hinweise


0. Achtung

Diese Online PV Leistungsberechnung soll dazu dienen, dem Benutzer eine Vorstellung über das Potential von PV als Energiequelle zu geben.
Wir haben im Rahmen unserer beschränkten Möglichkeiten versucht dies so genau wie möglich zu machen und alle möglichen Fehler zu beseitigen.
Trotzdem gibt es eine Reihe von Gründen warum die Resultate fehlerhaft sein können.

Darunter fallen:

Fehlerhafte Benutzereingaben.
Wenn Sie bei der Dateneingabe nicht genau verstehen was Sie tun, erhalten Sie unsinnige Resultate.
Sektion 1 und Sektion 2 beschreiben wie der PV Rechner zu benutzen ist.
Die Ungenauigkeit in der Abschätzung der PV Leistung hängt von der verwendeten PV Technologie und dem geographischen Ort ab.
PV Leistungsberechnung ist eine aktives Forschungsgebiet und es gibt keine allgemeinverbindliche Berechnungsmethode.
Daher beschreiben wir die benutzten Methoden in Sektion 3.
Ungenauigkeiten und Fehler in den grundlegenden Solarstrahlungs- (und Temperatur-) Daten.
Einige dieser Ungenauigkeiten stammen von unseren Berechnungsmethoden und wir haben versucht diese zu berechnen.
Jedoch sind auch die grundlegenden Orginaldaten selbst (sowohl Daten von Bodenstationen als auch Satelitendaten) mit Fehlern und Ungenauigkeiten behaftet deren Ausmaß uns nicht bekannt ist.
Mehr darüber in Sektion 4.

Allgemeine Fehler.

Wenn Sie etwas Verdächtiges finden, bitte teilen Sie uns es mit!

Kurzgefasst:
Die Tatsache, dass diese Web-Seite durch die Europäische Kommission zugänglich gemacht wird bedeutet nicht, dass die Daten notwendigerweise fehlerfrei sind noch sind die Daten "amtlich".
Wir sind in keiner Weise der einzige Anbieter eines solchen Service.
Es gibt eine ganze Anzahl von Organisationen und Firmen, die Daten und Beratungen zur Solarstrahlung, Design und Aufbau von PV Solaranlagen anbieten.
Einige dieser Angebote sind kostenlos andere kostenpflichtig.
Eine detaillierte Untersuchung kann zu genaueren Resultaten als unser allgemeine Ansatz führen ist jedoch mit zusätzlichem Zeitaufwand und/oder Kosten verbunden.


Sektion 1.

Wie benutzt man den Online Kalkulator

Die voraussichtliche Leistung einer vorgegebenen PV-Anlage kann berechnet werden, wenn Sie folgende Informationen über die Anlage eingeben:

PV Technologie
Die Leistung von PV-Modulen hängt von der Temperatur und der solare Einstrahlung ab, variiert aber zwischen den verschiedenen Arten von PV-Modulen.
Im Moment können wir die Verluste durch Temperatur- und Solarstrahlungs-Effekte für die folgenden Arten von Solarmodulen abschätzen:

- Kristalline Silizium-Zellen
- Dünnschicht-Module aus CIS oder CIGS
- Dünnschicht-Module aus Cadmium-Tellurid (CdTe)

Bei anderen Technologien (insbesondere den verschiedenen amorphen Silizium Technologien), kann diese Korrektur hier nicht berechnet werden.
Wenn Sie eine der ersten beiden Optionen wählen wird die Leistung unter Berücksichtigung der Temperaturabhängigkeit der gewählten Technologie berechnet.
Wenn Sie die Option "andere / unbekannt" wählen, wird ein Leistungsverlust von 8% durch Temperatur-Effekte angenommen (ein generischer Wert, der für gemäßigtes Klima als angemessen angesehen wird).
Wenn in die Datenbank noch keine Temperatur-Daten inkorporiert sind fehlt die Möglichkeit eine PV-Technologie auszuwählen und der geschätzte Temperaturverlust von 8% wird für alle Technologien angewandt.

Spitzenleistung, oder nominelle Leistung der installierten Anlage (1kWpeak)
Die vom Hersteller deklarierte Spitzenleistung oder nominelle Leistung (Wp), ist die Leistung die die PV-Anlage unter Standard-Testbedingungen erbring.
Standard Testbedingungen sind eine konstante Sonneneinstrahlung von 1000W pro Quadratmeter in der Ebene des Arrays und eine konstante Temperatur von 25° C.
Wenn Sie die nominelle Leistung Ihrer Module nicht wissen, jedoch die Fläche der Module und dem angegebenen Wirkungsgrad (in Prozent) kennen, dann können Sie die nominelle Leistung berechnen:
Leistung = Fläche * Wirkungsgrad / 100.
Weitere Erläuterungen hier. (Sektion 2)

Geschätzte Systemverluste
Die geschätzten Systemverluste sind alle Verluste im System, die den tatsächlich in das Stromnetz eingespeisten Strom gegenüber den von den PV Modulen erzeugten Strom verringern.
Es gibt mehrere Ursachen für diesen Verlust, wie Verluste in Kabeln, Wechselrichter, Schmutz (manchmal Schnee) auf den Modulen und so weiter.
Wir haben einen Standardwert von 14% angegeben.
Wenn Sie wissen, dass Ihr Wert anders ist (vielleicht aufgrund eines hocheffizienten Wechselrichters) können Sie diesen Wert etwas verändern.

Einbauposition
Für fest montierte Systeme (keine Nachführung) hat die Art und Weise wie die Module montiert werden einen Einfluss auf die Temperatur des Moduls, was sich wiederum auf die Effizienz auswirken kann (siehe oben).
Experimente haben gezeigt, dass, wenn die Bewegung der Luft hinter den Modulen eingeschränkt ist, die Module wesentlich wärmer werden können (bis zu 15° C bei 1000W/m2 Sonnenlicht).
Bei dieser Anwendung gibt es zwei Möglichkeiten:freistehend, dies bedeutet, dass die Module auf einem Gestell montiert werden und die Luft frei hinter den Modulen strömen kann, und gebäudeintegrierte, dies bedeutet, dass die Module komplett in die Struktur der Wand oder des Dachs eines Gebäudes eingebaut werden.
In diesem Fall gibt es keine Luftzirkulation hinter den Modulen.
Einige Montagearten liegen zwischen diesen Extremen,
z. B. wenn die Module auf einem Dach mit geschwungenen Dachziegeln montiert, damit Luft hinter den Modulen zirkulieren kann.
In solchen Fällen, wird die Leistung irgendwo zwischen den Ergebnissen der beiden möglichen Berechnungen liegen.

Neigungswinkel
Dies ist bei einem fest montierten System (ohne Nachführung) der Winkel zwischen den PV-Modulen und der horizontalen Ebene.
            Winter 70 Grad   Sommer 35 Grad

Orientierungswinkel
Dies ist die Ausrichtung der PV-Module bezogen auf die Richtung nach Süden.
-90 Grad ist Osten      0 Grad. ist Süden    +90 Grad. ist Westen.  -25° ist Süd-Süd-Ost = Haidestraße

Für einige Anwendungen werden die Neigungswinkel und Ausrichtung bereits bekannt sein, zum Beispiel, wenn die PV-Module in ein bestehendes Dach eingebaut werden.
Wenn Sie jedoch die Möglichkeit haben, die Neigung und / oder Orientierung selbst zu wählen, kann diese Anwendung auch für Sie die optimalen Werte für Neigung und Orientierung berechnen (vorausgesetzt, feste Winkel für das gesamte Jahr).

Möglichkeiten der Nachführung
Die vorherigen Möglichkeiten sind davon ausgegangen, dass die Module in einer festen Position mit einer bestimmten Neigung und Azimut (Orientierung) montiert sind.
Es gibt jedoch Systeme, die die PV-Module zu bewegen, damit sie der Bewegung der Sonne am Himmel folgen (Nachführung).
Auf diese Weise können wir die Menge von Sonnenlicht welches das PV-Module erreicht erhöhen. Nachführung kann auf verschiedene Weise erfolgen.
Hier geben wir drei Optionen:

- Vertikale Achse:
Die Module sind in einem bestimmten Winkel auf einer vertikalen Drehachse montiert.
Es wird davon ausgegangen, dass sich die Achse während des Tages so dreht, dass der Winkel zur Sonne immer so klein wie möglich ist (dies bedeutet, dass sie im Laufe des Tages nicht mit konstanter Drehzahl rotiert wird).
Der Winkel der Module relativ zum Boden kann eingegeben werden, oder Sie können den optimalen Winkel für Ihren Standort berechnen.

- Geneigte / Schräge Achse:

Die Module sind auf einer Achse montiert, die einen Winkel mit dem Boden bildet und in Nord-Süd-Richtung zeigt
Die Modulfläche wird parallel zur Rotationsachse ausgerichtet.
Es wird davon ausgegangen, dass sich die Achse während des Tages so dreht, dass der Winkel zur Sonne immer so klein wie möglich ist (dies bedeutet, dass sie im Laufe des Tages nicht mit konstanter Drehzahl rotiert wird).
Der Winkel der Module relativ zum Boden kann eingegeben werden, oder Sie können den optimalen Winkel für Ihren Standort berechnen.

- Zwei-Achsen-Nachführung:
Die Module sind auf einem System montiert, dass die Module sowohl in Ost-West-Richtung bewegen kann als auch den Winkel relativ zum Boden variieren kann, so dass die Module immer direkt zur Sonne zeigen.
Bitte beachten Sie, dass diese Berechnung noch keine Lichtkonzentration berücksichtigt sondern lediglich alles Licht das auf die Module fällt, sowohl die direkte Solarstrahlung als auch der diffuse Anteil.

Benutzerdefinierter Horizont/ Horizontdatei
 PVGIS enthält den Datenbestand der Horizonthöhe für jeden wählbaren Punkt in der Region.
Dadurch kann die PV Leistungsberechnung den Einfluss von Bergen und Hügeln berücksichtigen, die Schatten auf die PV Anlage werfen.
Die Auflösung dieser Horizontinformationen beträgt 3 Bogensekunden (ca. 90 m), sodass Sachen in der Nähe, wie zum Beispiel Häuser und Bäume, nicht berücksichtigt sind.
Es ist jedoch möglich eigene Daten über die Horizonthöhe hochzuladen.

Die Horizont-Datei zum Hochladen auf unsere Webseite sollte eine einfache Text-Datei sein, die entweder mit einem Texteditor (wie z.B. Notepad für Windows) oder durch Abspeichern einer Tabellenkalkulation als Komma-separierte Datei (.csv) erstellt wurde.
Sie sollte einen Zahlenwert pro Zeile enthalten, der die jeweilige Horizonthöhe in einer bestimmten Himmelsrichtung vom Standpunkt aus gesehen in Grad angibt.

Die Horizonthöhen in der Datei sollten bei Ost beginnend im Gegenuhrzeigersinn angegeben werden;
d.h. von Osten nach Norden, Westen, Süden und zurück nach Osten.
Es wird angenommen, dass die Werte gleiche Winkelintervalle entlang der Horizonts angeben.
Bei einer Datei mit 36 Werten z.B., nimmt PVGIS an, dass der erste Wert genau in Richtung Osten ist, der nächste 10 Grad nördlich von Osten und so weiter bis zum letzten Punkt, 10 Grad südlich von Osten.

Eine Beispieldatei ist unter hier verfügbar.
In diesem Fall enthält die Datei lediglich 12 Werte, entsprechend einem Wert der Horizonthöhe für jede 30 Grad entland des Horizonts.

Bitte beachten Sie, dass die eigentliche Berechnung hier die durchschnittliche Sonneneinstrahlung für den angegebenen Ort nutzt, um die Leistung zu abzuschätzen.
Vergleicht man das Ergebnis mit der tatsächlichen Leistung an einem bestimmten Standort, denken Sie bitte daran, dass die tatsächlichen Witterungsbedingungen die Leistung stark verändern kann.
Wenn Sie für einige Zeit ungewöhnliches Wetter haben kann die tatsächliche Leistung bis zu 100% kleiner oder größer als der hier berechnete Wert sein.


Sektion 2.

Spitzenleistung und Wirkungsrad, ein Leitfaden für Laien

Wenn Sie die Spitzenleistung (Wp) oder nominelle Leistung Ihres System kennen, ist es nicht notewndig die Effizienz zu kennen, ausser Sie wollen die Fläche der Module berechnen.
Die Spitzenleistung oder nominelle Leistung ist die vom Hersteller des Moduls oder Sytems angegebene Nennleistung.
Es ist die Leistung des Moduls / der Module, die bei 1000W/m2 solare Einstrahlung gemessen wird (zusätzlich:
Modultemperatur von 25°C
und einem Sonnenspektrum mit Luftmasse von LM1.5).
Das heißt, wenn Ihre Module 100% effizient sind, müsste ein, hätte ein System mit 1 m2 Fläche eine Spitzenleistung von 1 kWp.  theoretisch

Das heißt, wenn Ihre Module  70% effizient sind, müsste ein, hätte ein System mit 1 m2 Fläche eine Spitzenleistung von 700Wp.  praktisch
Diese Bedingungen werden Standard-Testbedingungen (Standard Test Conditions - STC) genannt.


Da jedoch die Module nicht zu 100% effizient sind benötigen Sie eine größere Fläche.
Bei Modulen mit 10% Wirkungsgrad benötigen Sie für eine 1kWp System eine Fläche von 10m2.
Bei Modulen mit 12,5% Wirkungsgrad benötigen Sie für eine 1kWp System eine Fläche von 8m2.

Den Modulwirkungsgrad unter Standard-Testbedingungen nennt man effnom.

Mit anderen Worten, wenn Ppk die nominelle Spitzenleistung ist und A die Modulfläche, haben wir:
Ppk= A*effnom (1)

Die tatsächliche Leistung hängt von der Strahlungsstärke = G und dem realen Modul-Wirkungsgrad = eff ab.

eff ist eine Funktion der Strahlungsintensität und der Modultemperatur Tm (und manchmal noch anderer Faktoren, die wir hier aber vernachlässigen).

Damit ergibt sich die tatsächliche Leistung als:

P = G/1000 * A*eff(G,Tm) = G/1000*A*effnom * effrel(G,Tm) (2)

Der tatsächliche Wirkungsrad wurde hier als Produkt des Wirkungsgrads under Standardtestbedingungen effnom und des relativen Wirkungsgrads effrel(G,Tm) angegeben.

Aus Gleichung 1 und 2 erhalten 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-Berechnung für 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 Energieeffizienzklassen Methode

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:
effrel(G',T'm)=1+k1ln(G')+k2ln(G')2 +k3T'm
+k4T'm
ln(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).


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.

Bodenstation Messungen

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 langfristigen Durchschnitt

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
82) http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php?lang=de&map=europe



PVGIS © Europäische Union, 2001-2012
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