Bei Hausdachanlagen kommt es oftmals vor, dass die PV-Modulfelder einer PV-Anlage auf unterschiedliche Dächer mit unterschiedlichen Ausrichtungen und Dachneigungen aufgeteilt sind. Die Ausrichtung (Azimut) und Neigung hat starken Einfluss auf den Leistungsverlauf und damit auf den Ertrag eines PV-Generators. Es ist deshalb wichtig, dass Ausrichtung und Neigung für jedes PV-Feld (welches im praktischen Monitoring meist gleichzusetzen ist mit einem MPP) in der Monitoring-Software richtig hinterlegt sind.

Die Theorie dahinter

Entscheidend ist hierbei nicht die Ausrichtung und Neigung möglichst exakt zu bestimmen, sondern dass alle PV-Modulfelder mit gleicher Ausrichtung und Neigung auch gleiche Werte hinterlegt haben. Der Vergleich von Erträgen von PV-Generatoren, sollte nur zwischen PV-Modulfeldern mit gleicher Ausrichtung und Neigung erfolgen! Deshalb müssen bei allen PV Generatoren, die identisch in Ausrichtung und Neigung sind, für diese auch in der Monitoring-Software identische Werte hinterlegt sein. Ansonsten schlägt das PV-Monitoring Fehlalarm und es erscheinen unter Umständen Fehlermeldungen, deren Hintergrund kein Defekt ist, sondern eine falsche Konfiguration.

Um die korrekte Hinterlegung zu überprüfen werden die spezifischen Leistungswerte der zu vergleichenden Modulfelder bei bestimmten Konditionen (Clear Sky-Tage bei bestimmten Sonnenständen) miteinander verglichen. An bewölkten Tagen überwiegt die diffuse Sonneneinstrahlung, deshalb sind an den Graphen hier kaum (deutliche) Abweichungen zu erkennen, aus denen Schlüsse gezogen werden könnten. Bei Abweichungen werden die Parameter Neigung & Ausrichtung so lange angeglichen bis die Leistungswerte der PV-Felder mit gleicher Orientierung übereinstimmen.

Auswirkungen des Neigungswinkels auf den Leistungsverlauf

Die Neigungen von verschiedenen PV-Modulfeldern lassen sich am besten bestimmen indem ein Clear Sky-Tag jeweils im Winter und im Sommer miteinander verglichen wird. Die stärker geneigten PV-Felder erzielen im Winter bei tief stehender Sonne höhere Peak-Leistungswerte. Im Sommer liegt der ideale Winkel in unseren Breitengraden bei ca. 30° und variiert dabei je nach genauem Breitengrad um diesen Wert.

Beispielhaft wird dazu in Abbildung 1 ein Wechselrichter im Sommer mit zwei MPP-Trackern betrachtet. Das PV-Modulfeld von MPP-Tracker A (rot) ist steiler geneigt als das PV-Modulfeld von MPP B (gelb).

Zwei spezifische Leistungskurven an einem Clear Sky Sommertag bei denen beide von der Form identisch sind aber diese sich nicht überlagern.

Abbildung 1: Spezifische Leistung an einem Clear Sky-Tag im Sommer: MPP A (rot) und MPP B (gelb)

Diagramm mit zwei spezifische Leistungskurven die sich in Anfangs- und Endpunkt gleichen aber unterschiedliche Höhepunkte haben.

Abbildung 2: Spezifische Leistung an einem Clear Sky-Tag im Winter: MPP A (rot) und MPP B (gelb)

Wie erwartet sind die Maximalwerte der spezifischen Leistung von MPP A (steiler geneigt) im Winter höher als die von MPP B. Im Sommer zeigt sich ein genau gegenteiliges Bild. Wären die PV-Modulfelder gleich geneigt, müssten die Maximalwerte etwa deckungsgleich sein.

Auswirkungen der Ausrichtung (Azimut) auf den Leistungsverlauf

Modulfelder können auf alle vier Himmelsrichtungen hin ausgelegt werden. Am gängigsten sind Ausrichtungen gen Süden oder auch Westen und Osten. Seltener ist die Nord-Ausrichtung, da hier die Ertragswerte deutlich geringer und deshalb die Anlagen meist nicht wirtschaftlich sind. Die Ausrichtung eines PV-Modulfeldes kann anhand des Startpunkts, des Endpunkts und an der Uhrzeit des Maximalwertes des Glockenkurvenverlaufs (also dem Scheitelpunkt im Graphen) bestimmt werden. Vor allem die Uhrzeiten von Sonnenaufgang und -untergang sind für die Bestimmung der Ausrichtung sehr hilfreich.

Der Scheitelpunkt wäre bei genauer Südausrichtung  beispielsweise 12 Uhr. Der Leistungsverlauf von östlich ausgerichteten Modulfeldern startet und endet im Vergleich früher als der Verlauf von südlich oder westlich ausgerichteten Modulfeldern. Dadurch ist auch das Maximum zeitlich deutlich sichtbar versetzt. In der folgenden Abbildung 3 liegt der westlich ausgerichtete MPP beispielsweise bei 15 Uhr am Scheitelpunkt.

Diagramme zweier spezifischer Leistungskurven, die in Breite und Höhe sehr ähnlich sind, aber bei denen eine nach links verschoben ist.

Abbildung 3: Spezifische Leistung an einem Clear Sky-Tag im Sommer: Rot = MPP A (Ost), Gelb = MPP B (West)

Nördlich ausgerichtete PV-Modulfelder zeigen hingegen etwa den gleichen Start- und Endzeitpunkt wie südlich ausgerichtete PV-Modulfelder, allerdings immer ein niedrigeres Maximum, da Norddächer in einem ungünstigeren Einstrahlwinkel zur Sonne stehen.
Bei Norddächern mit sehr geringer Dachneigung (beispielsweise 5 Grad) ist im Sommer jedoch kaum ein Unterschied zu erkennen, da sich hier die beiden Graphen fast vollständig überlagern. Speziell für diesen Fall sollten dann für den Vergleich am Graphen Tage mit tiefer stehender Sonne in Herbst, Winter oder Frühling herangezogen werden. Zu diesen Jahreszeiten ist auch dann eine deutliche Abweichung der Graphen zu erkennen, wie in der folgenden Abbildung 4 an einem typischen Spätsommer/Herbsttag zu sehen ist.

Diagramm zweier spezifischer Leistungskurven, die in Anfangs- und Endpunkt praktisch identisch sind, aber von denen eine höher als die andere ist.

Abbildung 4: Spezifische Leistung an einem Clear Sky-Tag im Herbst mit tief stehender Sonne: Rot = MPP A (Süd), Gelb = MPP B (Nord)

Zusammenfassung zur Ausrichtung

Durch die Überlagerung der Start-, Maximum- und Endpunkte lässt sich die Ausrichtung zwar nicht in exakten Werten bestimmen, aber durch den Vergleich der Kurven können die groben Himmelsrichtungen und die Relationen verschiedener Modulfelder zueinander bestimmt werden.

Prüfung der Ausrichtung und Neigung im Monitoring

Wird eine PV-Anlage mit mehreren PV-Modulfeldern mit unterschiedlicher Neigung und/oder Ausrichtung  für die Überwachung konfiguriert, sollte immer vorab geprüft werden ob die Leistungsverläufe den hinterlegten Werten für Ausrichtung und Neigung entsprechen. Durch die oben vorgestellten Kriterien ist eine Plausibilitätsprüfung sehr einfach und schnell durchgeführt. Bei richtiger Konfiguration im Monitoring müssen alle spezifischen Leistungsverläufe von gleich ausgerichteten und geneigten PV-Modulfeldern den gleichen Verlauf, insbesondere in Startpunkt, Endpunkt und Scheitelpunkt, aufzeigen.

Möglicher Workflow bei Benutzung einer gängigen PV-Monitoring-Software

  1. Konfiguration: Im ersten Schritt müssen die Ausrichtung (Azimut) und Neigung der PV-Modulfelder in der Monitoring Software hinterlegt werden.
    • Sind diese in der Anlagendokumentation nicht hinterlegt, kann versucht werden, diese über die Satellitenansicht von Geoviewern (bspw. Google Maps Satellitenansicht / 3D) zu ermitteln.
    • Der Azimut lässt sich über Geoviewer recht exakt ausmessen, die Neigung hingegen kann nur annäherungsweise darüber ermittelt werden. Hier helfen die folgenden Schritte um zu bestimmten, welche PV-Modulfelder die gleiche Neigung besitzen.
  2. Plausibilitätsprüfung: Im zweiten Schritt möchten wir überprüfen, ob die in der Monitoring-Konfiguration hinterlegten Werte für Azimut und Neigung auch plausibel sind.
    • Dazu werden alle PV-Modulfelder (MPP-Tracker), welche die gleiche Ausrichtung und Neigung hinterlegt haben, ausgewählt und deren spezifischer Leistungsverlauf DC möglichst an einem Clear Sky-Tag im Sommer betrachtet.
    • Die Glockenkurven-Graphen sollten zum gleichen Zeitpunkt mit etwa der gleichen Steigung starten und das Maximum und der Endpunkt sollten ebenfalls zeitgleich sein. Natürlich kann es im Tagesverlauf immer zu geringen Abweichungen zum Beispiel durch (teilweise) Verschattung kommen.
  3. Korrektur: Falls die Startpunkte, Maximalpunkte und Endpunkte nicht größtenteils übereinstimmen, sind die jeweiligen Modulfelder nicht gleich ausgerichtet. Daraus folgt, dass der PV-Generator einem Dach mit anderer Ausrichtung und/oder Neigung zugeordnet werden muss. Prüfen Sie anhand der Anlagendokumentation oder der im Geoviewer ermittelten Werte zu welchem Dach die Leistungskurve passen könnte und hinterlegen Sie die neuen Werte. Anschließend starten Sie wieder mit dem zweiten Schritt.
  4. Ziel: Am Ende sollten alle PV-Modulfelder bei denen die gleiche Ausrichtung und Neigung hinterlegt ist, auch in etwa einen identischen Kurvenverlauf der spezifischen Leistung DC aufzeigen. Dies gilt sowohl für Clear Sky-Tage im Sommer als auch im Winter.
  5. Wenn sich die Graphen von zwei Modulfeldern (MPPs) wie in Abbildung 5 gezeigt gleichen, kann man davon ausgehen, dass Neigung und Azimut von beiden identisch sind und demnach für beide auch die gleichen Werte hinterlegt sein müssen.
Diagramm mit zwei spezifischen Leistungskurven die sich fast perfekt überlagern

Abbildung 5: Zwei PV-Modulfelder mit identischer Ausrichtung und Neigung

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