So prüfen Sie die Ausrichtung und Neigung Ihrer PV-Module!
Bei Hausdachanlagen kommt es oftmals vor, dass die Modulfelder einer Photovoltaik-Anlage auf unterschiedliche Dächer mit unterschiedlichen Ausrichtungen und Dachneigungen aufgeteilt sind. Die Ausrichtung (Azimut) und Neigung der PV-Module hat starken Einfluss auf den Leistungsverlauf und damit schlussendlich auch auf den Ertrag eines PV-Generators. Es ist deshalb wichtig, dass Ausrichtung und Neigung für jedes PV-Feld in der Monitoring-Software richtig hinterlegt sind.
Technischer Hintergrund
Es ist nicht entscheidend, die Ausrichtung und Neigung der einzelnen PV-Modulfelder möglichst exakt zu bestimmen. Stattdessen müssen Sie für alle PV-Modulfelder mit gleicher Ausrichtung und Neigung auch gleiche Werte hinterlegen. 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, 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.
So prüfen Sie die Ausrichtung und Neigung Ihrer PV-Module
Um die korrekte Hinterlegung zu überprüfen, vergleichen Sie am besten die spezifischen Leistungswerte oder spezifischen Stromwerte der zu vergleichenden Modulfelder bei Clear-Sky-Tagen miteinander. An bewölkten Tagen überwiegt die diffuse Sonneneinstrahlung, deshalb sind an den Graphen hier kaum (deutliche) Abweichungen zu erkennen. Beim Vergleich von PV-Modulfeldern mit gleicher Neigung und Ausrichtung sollten die Leistungswerte der PV-Felder übereinstimmen. Falls nicht ist das betroffene PV-Modulfelder anders verbaut als angenommen.
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.
Wussten Sie:
Der Begriff Clear-Sky kommt aus dem englischen und bedeutet so viel wie klarer Himmel. Ein Clear-Sky-Tag ist folglich also ein wolkenfreier, sonniger Tag. An diesen Tagen erbringt eine Photovoltaikanlage unter Berücksichtigung diverser anderer Faktoren (beispielsweise der Jahreszeit, der Lufttemperatur) die höchste Leistung.
Um die tatsächlichen Auswirkungen des Neigungswinkels auf den Leistungsverlauf zu zeigen, sehen wir uns einen Fall aus der Praxis an. 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).
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.
Wussten Sie:
Der Maximum Power Point (MPP) eines PV-Moduls oder Strings ist der Punkt der Strom-Spannungs-Kennlinie, an dem das Solarmodul die höchste Leistung erbringt. Ein MPP-Tracker hat die Aufgabe, den Maximum Power Point zu ermitteln, da dieser von der Sonneneinstrahlung, der Temperatur und individuellen Moduleigenschaften abhängig ist und sich daher ständig ändert.
Auswirkungen der Ausrichtung (Azimut) auf den Leistungsverlauf
Auch die Ausrichtung von Modulen hat Auswirkungen auf den Leistungsverlauf. Modulfelder können in alle vier Himmelsrichtungen ausgerichtet werden. Am gängigsten sind Ausrichtungen gen Süden. Aber auch Ausrichtungen nach Westen und Osten kommen häufig vor. Seltener ist hingegen die Nord-Ausrichtung, da hier die Ertragswerte deutlich geringer sind.
Die Ausrichtung eines PV-Modulfeldes kann man anhand des Startpunkts, des Endpunkts und an der Uhrzeit des Maximalwertes des Glockenkurvenverlaufs (also dem Scheitelpunkt des Graphen) bestimmen. Vor allem die Uhrzeiten von Sonnenaufgang und Sonnenuntergang sind für die Bestimmung der Ausrichtung hilfreich. Sehen wir uns das Ganze genauer an: Der Scheitelpunkt ist 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.
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. Hier überlagern sich die beiden Graphen fast vollständig. Speziell für diesen Fall sollten dann für den Vergleich am Graphen Tage mit tiefer stehender Sonne in Herbst, Winter oder Frühlingherangezogen 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.
Zusammenfassung zur Ausrichtung
Durch die Überlagerung der Start-, Maximum- und Endpunkte lässt sich die Ausrichtung nicht in exakten Werten bestimmen. Durch den Vergleich der Kurven können Sie jedoch die groben Himmelsrichtungen und die Relationen verschiedener Modulfelder zueinander bestimmen.
Prüfung der Ausrichtung und Neigung von PV-Modulen 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
- Konfiguration: Im ersten Schritt muss die Ausrichtung (Azimut) und die Neigung der PV-Module in der Monitoring Software hinterlegt werden.
- Sind diese in der Anlagendokumentation nicht hinterlegt, kann man versuchen, 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.
- Plausibilitätsprüfung: Im zweiten Schritt erfolgt die Überprüfung, 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 zeitgleich 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.
- 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. Alternativ können Sie neue Werte hinterlegen. Anschließend starten Sie wieder mit dem zweiten Schritt.
- Ziel: Am Ende sollten alle PV-Module, 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.
Wussten Sie:
Jedes Speichersystem braucht einen Batteriewechselrichter oder Spannungswandler für die Ladung und Entladung des Akkus. Man unterscheidet zwischen AC-Systemen und DC-Systemen.
- AC (alternating current) = Wechselstrom
- DC (direct current) = Gleichstrom
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. Demnach müssen für beide auch die gleichen Werte hinterlegt sein.
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