Definitionen & Referenzen

Diese Seite dient als Referenz für alle Eingaben in Solesca. Sie hilft Ihnen, alle notwendigen Eingaben zu verstehen, um Layouts zu erstellen und genaue Energiemodelle auszuführen.

Zunächst ist es gut zu erwähnen, dass wir im Backend das System Advisor Model (SAM) von NREL für Energiesimulationen verwenden. Dieser Leitfaden erklärt, wie Sie über Solesca mit dem Modell interagieren, aber für alle modellspezifischen Fragen können Sie die Seite SAM Help (opens in a new tab) oder die SAM Photovoltaic Model Technical Reference (opens in a new tab) heranziehen. Der Einfachheit halber haben wir, wo zutreffend, auf bestimmte Teile der SAM-Dokumentation verlinkt. Und wie immer: Wenden Sie sich bei klärenden Fragen gerne an uns, wir helfen Ihnen gern!

Feld

Feldhöhe

Wenn das Feld eine Struktur darstellt (z. B. Carport oder Gebäude), sollte es die Höhe dieser Struktur sein. Andernfalls, wenn das Feld einfach der Boden ist, sollte dies auf null gesetzt werden.

Azimut

Dies hat je nach Racking-Typ unterschiedliche Bedeutungen. In allen Fällen wird er in Grad im Uhrzeigersinn von Norden definiert (z. B. N = 0º, O = 90º, S = 180º, W = 270º).

Feste Neigung: Die Richtung, in die die Module zeigen. Auf der Nordhalbkugel wäre die Standardeinstellung 180º (Süden); auf der Südhalbkugel wäre die Standardeinstellung 0º (Norden). *Hinweis: Wir ändern dies derzeit nicht automatisch, wenn Sie sich auf der Südhalbkugel befinden; dies muss manuell erfolgen.

Carport oder Flush Mount: Die Richtung, in die das Feld (und folglich die Module) zeigt. Wenn eine vorhandene Struktur existiert (z. B. ein Steildach), sollte sie durch diese Struktur bestimmt werden; andernfalls gelten die Standardwerte der festen Neigung.

Tracking und Ost-West: Dies ist die Richtung der Längsachse der Racking-/Tracking-Struktur. Der Standardwert ist 180º, obwohl es eigentlich keinen Unterschied macht, ihn auf 0º zu setzen. Beide Werte bedeuten, dass die Längsachse in Nord-/Südrichtung verläuft.

Layout-Ausrichtung

Dies bietet zusätzliche Kontrolle darüber, wie das Modullayout erstellt wird. Es gibt vier Optionen:

Grid: Alle Frames sind rechteckig aneinander ausgerichtet. Die Reihen beginnen und enden am selben Punkt, was saubere Ost/West- und Nord/Süd-Linien für das Layout ergibt.

Left: Richtet die Module an der/den südlichen Kante(n) des Felds aus.

Center: Die Reihen werden innerhalb ihres Feldabschnitts zentriert.

Right: Richtet die Module an der/den nördlichen Kante(n) des Felds aus.

Modul & Elektrik

Modul

Das für dieses Feld zu verwendende Photovoltaikmodul. Um Module zu Ihrer Organisation hinzuzufügen, können Sie eines unserer Bibliotheksmodule aus der CEC auswählen oder Ihre eigene PAN-Datei unter Modules (opens in a new tab) hochladen.

Bifazialer Transmissionsfaktor

Der Anteil des Lichts, das durch die Solarmodule in der Racking-Struktur hindurchgeht. Es wird empfohlen, den Standardwert 0,013 beizubehalten. Nur aktiviert, wenn bifacial für dieses Modul eingeschaltet ist.

The transmission fraction is meant to account for light that may pass through or around the modules in each row, so it should not be calculated based on the row spacing. The bifacial model calculates the space between rows based on the GCR and the geometry you specify on the Shading and Layout input page." -Paul Gilman, NREL (opens in a new tab)

Bifazialität

Das Verhältnis der Rückseitenwirkungsgrad zum Vorderseitenwirkungsgrad. Auf den meisten Datenblättern für bifaziale Module zu finden, üblicherweise im Bereich von 0,7 bis 0,8. Nur aktiviert, wenn bifacial für dieses Modul eingeschaltet ist.

Wechselrichter

Der für dieses Feld zu verwendende Wechselrichter. Um Wechselrichter zu Ihrer Organisation hinzuzufügen, können Sie einen unserer Bibliothekswechselrichter aus der CEC auswählen oder Ihre eigene OND-Datei unter Inverters (opens in a new tab) hochladen.

Wechselrichteranzahl

Wie viele Wechselrichter für dieses Feld verwendet werden sollen. Die Wechselrichteranzahl mal die Nennleistung des Wechselrichters ergibt die AC-Nennleistung des Felds. Wenn die Wechselrichteranzahl gesperrt ist (durch Klicken auf das Schloss-Symbol), bleibt die Wechselrichteranzahl wie eingegeben, und das DC/AC-Verhältnis wird basierend auf der Wechselrichteranzahl aktualisiert. Andernfalls, wenn die Wechselrichteranzahl entsperrt ist (mit dem daneben erscheinenden geöffneten Schloss-Symbol), wird sie automatisch basierend auf dem eingestellten DC/AC-Verhältnis aktualisiert. Es gibt in Solesca keinen Standardwert, da er sich je nach Felddimensionierung ändert, aber er wird automatisch basierend auf unserem Standard-DC/AC-Verhältnis berechnet.

DC/AC-Verhältnis

Das Verhältnis von DC-Nennleistung zu AC-Nennleistung für das Feld. Es ist üblich, Wechselrichter leicht unterzudimensionieren, wodurch dieser Wert größer als 1 ist (üblicherweise im Bereich von 1,1 bis 1,4). Wenn das DC/AC-Verhältnis gesperrt ist (durch Klicken auf das Schloss-Symbol), bleibt das DC/AC-Verhältnis wie eingegeben, und die Wechselrichteranzahl wird basierend auf dem DC/AC-Verhältnis aktualisiert. Andernfalls, wenn das DC/AC-Verhältnis entsperrt ist (mit dem daneben erscheinenden geöffneten Schloss-Symbol), wird es automatisch basierend auf der eingestellten Wechselrichteranzahl aktualisiert.

Module pro String

Die Anzahl der in Reihe zu verschaltenden Module. Eine sehr grobe Berechnung der minimalen und maximalen Module pro String besteht darin, die minimale und maximale Spannung des Wechselrichters zu nehmen und sie jeweils durch die minimale (Vpmax) und maximale (Voc) Spannung des Moduls zu teilen. Diese Werte finden Sie im Datengrid für modules (opens in a new tab) und inverters (opens in a new tab).

*Dies ist ein sehr wichtiger Wert, der beim Ausführen von Energiesimulationen korrekt sein muss. Wir werden bald einen automatischen Rechner dafür einführen, aber in der Zwischenzeit muss unser Standardwert von 20 wahrscheinlich geändert werden, je nach dem von Ihnen ausgewählten Modul und Wechselrichter.

Racking

Typ

Solesca bietet sechs verschiedene Racking-Typen, die unten beschrieben sind.

• Feste Neigung: Die Module befinden sich auf einer ebenen Fläche (Boden oder Dach) und haben eine festgelegte feste Neigung über der Horizontalen.
• Flush Mount: Die Module liegen bündig an einer geneigten (oder ebenen, wenn die Neigung auf 0º gesetzt ist) Fläche an, etwa einem Steildach. Die Richtung, in die das Dach zeigt, wird durch den Azimutwinkel bestimmt. Die Module haben in dieser Situation immer 0º Neigung relativ zur darunterliegenden Fläche. Siehe die Hinweise zu Flush Mount vs. Carport unten.
• Carport: Genau dieselben Layout-Eigenschaften wie Flush Mount, aber mit anderen thermischen Eigenschaften. Carport wird mit einer offenen Rückseite modelliert, die mehr Luftstrom und bessere Thermik ermöglicht, während Flush Mount mit einer geschlossenen Rückseite modelliert wird, die an einer Fläche anliegt. Wenn Sie ein Flush-Mount-Projekt auf die Carport-Racking-Struktur umstellen, werden Sie feststellen, dass die Carport-Struktur aufgrund dieser besseren Thermik, die kühlere und leistungsfähigere Module ermöglicht, eine etwas höhere Produktion aufweist.
• Ost-West: Eine „zeltartige“ Struktur mit fester Neigung, bei der in einer Reihe die Hälfte der Module nach Osten und die andere Hälfte nach Westen zeigt und sich oben an einem First treffen. Technisch wird die Richtung, in die die Module zeigen, durch den eingestellten Azimutwinkel bestimmt. Wenn er auf 180º gesetzt ist, zeigen die Module in die nominalen Ost-West- Richtungen, aber wenn er beispielsweise auf 90º (oder 180º) gesetzt ist, zeigen die Module nach Nord-Süd. Die einzige Garantie ist, dass die andere Hälfte um 180º in die entgegengesetzte Richtung zur ersten Hälfte zeigt. Es ist hilfreich, in den 3D-Modus zu wechseln, um diese Racking-Struktur anzuzeigen.
• Einachsiges Tracking: Die häufigste Tracking-Struktur, bei der die Tracking-Achse nach Nord-Süd (180º Azimut) ausgerichtet ist und die Module sich um diese Achse drehen, morgens im Osten beginnend und abends im Westen endend. Wie beim Ost-West-Racking ist es möglich, den Azimutwinkel so zu ändern, dass er nicht 180º beträgt, es wird jedoch empfohlen, ihn bei diesem Wert zu belassen.
• Zweiachsiges Tracking: Eine viel seltenere Racking-Struktur, bei der die Module der Sonne mit zwei Freiheitsgraden folgen können.

Neigung

Hat je nach Racking-Struktur einige verschiedene Bedeutungen, wie unten beschrieben.

• Feste Neigung und Ost-West: Die Neigung der Module über der Horizontalen. Z. B. ist 0º flach, 90º ist vertikal.
• Flush Mount und Carport: Die Neigung der darunterliegenden Fläche. Die Module sind mit 0º Neigung relativ zur darunterliegenden Fläche, d. h. bündig. Z. B. könnte sie auf 30º gesetzt werden, um ein um 30º über der Horizontalen geneigtes Dach zu modellieren.
• Einachsiges/zweiachsiges Tracking: Neigung hat hier keine Bedeutung und wird nicht als Eingabe angezeigt.

Rotationsgrenze

Nur für einachsiges Tracking angezeigt. Die maximale Gradbegrenzung, um die Tracker sich relativ zur Horizontalen neigen können. Üblicherweise zwischen 45º und 60º, je nach Hersteller.

Backtracking

Nur für einachsiges Tracking angezeigt. Ob Backtracking in der Energiesimulation aktiviert werden soll oder nicht. Backtracking „flacht“ den Winkel der Module in den frühen und späten Tagesstunden ab, um Selbstverschattungsverluste zu minimieren, anstatt der Sonne direkt zu folgen, was viel Verschattung verursachen würde, wenn die Sonne tief am Horizont steht. Bei Verwendung von einachsigem Tracking sollte dies aktiviert werden, wenn Ihre Tracker es unterstützen (was wahrscheinlich der Fall ist) und Sie Silizium-PV-Module verwenden. Bei Verwendung von CdTe-Modulen, wie denen von First Solar, sollten Sie eine Deaktivierung in Erwägung ziehen.

Orientierung

In welche Richtung die PV-Module in der Racking-Struktur orientiert werden sollen. Portrait bedeutet lange Seite horizontal, vertikal bedeutet kurze Seite horizontal.

Modulhöhe

Hat je nach Racking-Struktur einige verschiedene Bedeutungen, wie unten beschrieben.

• Feste Neigung und Ost-West: Die Höhe der untersten Kante der Module zum Boden/Dach, d. h. die Bodenfreiheit.
• Flush Mount und Carport: Der Versatzabstand der Module, senkrecht zur darunterliegenden Fläche. Z. B. wird 0 ft bündig sein, 1 ft wird ein Versatz von einem Fuß sein.
• Einachsiges/zweiachsiges Tracking: Höhe des Rotationszentrums, d. h. die Höhe des Drehrohrs.

Frame · up

Die Anzahl der Module „in Portrait“ oder übereinander gestapelt.

Frame · wide

Die Anzahl der Module entlang der Breite des Frames. Wenn auf eins gesetzt (und Frame up ebenfalls auf eins gesetzt), legen wir einzelne Module aus, was für Dach-/Carport-Projekte wünschenswert sein kann. Für Tracking-Projekte wird empfohlen, dies auf die Anzahl der Module pro String / die Länge des Trackers in Modulen zu setzen.

Vertikaler Modulabstand

Der Spalt zwischen Modulen in Frame · up.

Horizontaler Modulabstand

Der Spalt zwischen Modulen in Frame · wide.

Firstabstand

Nur für Ost-West-Racking angezeigt. Der Spalt zwischen den Firsten der Module.

Layout & Simulation

Setback

Der Abstand, um die Module von allen Kanten des Felds einzurücken.

Albedo

Die Quelle für die monatlichen Albedo-Werte (Reflektivität) für die Energiesimulation. Standardmäßig werden einfach die Werte aus der Wetterdatei verwendet, aber Sie können dies feldweise überschreiben (Custom) oder eine Albedo-Vorlage unter Albedos (opens in a new tab) erstellen und diese auswählen. Am wichtigsten für bifaziale Module, hat aber wegen der Bodenreflektivität auch Auswirkungen auf monofaziale Module. 0 = schwarzer Körper, 1 = reflektiert die gesamte einfallende Strahlung.

GCR

Ground Coverage Ratio (Bodenbedeckungsgrad). Ein höherer GCR bedeutet eine dichtere Modulbedeckung und umgekehrt. Dies hat zwei verschiedene Definitionen, aber die von uns verwendete ist die projizierte Frame-up-Distanz geteilt durch den Reihenabstand (Pitch). Es kann helfen, es so zu betrachten: Wenn Sie von oben betrachtet eine Box in der Breite eines Frames zeichnen, beginnend an der Vorderkante einer Reihe und bis zur Vorderkante der nächsten Reihe gehend, ist der GCR der von Modulen bedeckte Prozentsatz. Aktualisiert sich automatisch, wenn sich Pitch oder Reihenabstand ändern.

Span-to-rise

Das Verhältnis von „Span“ (Reihenabstand) geteilt durch „Rise“ (der vertikale Anstieg von der Vorderseite eines Frames zur Rückseite).

Pitch

Abstand von der Mitte einer Reihe zur Mitte der nächsten (alternativ Abstand von der Vorderkante einer Reihe zur Vorderkante der nächsten). Ein verbreitetes Missverständnis ist, dass dies irgendwie mit der Neigung zusammenhängt (etwa bei Steildächern). In Wirklichkeit ist es nur ein Maß für die Distanz und hat nichts mit der Neigung zu tun. Aktualisiert sich automatisch, wenn sich GCR oder Reihenabstand ändern.

Reihenabstand

Der Abstand zwischen Modulreihen von der Hinterkante einer Reihe zur Vorderkante der nächsten. Man kann ihn sich als den Raum vorstellen, um entlang der Reihen zu gehen oder zu fahren.

Frame-Abstand

Der Spalt zwischen den Reihen, entlang der Achse der Reihe. Standardmäßig auf null gesetzt.

Weatherfile

Die überaus wichtige Wetterdatei, die das Herzstück des Energiemodells ist. Standardmäßig verwenden wir die neueste NSRDB-Datei. Wenn Sie ein SolarAnywhere-Abonnement haben, können Sie Ihren API-Schlüssel unter Integrations (opens in a new tab) eingeben und dies ebenfalls aus der Optionsliste auswählen.

Verluste & erweiterte Einstellungen

Das Festlegen geeigneter Verlustwerte ist entscheidend, um genaue Energiewerte zu erhalten.

Verschmutzungs-/Schneeverlust

Verschmutzungs- und Schneeverluste berücksichtigen die Ansammlung von Schmutz, Schnee und/oder anderen Ablagerungen auf der Oberseite von Solarmodulen. Diese werden Monat für Monat festgelegt. Dieser Verlust reduziert die Modulebenen-Einstrahlung (POA) um den eingegebenen Prozentsatz. Ein Standardwert von 2 % ist als Standard festgelegt. Für Gebiete, die Schnee erhalten, sollten Sie eine Erhöhung der Werte in den Wintermonaten in Erwägung ziehen. Häufiges Reinigen reduziert diese Zahl und umgekehrt.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

Irradiance losses account for reduction in incident solar irradiance caused by dust or other seasonal soiling of the module surface that reduce the radiation incident on the subarray. Soiling losses cause a uniform reduction in the total irradiance incident on each subarray.

SAM calculates the nominal incident irradiance value for each time step using solar irradiance values from the weather file, and sun and subarray angles. When you specify soiling losses, SAM adjusts the nominal incident irradiance value by each soiling loss percentage that applies to the time step. You can see the effect of soiling losses in hourly results by comparing values of the nominal POA irradiance with the "after shading only" and "after shading and soiling" values. The radiation incident on the subarray is the POA total irradiance after shading and soling value (W/m2).

DC-Verdrahtungsverlust

Resistive (ohmsche) Verluste, die durch DC-Verkabelung verursacht werden.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

Resistive losses in wiring on the DC side of the system.

Lichtinduzierter Degradationsverlust

Lichtinduzierte Degradation (LID) kann bei kristallinen Silizium-Solarmodulen nach der ersten Sonneneinstrahlung auftreten.

In Solesca wird dies mit dem module quality loss kombiniert, um den nameplate loss zu bilden, der direkt an SAM übergeben wird.

Modulqualitätsverlust

Berücksichtigt jegliche Differenz zwischen dem vom Hersteller angegebenen Nennwert des PV-Moduls und der realen Leistung. Kann entweder negativ oder positiv sein, wobei ein negativer Verlust einen Gewinn und ein positiver Verlust einen regulären Verlust darstellt.

In Solesca wird dies mit dem light-induced degradation loss kombiniert, um den nameplate loss zu bilden, der direkt an SAM übergeben wird.

Modul-Mismatch-Verlust

Nicht alle Module in einem String sind identisch. Da der niedrigste Strom eines Moduls im String den Strom des gesamten Strings bestimmt, kann dies Verluste verursachen.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

Slight differences in performance of individual modules in the array.

Dioden- und Verbindungsverlust

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

Voltage drops across blocking diodes and electrical connections.

DC-Optimierer-Verlust

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

Accounts for power losses of any power conditioning equipment installed with the array. SAM does not explicitly model DC/DC conversion losses, but you can account for them here.

Tracking-Fehler-Verlust

Dies erscheint nur, wenn Sie ein- oder zweiachsiges Tracking ausgewählt haben. Generell können Sie diesen Wert bei 0 belassen.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

Inaccuracies in the tracking mechanisms ability to keep the array oriented toward the sun. The default value of zero assumes a fixed array with no tracking.

Rückseiten-Verschmutzungsverlust

Dies erscheint nur, wenn Sie den Bifazial-Modus aktiviert haben. Wenn Sie eine bifaziale Rückseitenverschattung haben, können Sie diese hier ebenfalls eingeben.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

A percentage of the irradiance incident on the rear-side of the bifacial array to account for soiling on the rear side of the array. A percentage of the irradiance incident on the rear-side of the bifacial array to account for shadows of racking equipment on the rear side of the array. to account for soiling on the rear side of the array."

Bifaziales elektrisches Mismatch

Erscheint nur, wenn der Bifazial-Modus aktiviert ist.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

For bifacial modules, accounts for electrical mismatch between modules in the array caused by variation of irradiance on the the rear-side of the array.

Übertragungsverlust

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

A reduction of the photovoltaic system's AC output due to wire losses in a transmission line.

AC-Verdrahtungsverlust Prozent

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

Loss to account for electrical losses in AC wiring between the inverter and the grid connection point.

Transformator-Leerlaufverlust

*Vorbehalt: Für ein exaktes PVsyst-Analogon sind weitere Recherchen erforderlich.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

The transformer's rated no load loss as a percentage of the total inverter AC capacity. This is a constant loss caused by the magnetizing current in the transformer's core."

Transformator-Lastverlust

*Vorbehalt: Für ein exaktes PVsyst-Analogon sind weitere Recherchen erforderlich.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

The transformer's rated load loss as a percentage of the inverter's AC output. These represent losses in the transformer's primary and secondary coil wiring that vary with the inverter's electrical output."

Systemnichtverfügbarkeitsverlust

Berücksichtigt unerwartete Systemausfälle oder Wartung. Wird direkt als AC-Verlustanpassung angewendet. Auf der 8760, in der letzten Spalte, „System net AC output power“, wird dies über den Verlauf des Jahres gemittelt, obwohl der Verlust in der Realität nicht so funktionieren würde (es wäre ein diskreter Zeitraum). Dies dient dazu, zufällige „Löcher“ in der 8760 zu verhindern.

Himmelsmodell

Wie diffuse (gestreute) Strahlung modelliert wird. Es wird empfohlen, dies bei Perez zu belassen.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

Isotropic The isotropic method assumes that diffuse radiation is uniformly distributed across the sky, called isotropic diffuse radiation.

HDKR The Hay-Davies-Kluchr-Reindl combination method accounts for the increased intensity of diffuse radiation in the area around the sun, called circumsolar diffuse radiation, in addition to isotropic diffuse radiation.

Perez The Perez method is the default value and is best for most analysis. It accounts for horizon brightening, circumsolar and isotropic diffuse radiation using a more complex computational method than the Reindl and Hay and Davies methods.

Verschattungsmodus

Steuert das Inter-Reihen-Verschattungsmodell. HINWEIS: Für die Racking-Typen Carport und Flush Mount ist dies fest auf None codiert, da alle Module auf derselben Ebene liegen (die Nahverschattung durch die Racking-Strukturen gilt dennoch für benachbarte Reihen). Für Ost-West-Racking ist es ebenfalls fest auf None codiert, damit es durch unser internes Ost-West-Selbstverschattungsmodell ersetzt werden kann.

Laut SAM-Doku (opens in a new tab):

For the Standard (non-linear) option:

• The cell material is crystalline silicon, either mono-crystalline or poly-crystalline. The self-shading model does not work for modules with thin film cells. SAM indicates the cell material on the Module page under Physical Characteristics.
• Each module in the array consists of square cells arranged in a rectangular grid with three bypass diodes.
• The array uses the fixed or one-axis tracking option on the System Design page. The self-shading model does not work for two-axis or azimuth-axis tracking.

For the Thin film (linear) option, the subarray's DC output responds linearly to the reduction in plane-of-array irradiance.

Hindernisse

Als Feldhindernis behandeln

Wenn Sie lediglich eine Gruppe von Modulen entfernen möchten, ist es im Allgemeinen eine gute Idee, dies deaktiviert zu lassen. Dies ist das Standardverhalten. Wenn Sie einen großen Teil des Felds entfernen möchten, ist es normalerweise sinnvoll, dies zu aktivieren. Wenn sich das Hindernis nicht in der Nähe des Startpunkts des Layouts befindet (z. B. am oberen Rand des Felds bei einem Top-down-Layout), wird dies wahrscheinlich keine Wirkung haben.

Wenn aktiviert, wird das Hindernis vom Feld subtrahiert, bevor das Layout erzeugt wird. Das bedeutet, dass das Hindernis bei der Bestimmung des Startpunkts des Felds berücksichtigt wird, d. h. das Layout kann sich verschieben, um so nah wie möglich am Hindernis zu sein.

Wenn deaktiviert, wird das Layout zuerst erzeugt, und Hindernisse entfernen Module erst, nachdem es erzeugt wurde. Das bedeutet, dass sich das Layout aufgrund des Hindernisses nicht verschiebt; stattdessen werden alle Module entfernt, die sich mit dem Hindernis überschneiden.

Hindernistypen

Sie können den Hindernistyp aus den unten stehenden Hindernissen angeben. Dies legt automatisch die Höhe und den Rücksprung basierend auf dem Typ fest. Außerdem wird der Name im Ebenen-Panel aktualisiert, um Ihre verschiedenen Hindernisse leicht zu identifizieren.