DE102012214329A1

DE102012214329A1 - Verfahren zur Bestimmung von Parametern einer Photovoltaikanlage

Info

Publication number: DE102012214329A1
Application number: DE201210214329
Authority: DE
Inventors: Yves-Marie Saint-Drenan; Stefan Bofinger
Original assignee: Fraunhofer Gesellschaft zur Forderung der Angewandten Forschung eV
Current assignee: Fraunhofer Gesellschaft zur Forderung der Angewandten Forschung eV
Priority date: 2012-08-10
Filing date: 2012-08-10
Publication date: 2014-02-13

Abstract

Ein Verfahren zur Bestimmung von einem oder mehreren Parametern einer Photovoltaikanlage wird bereitgestellt. Das Verfahren umfasst ein Empfangen einer Mehrzahl von Messwerten einer Photovoltaikanlage, ein Empfangen einer Mehrzahl von Informationswerten, wobei jeder Messwert der Mehrzahl von Messwerten wenigstens einem Informationswert der Mehrzahl von Informationswerten zugeordnet ist, und ein Berechnen der einen oder mehreren Parameter der Photovoltaikanlage basierend auf der Mehrzahl von Messwerten und der Mehrzahl von Informationswerten, wobei basierend auf den Parameter ein Leistungsverhalten der Photovoltaikanlage simulierbar ist.

Description

Die vorliegenden Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung von Parameter einer Photovoltaikanlage, und, im Spezielleren, ein Verfahren zur Bestimmung von Parametern einer Photovoltaikanlage auf Basis von Satellitendaten.
Photovoltaik gewinnt für die Stromversorgung mehr und mehr an Bedeutung. Photovoltaikanlagen finden zunehmend Verbreitung. Mit einer derzeitigen Anzahl von mehr als einer Million Photovoltaikanlagen in Deutschland wird die Integration der Photovoltaik-Energie in das Stromversorgungssystem immer wichtiger.
Dabei wird zum Beispiel bei der Energiewende in Deutschland die Integration der erneuerbaren Energie dezentral erfolgen. Neue Integrationskonzepte werden regelmäßig von der Industrie und der Forschung angeboten, z. B. Eigenverbrauchskonzept und Lastmanagement wie bei BEMI. Diese Tendenz wird sich in der Zukunft weiter verstärken. Eine der gemeinsamen Aspekte dieser neuen Technologien ist, dass sie stark auf IKT basiert sind und eine Prognose für ihre Optimierung benötigen.
Im Zuge der zunehmenden Verbreitung von Photovoltaikanlagen ist von großem Interesse abzuschätzen, welche Leistung von den existierenden Photovoltaikanlagen eines bestimmten Bereichs, zum Beispiel eines bestimmten regionalen Gebiets, zu bestimmten Zeiten erbracht wird. So ändert sich zum Beispiel zu unterschiedlichen Tageszeiten und unter unterschiedlichen Wetterbedingungen die Sonneneinstrahlung. Der Einfluss auf die von einer Photovoltaikanlage erbrachten Leistung ist dabei beträchtlich. Zur Abschätzung der Leistung einer Photovoltaikanlage zu einem bestimmten Zeitpunkt ist dabei die Kenntnis der globalen horizontalen Einstrahlung, also der Sonneneinstrahlung auf eine horizontale Fläche, zu dem betrachteten Zeitpunkt von besonderer Bedeutung. Die globale horizontale Einstrahlung kann dabei in W/m² angegeben sein.
Aber gerade auch eine Vielzahl von Parameter der Photovoltaikanlage, die sich auf Eigenschaften der Photovoltaikanlage und insbesondere auf ihre Ausrichtung und ihren Neigungswinkel beziehen, haben einen ganz wesentlichen Einfluss auf die von der jeweiligen Photovoltaikanlage erbrachte Leistung.
Wichtige Parameter sind dabei die Modulausrichtung (insbesondere der Neigungswinkel und der Ausrichtungswinkel), die Art der Montage (z. B. auf freier Fläche aufgestellt, oder dachintegriert), der Temperaturkoeffizient des Moduls (im Hinblick auf eine Reduzierung des Modulwirkungsgrads – der Modultemperatur), der Effekt der Verglasung des Moduls, die Leistungskurve der Wechselrichter, die Leistungskurve des Moduls und verschiedene Verluste (z. B. Kabelverluste, Modulfehlanpassung).
Um die zu erwartende Leistung einer Photovoltaikanlage unter zu einem Zeitpunkt vorliegenden Bedingungen optimal prognostizieren zu können, wäre eine Kenntnis der Parameter der Photovoltaikanlage, die die Leistung der Photovoltaikanlage beeinflussen, von wesentlicher Bedeutung. Die die Leistung der Photovoltaikanlage beeinflussenden Parameter sind jedoch in der Regel größtenteils unbekannt. Dies gilt insbesondere dann, wenn eine Prognose der Gesamtleistung einer Vielzahl von Photovoltaikanlagen eines bestimmten regionalen Gebiets angestrebt ist.
Oftmals sind die Parameter der betrachteten Vielzahl von Photovoltaikanlagen nicht bekannt, weil es sich bei den meisten Photovoltaikanlagen um kleine Anlagen von Privathaushalten handelt und Informationen über die Photovoltaikanlage oftmals nicht dokumentiert bzw. erfasst sind.
Falls die Parameter der Photovoltaikanlage dennoch bekannt sind, passiert es oft, dass die Bezugsgrößen zwischen gleichen Parametern von verschiedenen betrachteten Photovoltaikanlagen oftmals nicht übereinstimmen.
So kann zum Beispiel für eine Photovoltaikanlage die Ausrichtung der Photovoltaikanlage in Bezug auf den magnetischen Nordpol definiert sein und, z. B. durch einen eingebauten magnetischen Kompass, bestimmt werden, werden andere Photovoltaikanlagen die Ausrichtung in Bezug auf den geografischen Nordpol oder gar in Bezug auf den geografischen oder magnetischen Südpol angeben.
Weiter ist es häufig so, dass das Referenzsystem von Photovoltaikanlage zu Photovoltaikanlage abweicht. Manche Photovoltaikanlagen beziehen sich auf Norden mit 0°, andere mit 180°. Entsprechend werden West und Ost als 90°, –90° oder 270° angegeben.
Ferner können der tatsächliche Wirkungsgrad des Moduls und der Wechselrichter deutlich von den Herstellerangaben abweichen.
Des Weiteren werden anlagespezifische Effekte in den meisten Fällen nicht evaluiert, z. B. Modulfehlanpassung und Kabelverlust.
Im Stand der Technik sich jedoch dabei gut wie keine systematischen Ansätze, wie zuverlässig abgeschätzt werden könnte, welche Leistung von den Photovoltaikanlagen eines bestimmten regionalen Bereichs zu einer bestimmten Zeit erbracht werden wird.
Die die Parameter der einzelnen Photovoltaikanlagen oftmals ohnehin nicht vorliegen, verzichten bestehende Systeme zur Simulation der Gesamtleistung von Photovoltaikanlagen eines bestimmten Gebiets auf die Berücksichtigung von Parametern der einzelnen Photovoltaikanlagen.
Die Bestimmung der Parameter einer Photovoltaikanlage wäre jedoch für die Simulation des Ertrags jedoch sehr wichtig. So kann eine Simulation des Ertrags bei Annahme falscher Parameter beispielsweise einen mittleren quadratischen Fehler von bis zu 40% verursachen. Derart falsche Abschätzungen können für verschiedene Anwendungen, die auf der Simulation der Leistung der Photovoltaikanlagen aufsetzen, sehr problematisch sein.
Die Bereitstellung von verbesserten Konzepten zur Bestimmung von unbekannten Parametern einer Photovoltaikanlage ist daher besonders wünschenswert.
Des Weiteren wäre die Bereitstellung von verbesserten Konzepten zur Simulation der Leistung einer einzelnen Photovoltaikanlage basierend auf den Parameter dieser Photovoltaikanlage wünschenswert.
Ferner wäre die Bereitstellung von verbesserten Konzepten zur Simulation der Gesamtleistung einer Vielzahl von Photovoltaikanlagen, z. B. von Photovoltaikanlagen eines bestimmten regionalen Gebiets, basierend auf den Parameter der Photovoltaikanlagen besonders wünschenswert.
Eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist die Bereitstellung von Konzepten zur Bestimmung von unbekannten Parameter von Photovoltaikanlagen. Die Aufgabe der vorliegenden Erfindung wird durch ein Verfahren nach Anspruch 1, durch eine Datenbank nach Anspruch 16 und durch ein Computerprogramm nach Anspruch 17 gelöst.
Ein Verfahren zur Bestimmung von einem oder mehreren Parameter einer Photovoltaikanlage wird bereitgestellt. Das Verfahren umfasst:
Empfangen einer Mehrzahl von Messwerten einer Photovoltaikanlage,
Empfangen einer Mehrzahl von Informationswerten, wobei jedem Messwert der Mehrzahl von Messwerten wenigstens ein Informationswert der Mehrzahl von Informationswerten zugeordnet ist, und
Berechnen der einen oder mehreren Parameter der Photovoltaikanlage basierend auf der Mehrzahl von Messwerten und der Mehrzahl von Informationswerten, wobei basierend den Parameter ein Leistungsverhalten der Photovoltaikanlage simulierbar ist.
Ein Leistungsverhalten der Photovoltaikanlage ist beispielsweise dann basierend auf den ein oder mehreren Parameter der Photovoltaikanlage simulierbar, wenn das Leistungsverhalten der Photovoltaikanlage basierend auf den ein oder mehreren Parameter der Photovoltaikanlage z. B. prognostizierbar, z. B. berechenbar, oder z. B. beschreibbar ist.
Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung überwinden die Schwierigkeit, dass die meisten Parameter einer Photovoltaikanlage in den oftmals ganz unbekannt oder sehr approximativ sind.
Dabei basieren Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung auf der Erkenntnis, dass es zur Simulation der Photovoltaik-Leistung hilfreich ist, einen oder mehrere Parameter der Photovoltaikanlage zu bestimmen.
Des Weiteren wird ein Computerprogramm zur Implementierung eines Verfahrens gemäß einem der oben beschriebenen Ausführungsformen bereitgestellt.
Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung finden sich in den abhängigen Ansprüchen.
Im Folgenden werden bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung unter Bezugnahme auf die Zeichnungen erläutert, in denen:
1 ein Flussdiagramm eines Verfahrens zur Bestimmung von einem oder mehreren Parameter einer Photovoltaikanlage gemäß einer Ausführungsform zeigt,
2a eine Vielzahl von Kennlinien von Photovoltaikanlagen zeigen,
2b die Verwendung einer Standardmodul-Kennlinie gemäß einer Ausführungsform zeigt,
2c Kurven die absolute Fehler der Standardmodul-Kennlinie gegenüber der Vielzahl von Kennlinien zeigen, wobei der Fehler kleiner als 0,5% der Nennleistung ist,
3 zeigt ein Flussdiagramm gemäß einer Ausführungsform, dass die Bestimmung von sieben Parameter einer Photovoltaikanlage grafisch veranschaulicht.
4 eine Darstellung zeigt, die den mittleren quadratischen Fehler für unterschiedliche Neigungswinkel und unterschiedliche Ausrichtungswinkel entsprechend darstellt,
5 die Daten und die Leistungskurve für die Koeffizienten der Photovoltaik-Kennlinien für einen begrenzten Anteil der Daten zeigt,
6 eine Leistungsmessung und eine Simulation für einen sonnigen Tag zeigt,
7 ein Ergebnis einer Standortbestimmung für eine Anlage illustriert.
8 zeigt eine Klassifizierung von Photovoltaikanlagen gemäß einer Ausführungsform,
9 zeigt die für einzelnen Klassen bestimmten Standard-Parameter gemäß einer Ausführungsform, und
10 zeigt ein Flussdiagramm zur Bestimmung einer zu erwartenden Gesamtleistung einer Vielzahl von Photovoltaikanlagen gemäß einer Ausführungsform.
1 zeigt ein Flussdiagramm, das ein Verfahren zur Bestimmung in einem oder mehreren Parameter einer Photovoltaikanlage gemäß einer Ausführungsform.
In Schritt 110 ist ein erster Schritt des Verfahrens zur Bestimmung der einen oder mehreren Parameter der Photovoltaikanlage dargestellt. Dieser erste Schritt 110 umfasst das Empfangen einer Mehrzahl von Messwerten einer Photovoltaikanlage das Empfangen einer Mehrzahl von Informationswerten. Jedem Messwert der Mehrzahl von Messwerten ist dabei wenigstens ein Informationswert der Mehrzahl von Informationswerten zugeordnet.
In Schritt 120 ist ein weiterer Schritt des Verfahrens zur Bestimmung des einen oder mehreren Parameters der Photovoltaikanlage gezeigt. Dieser weitere Schritt 120 umfasst ein Berechnen der einen oder mehreren Parameter der Photovoltaikanlage basierend auf der Mehrzahl der Messwerte und basierend auf der Mehrzahl der Informationswerte, so dass basierend auf den berechneten Parametern der Photovoltaikanlage ein Leistungsverhalten der Photovoltaikanlage simulierbar ist. Ein Leistungsverhalten der Photovoltaikanlage ist z. B. dann simulierbar, wenn die Leistung einer Photovoltaikanlage z. B. prognostizierbar, z. B. berechenbar oder z. B. beschreibbar ist.
Gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung wird ein Photovoltaik-Modell bereitgestellt, das mit einem verringerten Parametersatz auskommt.
Ohne die Konzepte der Ausführungsformen würde eine der Schwierigkeiten der Parameterbestimmung nun darin bestehen, die sehr große Anzahl der Parametern der Photovoltaikanlage zu bestimmen, z. B. 35 Parameter der Photovoltaikanlage, Einfluss auf das Leistungsverhalten der Photovoltaikanlage haben, und die zu der von der Photovoltaikanlage erbrachten Leistung in einen komplexen Zusammenhang stehen. Ungenauigkeiten der meteorologischen Eingangsdaten (Satelliteneinstrahlung) wären dabei zu berücksichtigen.
Die Konzepte der Ausführungsformen basieren jedoch auf von den Erfindern vorgenommenen Änderungen herkömmlicher Photovoltaik-Modelle. Dabei beruhen die Änderungen der herkömmlichen Photovoltaikrnodelle durch die Erfinder auf der Erkenntnis, dass die Komplexität der bestehenden Photovoltaik-Modelle reduziert werden sollte.
Dabei sind die Erfinder zu der Erkenntnis gelangt, dass die Modulneigung und Modulausrichtung unter den Parametern der Photovoltaikanlage die wichtigsten Parameter sind, um die Leistung der Photovoltaikanlage bei bekannter globaler horizontaler Einstrahlung zu simulieren (also z. B. zu prognostizieren). Die Variation der Temperaturkoeffizienten, des Modulwirkungsgrads, des Verglasungseffekts, des Wechselrichterwirkungsgrads haben eine vergleichsweise geringere Bedeutung für die Leistung der Photovoltaikanlage.
Entsprechend werden in dem bereitgestellten Photovoltaik-Modell der Ausführungsformen im Gegensatz zu herkömmlichen Photovoltaik-Modellen die nachfolgend beschriebenen Änderungen durchgeführt.
Zunächst wird dargestellt, welche Parameter der Photovoltaikanlage zum Simulieren des Leistungsverhaltens der Photovoltaikanlage (z. B. durch Prognostizierung der Leistung) tatsächlich benötigt werden.
Parameter einer Photovoltaikanlage sind beispielsweise die Modulneigung und die Ausrichtung der Photovoltaikanlage, ein Parameter, der die Verglasung der Photovoltaikanlage berücksichtigt, ein Temperaturkoeffizient, der von der Art der Montage abhängt, 20 Parameter, die eine Leistungskurve des Photovoltaik-Moduls spezifizieren, 9 Parameter, die eine Leistungskurve der Wechselrichter spezifizieren und zwei weitere Parameter, die einen Abschlagskoeffizienten zur Berücksichtigung verschiedener Verluste repräsentieren.
Gemäß Ausführungsformen kann eine Berechnung der Parameter der Photovoltaikanlage beispielsweise dadurch erfolgen, dass eine Reihe von Messwerten empfangen werden, wobei die Messwerte z. B. die von der Photovoltaikanlage erbrachte Leistung angeben.
Ferner kann die Berechnung der Parameter der Photovoltaikanlage beispielsweise des Weiteren dadurch realisiert werden, dass eine Reihe von Informationswerten empfangen werden, zum Beispiel eine Reihe von Werten, die jeweils eine globale horizontale Einstrahlung angeben. Jedem der Leistungswerte der Photovoltaikanlage ist dabei wenigstens einer der Informationswerte, z. B. einer der Werte, die die globale horizontale Einstrahlung angeben, zugeordnet. Der dem Messwert der Leistung zugeordnete globale horizontale Einstrahlungswert ist der Wert globalen horizontalen Einstrahlung, der zu dem Zeitpunkt vorlag, zu dem auch der Messwert erfasst wurde.
Als weiterer Informationswerte kann zum Beispiel eine Reihe von Temperaturwerten empfangen werden, die die Lufttemperatur angeben. Wiederum ist jedem der Leistungs-Messwerte dann einer der Lufttemperaturwerte zugeordnet, der die Lufttemperatur angibt, die zu dem Zeitpunkt vorlag, als der jeweilige Messwert erfasst wurde.
Ferner ist in einer weiteren Ausführungsform vorgesehen, als weitere Informationswerte Zeitwerte zu empfangen. Jeden der Messwerte ist dann einer der Zeitwerte zugeordnet, der angibt, zu welchem Zeitpunkt der jeweilige Messwert erfasst wurde.
In Ausführungsformen werden dann basierend auf den empfangenen Messwerten und empfangenen Informationswerten die Parameter der Photovoltaikanlage bestimmt werden. Jedem der Messwerte ist dabei ein oder mehrere der Informationswerte zugeordnet. Dies kann z. B. durch Einsetzen der Messwerte und Informationswerte in die unten beschriebenen Gleichungssystem, oder Abwandlungen davon, und durch Auflösung der Gleichungssysteme erfolgen.
Sind die Parameter der Photovoltaikanlage bekannt, können zur Simulation einer Photovoltaik-Leistung beispielsweise die globale horizontale Einstrahlung und die Lufttemperatur als Eingangsdaten verwendet werden. Die jeweilige globale horizontale Einstrahlung und die jeweilige Lufttemperatur können andererseits auch als Informationswerte verwendet werden, die den jeweiligen Messwerten, z. B. den jeweiligen Leistungswerten der Photovoltaikanlage zugeordnet sind.
Die jeweilige globale horizontale Einstrahlung und die jeweilige Lufttemperatur stellen dabei Informationswerte dar. Diese Eingangsdaten, werden dabei in der Regel nicht an dem Ort gemessen, an dem die Photovoltaikanlage aufgestellt ist.
In manchen Ausführungsformen besteht daher zur Parameterbestimmung ein Anfangsschritt darin, diese meteorologischen Daten zu ermitteln. Hierzu können diese Informationswerte beispielsweise von einem Diensteanbieter bezogen werden, z. B. einem Wetterdienst, der Daten über die Lufttemperatur im Bereich des Aufstellorts der Photovoltaikanlage anbietet.
Stehen diese Informationswerte (also z. B. die globale horizontale Einstrahlung und/oder z. B. die Lufttemperatur) um einen Vergleich der Simulationsdaten mit den Messdaten zu ermöglichen.
Die Erfinder haben die Erkenntnis gewonnen, dass die globale horizontale Einstrahlung der wichtigste Eingangsparameter zur Bestimmung der aktuellen Leistung einer Photovoltaikanlage ist. Die Lufttemperatur dagegen hat einen viel geringeren Effekt auf die Leistung. In Ausführungsformen wird daher für die Prognose der Lufttemperatur für den Standort der Anlage das NWP-Modell Cosmo-EU verwendet. Aufgrund des beschränkten Effekts der Lufttemperatur wird in Ausführungsformen der Einfluss der Prognosefehler vernachlässigt.
In Ausführungsformen werden Satellitendaten verwendet, um die globale horizontale Einstrahlung zu bestimmen. Diese Satellitendaten, die die globale horizontale Einstrahlung angeben, haben den Vorteil, dass sie für jeden Standort in Europa verfügbar sind, auch wenn Genauigkeit dieser Daten in manchen Situationen gering sein kann.
Ausführungsformen verwenden ein von den Erfindern entwickeltes vereinfachtes Photovoltaik-Modell.
Als eine erste Vereinfachung ist dabei vorgesehen, die Spannungsabhängigkeit des Wechselrichterwirkungsgrads zu vernachlässigen. Insbesondere kann die Abhängigkeit des Wechselrichterwirkungsgrads von der Eingangsspannung vernachlässigt werden. Die Erfinder haben festgestellt, dass diese Vereinfachung die Genauigkeit der Simulation nur unwesentlich beeinflusst. Eine solche Vereinfachung führt lediglich zu einer Erhöhung des mittleren quadratischen Fehlers um weniger als 0,1%. Durch eine derartige Vereinfachung wird jedoch die Anzahl an notwendigen Parametern für die Wechselrichter-Simulation beispielsweise von 9 auf 3 reduziert und es ergibt sich für die Abhängigkeit der Photovoltaik-Leistung P_wr von der Modul-Leistung P_de der folgende Zusammenhang: P_wr = a₀·P_dc ² + a₁·P_dc + a₂ (1)
a_i sind die Parameter der Wechselrichter. Zu alledem siehe auch das Schmidt-Sauer-Modell (siehe hierzu [3]).
Als zweite Vereinfachung die in dem Photovoltaik-Modell von Ausführungsformen vorgesehen ist, werden Verlust und Wechselrichter gemeinsam simuliert. Da die verschiedenen Verluste entweder linear oder quadratisch mit der Modulleistung P_dc bzw. von der Einstrahlung abhängen, ist die Formel der Funktion der Verluste ähnlich wie die Funktion der Wechselrichter. Daher besteht die zweite Vereinfachung darin, die Wechselrichter zusammen mit den verschiedenen Verlusten zu simulieren. Damit werden zwei Parameter weniger gebraucht und die gemessene Leistung P_ac hängt von der Modulleistung so ab, dass diese Abhängigkeit durch eine quadratische Funktion dargestellt werden kann: P_ac = b₀·P_dc ² + b₁·P_dc + b₂ (2)
Hierin entsprechen die Parameter b_i dem Wechselrichter und den verschiedenen Verlusten.
Das Photovoltaik-Modell gemäß Ausführungsformen weist als dritte Vereinfachung eine Verwendung einer Standard-Photovoltaik-Modulkennlinie auf. Herkömmliche Modelle für das Photovoltaik-Modul und die Verglasung (siehe z. B. das Modell von King et. al., siehe [4]), sind sehr komplex und benötigen eine große Anzahl Parameter z. B. 26 Parameter. Eine Parameterbestimmung ist daher nicht ohne eine Vereinfachung möglich.
Ausführungsformen der Erfindung basieren auf der Erkenntnis, dass der Austausch von zwei kristallinen Modulen einen geringen Effekt auf die simulierte Photovoltaik-Leistung hat, was auf Basis einer Datenbank mit mehr als 400 Modulparametern (kristalline Module) gezeigt werden konnte. Diese Erkenntnis der Erfinder wird in Ausführungsformen dadurch genutzt, dass zur Vereinfachung eine Standard-Modulkennlinie verwendet wird.
2a zeigt eine Vielzahl von Kennlinien von Photovoltaikanlagen. 2b zeigt die Verwendung einer Standardmodul-Kennlinie gemäß einer Ausführungsform. 2c zeigt Kurven die absolute Fehler der Standardmodul-Kennlinie gegenüber der Vielzahl von Kennlinien zeigen, wobei der Fehler kleiner als 0,5% der Nennleistung ist.
2a–2c stellen einen Verlauf einer Standard-Modulkennlinie (die als Referenzkennlinie bezeichnet werden kann) zusammen mit 400 anderen Kennlinien. In den 2a–2c ist veranschaulicht, dass die Verwendung einer Standard-Modulkennlinie nur zu einem absoluten Fehler führt, der kleiner als 0,5% der Nennleistung in den meisten Fällen ist.
Da der Temperaturkoeffizient alpha eine wichtige Rolle spielen kann, wurde er als Parameter behalten. Die Kennlinie wurde für eine Modultemperatur von 25°C, die sogenannte Temperatur unter Standard-Testbedingungen T_stc, simuliert und anschließend linear korrigiert. Siehe hierzu auch das Beyer-Modell (siehe [5]).
Erfindungsgemäß kann somit die Anzahl der benötigten Parameter von 25 reduziert werden, und der Zusammenhang zwischen der Modulleistung und der Modultemperatur und der geneigten Einstrahlung ist: P_dc = eta_pv(G_tilt, T_stc)·(1 – alpha·(T_mod – T_stc))·G_tilt (3)
Hierbei gilt:

G_tilt: ist die Einstrahlung in die Modulebene in W/m²,
T_mod: ist die Temperatur des Photovoltaik-Moduls in °C,
T_stc: ist die Temperatur des Photovoltaik-Moduls unter Standard-Testbedingungen (25°C),
eta_pv(G_tilt, T_mod = 25°C): ist der Wirkungsgrad des Referenzmoduls für die Einstrahlung in die Modulebene G_tilt und die Modultemperatur T_mod = 25°C und

^–1

Falls Dünnschichtmodule in einer Photovoltaikanlage installiert sind, kann die tatsächliche Kennlinie der Module von der Referenzkennlinie abweichen. Diese Differenz kann in erster Linie von den Koeffizienten b_i (also z. B. b₀, b₁ und/oder b₂) ausgeglichen werden. Soll-te diese Kompensation durch die Koeffizienten nicht ausreichend sein, so drückt sich dies in der Performanz der Parameteranpassung aus. Über die schlechtere Performanz werden solche Fälle daher identifizierbar.
Die von dem in Ausführungsformen verwendeten Photovoltaik-Modell realisierten Vereinfachungen führen dazu, dass noch sieben unbekannte Parameter zu bestimmen sind, nämlich AlphaE, GammaE, K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂. Dabei bezeichnen b₀, b₁ und b₂ die oben beschriebenen Koeffizienten, AlphaE bezeichnet die Modulausrichtung, GammaE beschreibt die Modulneigung, alpha ist der oben beschriebene erste Temperaturkoeffizient des Photovoltaik-Moduls, wobei alpha in °C^–1 angegeben wird, und K_T ist ein weiterer Temperaturkoeffizient des Photovoltaik-Moduls, wobei dieser weitere Temperaturkoeffizient K_T in °C angegeben wird. Dabei stellt K_T die Differenz zwischen der Photovoltaik-Modultemperatur und der Lufttemperatur bei einer Einstrahlung von W/m² (G_stc) dar, die z. B. von der Art der Montage abhängen kann.
Für das Gleichungssystem zur Simulation der Photovoltaikanlage, auf dem Ausführungsformen basieren, ergeben sich somit die folgenden Gleichungen: G_tilt = f(Zeit, Lon, Lat, G_gh, AlphaE, GammaE) (4.1) T_mod = T_luft + K_T·G_tilt/G_stc (4.2) P_dc = eta_pv(G_tilt, T_stc)·(1 – alpha·(T_mod – T_stc))·G_tilt (4.3) P_ac = b₀·P_dc ² + b₁·P_dc + b₂ (4.4)
Die Formel 4.3 und 4.4 wurden bereits oben als Formel 3 bzw. Formel 2 eingeführt.
Die Formel 4.1 stellt eine Umrechnung der globalen horizontalen Einstrahlung in die Einstrahlung auf die Modulebene dar. G_tilt bezeichnet dabei die Einstrahlung auf die Modulebene, z. B. ausgedrückt in W/m². G_gh bezeichnet dabei die globale horizontale Einstrahlung, z. B. ausgedrückt in W/m². Die globale horizontale Einstrahlung kann z. B. durch Satellitenbilder ermittelt werden. Zur Bestimmung von K_T und alpha können beispielsweise die globale horizontale Einstrahlung und Temperaturdaten verwendet werden. Beispielsweise können zur Bestimmung der globalen horizontalen Einstrahlung Daten über eine Satelliteneinstrahlung verwendet werden. Wiederum beispielsweise können zur Bestimmung von Temperatur-Daten können Temperaturdaten von einem Wetterdienst bezogen werden.
Zur Bestimmung der Einstrahlung auf die Modulebene G_tilt aus der globalen horizontalen Einstrahlung G_gh werden in Ausführungsformen neben der globalen horizontalen Einstrahlung G_gh noch die Zeit, der Längengrad (Lon), der Breitengrad (Lat), die Modulausrichtung (AlphaE) und die Modulneigung (GammaE) verwendet. In Ausführungsformen ist die Einstrahlung auf die Modulebene G_tilt somit eine Funktion f der globalen horizontalen Einstrahlung G_gh, der Zeit, des Längengrads (Lon), des Breitengrads (Lat), der Modulausrichtung (AlphaE) und der Modulneigung (GammaE).
Die Formel 4.2 stellt die Berechnung der Modultemperatur T_mod dar. Bei dieser Gleichung wurde der Effekt der Windgeschwindigkeit auf das Modul nicht berücksichtigt, da dieser schwer zu bestimmen ist (dieser beruht auf lokalen Effekten, die schwierig zu modellieren sind). Der oben bereits vorgestellte Parameter K_T ist ein weiterer Temperaturkoeffizient, der in °C ausgedrückt sein kann. Dieser weitere Temperaturkoeffizient K_T kann zum Beispiel die Differenz zwischen der Modultemperatur und der Lufttemperatur bei einer Einstrahlung von 1000 W/m² (G_stc), auf die Modulebene darstellen, die z. B. von der Art der Montage abhängen kann.
Im Folgenden werden Verfahren zur Bestimmung von unbekannten Parameter von Photovoltaikanlagen dargestellt, z. B. von den sieben unbekannten Parameter, z. B. den Koeffizienten AlphaE, GammaE, K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂.
Die sieben Koeffizienten AlphaE, GammaE, K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂ können beispielsweise durch einen iterativen Prozess bestimmt werden. Alle Kombinationen von Winkeln hinsichtlich der Modulneigung GammaE und der Modulausrichtung AlphaE werden bei diesem iterativen Prozess getestet. Beispielsweise werden hierfür eine Anzahl von verschiedenen Modulneigungen und eine Anzahl von verschiedenen Modulausrichtungen definiert und für jede Kombination aus Modulneigung und Modulausrichtung werden die weiteren Parameter K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂ bestimmt. Zu jeder getesteten Kombination aus Modulneigung GammaE und Modulausrichtung AlphaE werden so die fünf weiteren Parameter K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂ bestimmt (z. B. berechnet), so dass sich zu jeder getesteten Kombination aus Modulneigung und Modulausrichtung inklusive GammaE und AlphaE jeweils eine Kombination aus insgesamt sieben Koeffizienten ergibt.
Für jede so ermittelte Kombination aus den sieben Koeffizienten (zwei vorgegebene Werte AlphaE und GammaE, und fünf dazu bestimmte, z. B. berechnete, Werte K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂) wird dann eine Genauigkeit für der Simulation des Leistungsverhaltens der Photovoltaikanlage bestimmt. So stehen je für die Photovoltaikanlage, für die die Koeffizienten bestimmt werden, eine Anzahl von Leistungswerten und eine Anzahl von jeweils zugeordneten Informationswerten (z. B. die globale horizontale Einstrahlung und die Außentemperatur) zur Verfügung. Für jede der ermittelten Kombinationen der sieben Koeffizienten kann dann für jedes Paar der Vielzahl der Paare aus Leistungswerten und Informationswerten eine Simulation der Photovoltaikanlage basierend auf den Informationswerten als Eingangsdaten und den jeweiligen sieben Koeffizienten erfolgen. Die Abweichung zu dem jeweils tatsächlich hervorgebrachten Leistungswert der Photovoltaikanlage kann dabei jeweils festgestellt werden, und so kann für jede Kombination der sieben Koeffizienten dann ein Fehler, z. B. mittlerer quadratischer Fehler (RMSE), z. B. ein normalisierter mittlerer quadratischer Fehler (nRMSE) bestimmt werden. Die Kombination der sieben Koeffizienten mit dem geringsten Fehler z. B. dem geringsten mittleren quadratischen Fehler ist dann die gefundene Kombination der sieben Koeffizienten. Die optimalen Koeffizienten sind also beispielsweise die, für die sich ein minimaler Fehler ergibt, z. B. ein minimaler quadratischer Fehler.
Ausführungsformen zur Bestimmung der weiteren fünf Parameter, wenn AlphaE und GammaE gegeben sind, werden weiter unten beispielhaft beschrieben.
Die Bestimmung dieser weiteren fünf Parameter K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂ gemäß Ausführungsformen, wird nachfolgend beispielhaft beschrieben.
In manchen Ausführungsformen werden für eine bestimmte Modulneigung und eine bestimmte Modulausrichtung die Parameter in zwei Schritten ermittelt.
Gemäß einer Ausführungsform werden in einem ersten Schritt die Temperaturkoeffizienten K_T und alpha ermittelt. In einem zweiten Schritt werden dann b₀, b₁ und b₂ bestimmt.
Für gemessene Leistungswerte P_ac größer als 30% der Nennleistung der Photovoltaikanlage ist die Abhängigkeit der gemessenen Leistung zu der Modulleistung P_de linear. Entsprechend lässt sich die Gleichung 4.4 wie folgt annähern:
Gilt also P_ac > 30% der Nennleistung der Photovoltaikanlage, so ist: P_ac ~ C1·P_dc + C₂ (5)
In diesen Fällen (P_ac > 30% der Nennleistung der Photovoltaikanlage) kann das Gleichungssystem wie folgt vereinfacht werden: P_ac = d₀·X₀ + d₁·X₁ + d₂·X₂ + d₃ (6) wobei: X₀ = eta_pv(G_tilt, T_stc)·G_tilt (7.1) X₁ = eta_pv(G_tilt, T_stc·G_tilt·T_air (7.2) X₂ = eta_pv(G_tilt·G_tilt)·G_tilt ² (7.3) und wobei: d₀ = c₁·(1 – alpha·T_stc) (8.1) d₁ = c₁·alpha (8.2) d₂ = c₁·alpha·K_T/G_stc (8.3) d₃ = c₂ (8.4)
Die Parameter d_i können mit einer multilinearen Regression auf Basis der Leistung P_ac mit der modellierten Einstrahlung in die Modulebene G_tilt (mit den zwei angenommenen Modulwinkeln), mit dem simulierten Modulwirkungsgrad eta_pv(G_tilt, T_mod = 25°C) und mit der Lufttemperatur einfach bestimmt werden. Die Koeffizienten alpha und K_T können dann wie folgt berechnet werden: K_T = d₂/d₁·G_stc (9.1) und Alpha = d₁/(d₀ + d₁·T_stc) (9.2)
Sofern in sich für die für manche Informationswerte (Informationswerte sind z. B. die globale horizontale Einstrahlung) ergibt, dass P_ac < 30% der Nennleistung der Photovoltaikanlage, so ist, so werden in einer Ausführungsform diese Informationswerte und die Leistungs-Messwerte, denen diese Informationswerte zugeordnet sind, nicht zur Bestimmung von K_T und alpha herangezogen.
In anderen Ausführungsformen wird als Kriterium, ob die Formel P_ac = d₀·X₀ + d₁·X₁ + d₂·X₂ + d₃ (6) angewendet werden kann, das Kriterium herangezogen, ob G_tilt > 300 W/m² oder ob G_tilt > 400 W/m² gilt.
Gemäß einer Ausführungsform werden in einem zweiten Schritt die Parameter b₀, b₁ und b₂ bestimmt. Mit den angenommenen Modulwinkeln und den Koeffizienten K_T und alpha kann die Modulleistung P_dc einfach mit den Formeln 4.1 bis 4.3 berechnet werden. Die Koeffizienten b₀, b₁ und b₂ können dann durch eine einfache Regression bestimmt werden.
In 3 ist ein Vorgehen zur Bestimmung der sieben Parameter AlphaE, GammaE, K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂ durch ein Flussdiagramm grafisch dargestellt.
In einem Schritt S310 wird zunächst ein Paar aus allen möglichen Kombinationen von AlphaE und GammaE ausgewählt. Sollen zum Beispiel für AlphaE und GammaE nur ganzzahlige Gradwinkel-Werte betrachtet werden, so kann AlphaE beispielsweise einen von 360 Gradwinkel-Werten, beispielsweise zwischen 0° und 359° Grad annehmen. Sollen beispielsweise für GammaE nur geradzahlige Gradwinkel-Werte betrachtet werden, so kann GammaE beispielsweise einen von 180 Gradwinkel-Werten, beispielsweise zwischen 0° und 358° Grad annehmen. Eine mögliche erste Kombination für einen AlphaE- und einen GammaE-Wert wäre beispielsweise AlphaE = 0°, GammaE = 0°.
In Schritt S320 erfolgt die Berechnung der Temperatur-Koeffizienten alpha und K_T für die betrachteten Werte AlphaE und GammaE. Dies kann beispielsweise wie oben beschrieben erfolgen.
In Schritt S330 erfolgt die Berechnung von b₀, b₁ und b₂ für die betrachteten Werte AlphaE und GammaE. Dies kann ebenfalls zum Beispiel wie oben beschrieben erfolgen.
Nach Durchführung von Schritt S330 sind für eine Kombination aus AlphaE und GammaE alle weiteren Parameter berechnet. In Schritt S340 wird nun geprüft, ob bereits für alle Kombinationen von (zulässigen) Werten für AlphaE und GammaE die weiteren Parameter bestimmt wurden. Zulässige Werte für AlphaE und GammaE sind dabei die Werte von AlphaE und GammaE, die betrachtet werden sollen, z. B. für AlphaE alle ganzzahligen Werte zwischen 0° und 359° und z. B. für GammaE alle geradzahligen, ganzzahligen Werte zwischen 0° und 358°.
Sind noch nicht alle Kombinationen von zulässigen Werten für AlphaE und GammaE die weiteren Parameter bestimmt worden, wird in dem Schritt S310 fortgesetzt und ein neues Kombinationspaar aus einen Wert für AlphaE und einem Wert für GammaE bestimmt.
Sind bereits alle Kombinationen von zulässigen Werten für AlphaE und GammaE die weiteren Parameter bestimmt worden, so wird in Schritt S350 fortgesetzt. In Schritt S350 erfolgt eine Berechnung derjenigen Kombination aus den zuvor ermittelten Kombinationen von AlphaE, GammaE, alpha, K_T, b₀, b₁ und b₂, die einen geringsten Fehler aufweist, zum Beispiel einen geringsten mittleren quadratischen Fehler (RMSE). Diese Kombination ist dann die ermittelte Kombination der Parameter der Photovoltaikanlage.
Dem hier beschriebenen Vorgehen liegt das allgemeine Konzept verschiedener Ausführungsformen zugrunde, zu jedem der Parameter einer ersten Parametermenge, die wenigstens einen Parameter der Photovoltaikanlage umfasst, jeweils einen Parameterwert auszuwählen. In der Ausführungsform der 3 umfasst die erste Parametermenge zum Beispiel die Parameter AlphaE (Ausrichtungswinkel) und GammaE (Neigungswinkel)
Dann werden für die Parameter einer zweiten Parametermenge, die wenigstens einen Parameter der Photovoltaikanlage umfasst, jeweils ein Parameterwert berechnet. Diese Berechnung erfolgt auf Basis der Parameterwerte, die für die Parameter der ersten Parametermenge ausgewählt wurden. Die Parameter der zweiten Parametermenge sind im Ausführungsbeispiel der 3 z. B. die Parameter alpha, K_T, b₀, b₁ und b₂.
Die sich so ergebenden Parameterwerte für die Parameter AlphaE, GammaE, alpha, K_T, b₀, b₁ und b₂ bilden dann eine Parameterwerte-Kombination.
Sind die Parameterwerte-Kombinationen für alle Parameterwerte-Kombinationen der ersten Parametermenge gebildet worden, die betrachtet werden sollen, so wird dann die Parameterwerte-Kombination berechnet, die den kleinsten Fehler aufweist.
Anzumerken ist, dass in Ausführungsformen die erste und die zweite Parametermenge bevorzugt disjunkt sind.
Die Erfinder haben festgestellt, dass Ungenauigkeiten hinsichtlich der Daten der Satelliteneinstrahlung Probleme bei der Bestimmung der Koeffizienten b_i verursachen können. Daher wurden in einer Ausführungsform Satelliteneinstrahlungsdaten nur für Zeitpunkte berücksichtigt, bei denen die Satelliteneinstrahlung genau ist. Entsprechend werden in einer Ausführungsform die folgenden Kriterien für die Auswahl der Daten für die Bestimmung der Koeffizienten b, verwendet:

1. Der Himmel sollte nicht vollständig bedeckt sein (in einer Ausführungsform gilt für die diffuse Fraktion: diffuse Fraktion > 0,4).
2. In einer Ausführungsform werden nur homogene Strahlungsfelder berücksichtigt (Standardabweichung des Clear Sky Index im Umkreis der Anlage < 0,1).

In einer Ausführungsform wird schließlich auf Basis der bestimmten sieben Koeffizienten die Abweichung/der Fehler zwischen der simulierten Leistung und den Messungen bestimmt. Falls die Abweichung/der Fehler groß ist, sind die Winkel ungeeignet. Die Abweichung, z. B. der mittlere quadratische Fehler zwischen Messung und Simulation, wird für alle Kombinationen der Winkelmodulneigung und Modulausrichtung evaluiert. Die optimalen Winkel sind die, für die die Abweichung, z. B. der mittlere quadratische Fehler, am geringsten ist. In anderen Ausführungsformen werden andere Fehlermaße verwendet.

Die folgende Tabelle fasst die in einer Ausführungsform bei dem Verfahren als Eingangsdaten verwendeten Daten und die in dieser Ausführungsform gesuchten Daten zusammen:

Eingangsdaten	Verwendete Externe Daten	Angepasste Parameter
– PV-Messungszeitreihe – Geschätzte Koordinaten oder PLZ	– Einstrahlung hergeleitet aus Satellitenbildern – Vorhersage der Lufttemperatur – Referenzmodulkennlinie	– Längengrad – Breitengrad – Ausrichtung – Neigung – alpha – K_T – {b₀, b₁, b₂}

Nun wird auf die Performanz des Verfahrens gemäß den oben beschriebenen Ausführungsformen eingegangen. In 4 ist der mittlere quadratische Fehler für eine Vielzahl von Kombinationen aus Neigungswinkel und Ausrichtungswinkel der Photovoltaikanlage grafisch dargestellt.
Das Verfahren gemäß den obigen Ausführungsformen kann den besten Neigungswinkel und den besten Ausrichtungswinkel finden, in diesem Beispiel, hinsichtlich des Neigungswinkels auf 2° genau und hinsichtlich des Ausrichtungswinkels der Photovoltaikanlage auf 1° genau.
Wie oben beschrieben, werden für den optimalen Winkel zunächst die Koeffizienten in der Photovoltaik-Kennlinie für einen begrenzten Anteil der Daten bestimmt, wobei die Abweichungen der Satellitendaten begrenzt sind.
In 5 sind die Daten und die Leistungskurve bei 5 und 35°C dargestellt.
Wenn die optimalen Parameter gefunden sind, werden zunächst die Fehler zwischen den Messdaten und den mit den Parameter simulierten Daten ermittelt.
In 6 sind Leistungsmessung und Simulation für einen sonnigen Tag veranschaulicht.
Eine weitere Ausführungsform ermöglicht, als weiteren Parameter der Photovoltaikanlage den genau Standort der Anlage zu bestimmen. Falls es Unsicherheit bezüglich des Standorts der Anlage gibt, besteht beispielsweise die Möglichkeit, die Koordinaten der Anlage z. B. unter Verwendung der Satellitendaten zu finden.
Ist z. B. eine Region, in der sich die Anlage befindet, durch eine Vielzahl von Pixeln, die in zwei Dimensionen angeordnet sind, dargestellt, so wird Pixel für Pixel dieser Region untersucht. Die Region kann z. B. ein Postleitzahlgebiet oder ein Kreis um die geschätzten Koordinaten der Photovoltaikanlage sein.
Das oben beschriebene Verfahren wird dann für jeden Winkel, d. h. jeden Ausrichtungsund Neigungswinkel und für jedes Pixel durchgeführt. Dies erfolgt in einer Ausführungsform so, dass jede Kombination aus Ausrichtungswinkel, Neigungswinkel und möglicher Position der Photovoltaikanlage betrachtet wird. Für jede dieser Kombinationen werden dann weitere Parameter, z. B. die weiteren fünf Parameter K_T, alpha, b₀, b₁ und b₂ auf der Basis von Leistungs-Messwerten und zugeordneten Informationswerten berechnet. Dies kann z. B. wie oben beschrieben erfolgen. Wiederum wird für die Parameter, die zu jeder der Kombinationen aus Ausrichtungswinkel, Neigungswinkel und möglicher Position der Photovoltaikanlage bestimmt wurden, ein Fehler berechnet, z. B. ein mittlerer quadratischer Fehler. Die Parameter derjenigen Kombination mit dem kleinsten Fehler sind die Parameter, die als beste Parameterwerte als die durch das Verfahren bestimmten Parameter der Photovoltaikanlage ausgewählt werden.
Das Ergebnis einer Standortbestimmung ist in 7 für eine Anlage illustriert. Beispielsweise wird das Pixel mit dem kleinsten quadratischen Fehler als das gesuchte Pixel identifiziert. Dieses Pixel ist dann tatsächlich dasjenige, das sich am nächsten zu der Anlage befindet. In dem Beispiel der 7 konnte der Standort der Photovoltaikanlage mit einem Fehler von 2,3 km bestimmt werden.
Das Verfahren ist für alle Anwendungen, die eine Simulation von Photovoltaikanlagen benötigen, relevant.
Wird nur eine einzelne Anlage betrachtet, für die Messdaten vorhanden sind, ist das Verfahren für die nachfolgenden Anwendungen von besonderem Interesse:

– Monitoring und Zielerkennung
– Prognose auf Basis von einem numerischem Wettermodell (z. B. Folgetag oder Kurzfristprognose)
– Kurzfristprognose auf Basis von Satellitenbildern und Bewegungsvektoren

In Untersuchungen haben die Erfinder festgestellt, dass für eine bestimmte Region und eine bestimmte Leistungsklasse die Parameter von Photovoltaikanlagen relativ homogen sind. Dabei fehlten aber genug Daten, um repräsentative Parameter für jede Leistungsklasse und jede Region Deutschlands zu bestimmen.
Durch das Verfahren gemäß den oben beschriebenen Ausführungsformen ist eine Datenbank von Parametern auf Basis von einer Vielzahl von Anlagen (z. B. mehreren Tausend Anlagen) herstellbar. Hierdurch wird es ermöglicht, dass der beste Satz von Parametern für jede beliebige Region bestimmt werden kann. Dadurch wird es möglich, die oben genannten Anwendungen für regionale Prognosen und für Monitoring, z. B. für eine Überwachung der Einspeisung von Strom in das Stromnetz durch die Photovoltaikanlagen einer bestimmten Region, zu verwenden (UNB, VNB).
Durch das Verfahren gemäß den oben beschriebenen Ausführungsformen ist eine deutliche Erhöhung der Genauigkeit von Istwertbestimmung und Prognoseverfahren möglich. Damit haben Kunden (z. B. Netzbetreiber, Anlagenbetreiber, Stromhändler) deutliche Vorteile. Weiterhin trägt das neue Verfahren dazu bei, die Integration der Photovoltaik-Energie in das Energieversorgungssystem zu verbessern. Dies trägt somit auch dazu bei, die Versorgungssicherheit zu erhalten.
Das Verfahren ist für jeden Übertragungsnetzbetreiber (derzeit vier in Deutschland) und jeden Verteilnetzbetreiber (derzeit ca. 850 in Deutschland) interessant. Weiterhin brauchen Stromhändler, die Solarenergie in ihren Portfolio haben, ein Prognose- und Überwachungssystem.
Wichtige Anwendungsfälle des vorgestellten Verfahrens sind, z. B. das Online-Monitoring einer einzelnen Photovoltaikanlage (z. B. zur Fehlererkennung), die Prognose der Photovoltaik-Einspeisung einer einzelnen Photovoltaikanlage, z. B. zur Direktvermarktung, das Monitoring der Photovoltaik-Einspeisung in einer Region, z. B. für Netzbetreiber, und die Prognose der Photovoltaik-Einspeisung in einer Region, z. B. besonders relevant für Netzbetreiber.
Auf Basis der Verfahren der Ausführungsformen kann eine Datenbank für die Parameter von einer Vielzahl von Anlagen, z. B. mehrere Tausend Anlagen aufgebaut werden. Diese Datenbank kann ein wichtiger Bestandteil der Ist-Wertbestimmung- und Prognoseverfahren für die Photovoltaik-Einspeisung verwendet werden.
Dabei kann die Datenbank auf einer Klassifikation beruhen.
Im Folgenden werden Konzepte für Verfahren zum klassifizierten Bestimmen von einem oder mehreren Parametern einer Mehrzahl von Photovoltaikanlagen bereitgestellt, Ein solches Konzept umfasst in einer Ausführungsform beispielsweise die Schritte:
Bestimmen von einem oder mehreren Parameter für jede der Photovoltaikanlagen der Mehrzahl der Photovoltaikanlagen durch Durchführung eines der oben beschriebenen Verfahren zur Bestimmung von einem oder mehreren Parameter einer Photovoltaikanlage, um für jede der Photovoltaikanlagen einen oder mehrere ermittelte Parameter zu erhalten;
Bestimmen für jede Photovoltaikanlage der Mehrzahl der Photovoltaikanlagen, welcher Klasse aus einer Mehrzahl von Klassen diese Photovoltaikanlage angehört; und
Bestimmen von einem oder mehreren Standard-Parameterwerten für jede der Mehrzahl der Klassen, wobei jeder der ein oder mehreren Standard-Parameterwerte jeder der Klassen basierend auf wenigstens einem der ein oder mehreren ermittelten Parameter von jeder der Photovoltaikanlagen der jeweiligen Klasse gebildet wurde. Zum Bestimmen eines der Standard-Parameterwerte einer der Klassen kann dabei in einer Ausführungsform ein Mittelwert aus jeweils einem der ermittelten Parameter von jeder der Photovoltaikanlagen dieser Klasse gebildet werden.
Die Vielzahl der Photovoltaikanlagen können zum Beispiel in fünf Leistungsklassen eingeteilt sein, wobei für jede der Leistungsklassen eine bestimme Kombination der Parameter bestimmt wird, die die Photovoltaik-Anlagen dieser Leistungsklasse charakterisieren. Beispielsweise werden größere Anlagen oftmals auf Feldern aufgebaut (oft geringer Neigungswinkel und bestimmte Temperaturkoeffizienten), während kleinere Photovoltaikanlagen oftmals auf Hausdächern angeordnet sind (oft größerer Neigungswinkel und andere Temperaturkoeffizienten als bei Anlagen auf dem freien Feld, da auf dem freien Feld aufgestellte Anlagen von Wind von unten umströmt werden, was bei auf Dächern installierten Anlagen nicht der Fall ist).
Zum Beispiel liefert eine Datenbank gemäß einer Ausführungsform für jede Leistungsklasse Werte für die oben-beschriebenen sieben Parameter AlphaE, GammaE, alpha, K_T, b₀, b₁ und b₂ zurück. Zur Bestimmung der Werte dieser Parameter kann zum Beispiel für jeden Parameter ein Mittelwert dieses Parameters bezüglich aller Photovoltaikanlagen der mehreren tausend Anlagen gebildet werden, die dieser Leistungsklasse angehören.

Die Klassifizierung der Photovoltaikanlage in Leistungsklassen kann zum Beispiel basierend auf dem Kilowatt-Spitzenwert (kW Peak) der Photovoltaikanlagen erfolgen. Beispielsweise können die folgenden fünf Klassen vorgesehen sein:

Klasse 1:	weniger als 7,5 kW Peak
Klasse 2:	mindestens 7,5 kW Peak, weniger als 15 kW Peak,
Klasse 3:	mindestens 15 kW Peak, weniger als 30 kW Peak,
Klasse 4:	mindestens 30 kW Peak, weniger als 100 kW Peak,
Klasse 5:	mindestens 100 kW Peak.

Die Erfinder haben festgestellt, dass sich die durchschnittlichen Werte für die Parameter von Photovoltaikanlagen auch von Region zu Region unterscheiden, für die jeweilige Region aber oftmals unterschiedlich sind. So sind Hausdächer in Norddeutschland oftmals schräger als Hausdächer in Süddeutschland. Entsprechend unterscheidet sich z. B. der durchschnittliche Neigungswinkel der Photovoltaikanlagen von Region zu Region, da diese oftmals auf Hausdächern installiert werden. So können die Vielzahl der Photovoltaikanlagen zum Beispiel in regionale Klassen eingeteilt sein, wobei für jede der regionale Klassen eine bestimme Kombination der Parameter bestimmt wird, die die Photovoltaik-Anlagen dieser Leistungsklasse charakterisieren. Eine regionale Klasse umfasst dabei jeweils die Photovoltaikanlagen einer bestimmten Region.
In weiteren Ausführungsformen erfolgt die Klassifizierung unter Berücksichtigung des Kilowatt-Peak-Wertes und der Region. So können die Vielzahl der Photovoltaikanlagen beispielsweise in eine Klasse eingeteilt werden, genau diejenigen Photovoltaikanlagen einer bestimmten Region angehören, deren kW Peak Wert in einem bestimmten Bereich liegt.
8 zeigt beispielhaft eine Einteilung von 40 Photovoltaikanlagen P1 bis P40 auf 15 in 15 unterschiedliche Klassen basierend auf deren Messwerten und Informationswerten Standard-Paramterwerte der Klassen berechnet werden. Die Klassen sind unter Berücksichtigung des Kilowatt-Peak-Wertes der Photovoltaikanlagen und der Region, in der sich die Photovoltaikanlagen befinden (Region 1, Region 2 oder Region 3) gebildet worden. In der Regel wird eine wesentlich größere Anzahl von Photovoltaikanlagen betrachtet werden, für die Photovoltaikanlagen einer Klasse jeweils Standard-Parameter zu berechnen, mit denen das Leistungsverhalten der Photovoltaikanlagen der jeweiligen Klasse simuliert werden kann.
9 zeigt beispielhaft die Standard-Parameterwerte, die für jede der 15 Klassen der 8 basierend auf den Daten (Messwerte und Informationswerte) der 40 Photovoltaikanlagen als Standard-Parameterwerte zu jeder der 15 Klassen bestimmt wurde. Zum Beispiel wurde für die Klasse der Photovoltaikanlagen der Region 2 mit einem Kilowatt-Peak-Wert zwischen 7,5 und 15 kW Peak (7,5 kW Peak ≤ × < 15 kW Peak) für AlphaE der Wert AlphaE5, für GammaE der Wert GammaE5, für alpha der Wert alpha5, für K_T der Wert K_T5, für β₀ der Wert (β₀₅, für β₁ der Wert β₁₅, und für β₂ der Wert β₂₅ bestimmt.
Soll das Leistungsverhalten einer Photovoltaikanlage nun simuliert werden (z. B. indem ihre Leistung prognostiziert wird), so wird zunächst diejenige Klasse bestimmt, der die Photovoltaikanlage angehört. Dann werden die Parameter für Photovoltaikanlagen dieser Klasse aus der Datenbank ausgelesen, bzw. mit Hilfe der Datenbank bestimmt. Schließlich wird die Leistung der Photovoltaikanlage basierend auf den so erhaltenen Parametern und weiteren Daten (Informationswerte, z. B. die globale horizontale Einstrahlung zum Prognosezeitpunkt und/oder die Lufttemperatur zum Prognosezeitpunkt) bestimmt. Hierzu können in einer Ausführungsform können die Formeln 4.1 bis 4.4. angewandt werden.
Soll das Leistungsverhalten einer Vielzahl von Photovoltaikanlage simuliert werden, so wird in einer Ausführungsform, eine Vielzahl von Photovoltaikanlagen jeweils angegeben, wie viele der Photovoltaikanlagen jeweils in einer bestimmten Region jeweils eine kW-Peak Leistung in einem bestimmten Bereich aufweisen. In einer derartigen Ausführungsform liefert die Datenbank zu jeder Kombination aus Region und kW-Peak-Bereich jeweils einen oder mehrere Parameter-Durchschnittswerte zurück. Die Leistung einer Photovoltaikanlage basierend auf den so erhaltenen Parametern und weiteren Daten berechnet, und diese Leistung wird dann mit der Anzahl der Photovoltaikanlagen dieser Region und Leistungsklasse multipliziert.
Das Vorgehen kann dann für alle Leistungsklassen dieser Region erfolgen, wobei die jeweils erhaltenen Energiewerte aufzusummieren sind, um die Gesamtleistung, die von den Photovoltaikanlagen dieser Region erbracht wird, zu erhalten.
Obiges Vorgehen kann dann für alle Regionen durchgeführt werden, wobei die jeweils erhaltenen Energiewerte aufzusummieren sind, um die Gesamtleistung, die von den Photovoltaikanlagen aller Region erbracht wird, zu erhalten.
10 zeigt ein Flussdiagramm zur Bestimmung einer zu erwartenden Gesamtleistung einer Vielzahl von Photovoltaikanlagen gemäß einer Ausführungsform. Dabei wird davon ausgegangen, dass die Standard-Parameterwerte für die jeweiligen Klassen, wie z. B. in 9 gezeigt, bereits bestimmt wurden. Zur Simulation des Leistungsverhaltens einer Vielzahl von Photovoltaikanlagen werden hierzu z. B. durch einen Netzbetreiber, für die Vielzahl der Photovoltaikanlagen jeweils Informationen bereitgestellt, die es ermöglichen, die Vielzahl der Photovoltaikanlagen jeweils einer Klasse zuzuordnen. Zum Beispiel ist für jede der Photovoltaikanlagen ihr Kilowatt-Peak-Wert bekannt und die Region bekannt, in der sich die Anlage befindet.
In Schritt S1010 erfolgt basierend auf diesen Daten eine Bestimmung für jede der Klassen, wie viele der zu betrachtenden Photovoltaikanlagen in der jeweiligen Klasse liegen.
In Schritt S1020 erfolgt dann für jede der Klassen ein Abrufen der Standard-Parameterwerte z. B. aus einer Datenbank. Bei den abgerufenen Parametern kann es sich dabei um Standard-Parameterwerte für jede der Klassen, wie in 9 gezeigt, handeln. Dann wird für jede der Klassen die zu erwartende Leistung einer Photovoltaikanlage dieser Klassen bestimmt. Hierzu werden in der Regel weitere Daten als Eingangsdaten verwendet, wie zum Beispiel die globale horizontale Einstrahlung oder die Umgebungstemperatur. Diese weiteren Daten, die zur Berechnung herangezogen werden, können von Klasse zu Klasse unterschiedlich sein. So kann zum Beispiel die zur Berechnung unter Umständen herangezogene Umgebungstemperatur von Region zu Region unterschiedlich sein. Für jede der Klassen wird dann die zu erwartende Leistung für eine Photovoltaikanlage der jeweiligen Klasse mit der in S1010 bestimmten Anzahl der Photovoltaikanlagen dieser Klasse multipliziert.
In Schritt S1030 erfolgt dann ein Aufsummieren der Leistung, die für jede der Klassen bestimmt wurde, um die zu erwartende Gesamtleistung sämtlicher Photovoltaikanlagen aller Klassen zu erhalten.
Obwohl manche Aspekte im Zusammenhang mit einem Verfahren beschrieben wurden, versteht es sich, dass diese Aspekte auch eine Beschreibung einer entsprechenden Vorrichtung darstellen, so dass ein Verfahrensschritt oder ein Merkmal eines Verfahrensschrittes durch einen entsprechenden Block oder Details oder Merkmals einer entsprechenden Vorrichtung realisiert werden können. Einige oder alle der Verfahrensschritte können durch einen Hardware-Apparat (oder unter Verwendung eines Hardware-Apparats), wie zum Beispiel einen Mikroprozessor, einen programmierbaren Computer oder einer elektronischen Schaltung durchgeführt werden. Bei einigen Ausführungsbeispielen können einige oder mehrere der wichtigsten Verfahrensschritte durch einen solchen Apparat ausgeführt werden.
Je nach bestimmten Implementierungsanforderungen können Ausführungsbeispiele der Erfindung in Hardware oder in Software implementiert sein. Die Implementierung kann unter Verwendung eines digitalen Speichermediums, beispielsweise einer Floppy-Disk, einer DVD, einer Blu-ray Disc, einer CD, eines ROM, eines PROM, eines EPROM, eines EEPROM oder eines FLASH-Speichers, einer Festplatte oder eines anderen magnetischen oder optischen Speichers durchgeführt werden, auf dem elektronisch lesbare Steuersignale gespeichert sind, die mit einem programmierbaren Computersystem derart zusammenwirken können oder zusammenwirken, dass das jeweilige Verfahren durchgeführt wird. Deshalb kann das digitale Speichermedium computerlesbar sein.
Manche Ausführungsbeispiele gemäß der Erfindung umfassen also einen Datenträger, der elektronisch lesbare Steuersignale aufweist, die in der Lage sind, mit einem programmierbaren Computersystem derart zusammenzuwirken, dass eines der hierin beschriebenen Verfahren durchgeführt wird.
Allgemein können Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung als Computerprogrammprodukt mit einem Programmcode implementiert sein, wobei der Programmcode dahin gehend wirksam ist, eines der Verfahren durchzuführen, wenn das Computerprogrammprodukt auf einem Computer abläuft.
Der Programmcode kann beispielsweise auch auf einem maschinenlesbaren Träger gespeichert sein.
Andere Ausführungsbeispiele umfassen das Computerprogramm zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren, wobei das Computerprogramm auf einem maschinenlesbaren Träger gespeichert ist. Mit anderen Worten ist ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Verfahrens somit ein Computerprogramm, das einen Programmcode zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren aufweist, wenn das Computerprogramm auf einem Computer abläuft.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel der erfindungsgemäßen Verfahren ist somit ein Datenträger (oder ein digitales Speichermedium oder ein computerlesbares Medium), auf dem das Computerprogramm zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren aufgezeichnet ist.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Verfahrens ist somit ein Datenstrom oder eine Sequenz von Signalen, der bzw. die das Computerprogramm zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren darstellt bzw. darstellen. Der Datenstrom oder die Sequenz von Signalen kann bzw. können beispielsweise dahin gehend konfiguriert sein, über eine Datenkommunikationsverbindung, beispielsweise über das Internet, transferiert zu werden.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel umfasst eine Verarbeitungseinrichtung, beispielsweise einen Computer oder ein programmierbares Logikbauelement, die dahin gehend konfiguriert oder angepasst ist, eines der hierin beschriebenen Verfahren durchzuführen.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel umfasst einen Computer, auf dem das Computerprogramm zum Durchführen eines der hierin beschriebenen Verfahren installiert ist.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel gemäß der Erfindung umfasst eine Vorrichtung oder ein System, die bzw. das ausgelegt ist, um ein Computerprogramm zur Durchführung zumindest eines der hierin beschriebenen Verfahren zu einem Empfänger zu übertragen. Die Übertragung kann beispielsweise elektronisch oder optisch erfolgen. Der Empfänger kann beispielsweise ein Computer, ein Mobilgerät, ein Speichergerät oder eine ähnliche Vorrichtung sein. Die Vorrichtung oder das System kann beispielsweise einen Datei-Server zur Übertragung des Computerprogramms zu dem Empfänger umfassen.
Bei manchen Ausführungsbeispielen kann ein programmierbares Logikbauelement (beispielsweise ein feldprogrammierbares Gatterarray, ein FPGA) dazu verwendet werden, manche oder alle Funktionalitäten der hierin beschriebenen Verfahren durchzuführen. Bei manchen Ausführungsbeispielen kann ein feldprogrammierbares Gatterarray mit einem Mikroprozessor zusammenwirken, um eines der hierin beschriebenen Verfahren durchzuführen. Allgemein werden die Verfahren bei einigen Ausführungsbeispielen seitens einer beliebigen Hardwarevorrichtung durchgeführt. Diese kann eine universell einsetzbare Hardware wie ein Computerprozessor (CPU) sein oder für das Verfahren spezifische Hardware, wie beispielsweise ein ASIC.
Die oben beschriebenen Ausführungsbeispiele stellen lediglich eine Veranschaulichung der Prinzipien der vorliegenden Erfindung dar. Es versteht sich, dass Modifikationen und Variationen der hierin beschriebenen Anordnungen und Einzelheiten anderen Fachleuten einleuchten werden. Deshalb ist beabsichtigt, dass die Erfindung lediglich durch den Schutzumfang der nachstehenden Patentansprüche und nicht durch die spezifischen Einzelheiten, die anhand der Beschreibung und der Erläuterung der Ausführungsbeispiele hierin präsentiert wurden, beschränkt sei.
Literaturverzeichnis

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[3] Schmidt, H., Sauer, D. U.: "Wechselrichter-Wirkungsgrade Praxisgerechte Modellierung"
[4] D. L. King et al., "Photovoltaic Array Performance Model", Sandia internal document SAND 2004–3535
[5] H. G. Beyer, et al, Identification of a General Model for the MPP Performance of PV-Modules for the Application in a Procedure for the Perfornance Check of Grid Connected Systems", 19th EUPVSEC, Paris (2004)

Claims

Verfahren zur Bestimmung von einem oder mehreren Parametern einer Photovoltaikanlage, umfassend: Empfangen einer Mehrzahl von Messwerten einer Photovoltaikanlage, Empfangen einer Mehrzahl von Informationswerten, wobei jedem Messwert der Mehrzahl von Messwerten wenigstens ein Informationswert der Mehrzahl von Informationswerten zugeordnet ist, und Berechnen des einen oder der mehreren Parameter der Photovoltaikanlage basierend auf der Mehrzahl der Messwerten und der Mehrzahl der Informationswerten, so dass basierend auf dem einen oder den mehreren Parametern ein Leistungsverhalten der Photovoltaikanlage simulierbar ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei als die Mehrzahl der Messwerte der Photovoltaikanlage eine Mehrzahl von Leistungswerten der Photovoltaikwerte empfangen wird, die jeweils eine Leistung der Photovoltaikanlage angeben, und wobei das Berechnen die einen oder der mehreren Parameter der Photovoltaikanlage basierend auf der Mehrzahl der Leistungswerte erfolgt.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei als die Mehrzahl der Informationswerte eine Mehrzahl von globalen horizontalen Einstrahlungswerten empfangen wird, die jeweils eine globale horizontale Einstrahlung angeben, wobei das Berechnen die einen oder der mehreren Parameter der Photovoltaikanlage basierend auf der Mehrzahl der globalen horizontalen Einstrahlungswerte erfolgt, und/oder wobei als die Mehrzahl der Informationswerte eine Mehrzahl von Lufttemperaturwerten empfangen wird, die jeweils eine Lufttemperatur angibt, wobei das Berechnen die einen oder der mehreren Parameter der Photovoltaikanlage basierend auf der Mehrzahl der Luftternperaturwerten erfolgt.
Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei der Schritt des Berechnens der einen oder der mehreren Parameter der Photovoltaikanlage ein Berechnen eines Neigungswinkels der Photovoltaikanlage und/oder eines Ausrichtungswinkels der Photovoltaikanlage umfasst, so dass basierend auf dem Neigungswinkel der Photovoltaikanlage und/oder dem Ausrichtungswinkel der Photovoltaikanlage eine Leistung der Photovoltaikanlage prognostizierbar ist.
Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei der Schritt des Berechnens der einen oder der mehreren Parameter der Photovoltaikanlage ein Berechnen eines ersten Temperaturkoeffizienten alpha der Photovoltaikanlage und/oder eines zweiten Temperaturkoeffizienten K_T der Photovoltaikanlage umfasst, so dass basierend auf dem ersten Temperaturkoeffizient alpha der Photovoltaikanlage und/oder dem zweiten Temperaturkoeffizient K_T der Photovoltaikanlage eine Leistung der Photovoltaikanlage prognostizierbar ist, wobei der erste Temperaturkoeffizient alpha angibt, wie sich die Leistung der Photovoltaikanlage ändert, wenn der Temperaturunterschied zwischen einer ersten Photovoltaik-Modultemperatur und einer vorgegebenen Photovoltaik-Modul-Standardtemperatur ändert, und wobei der zweite Temperaturkoeffizient K_T eine Differenz zwischen einer zweiten Photovoltaik-Modultemperatur und einem weiteren Lufttemperaturwert angibt.
Verfahren nach einem der vorherigen Ansprüche, wobei durch das Verfahren mehrere der Parameter der Photovoltaikanlage berechnet werden, wobei der Schritt des Berechnens der mehreren Parameter der Photovoltaikanlage den Schritt eines Ermittelns einer Parameterwerte-Kombination umfasst, und wobei der Schritt des Ermittelns der Parameterwerte-Kombination die folgenden Schritte umfasst: Auswählen eines Parameterwertes für jeden Parameter einer ersten Parametermenge umfassend wenigstens einen ersten Parameter der Photovoltaikanlage, Berechnen eines Parameterwertes für jeden Parameter einer zweiten Parametermenge umfassend wenigstens einen zweiten anderen Parameter der Photovoltaikanlage, basierend auf den Parameterwerten, die für die Parameter der ersten Parametermenge ausgewählt wurden, wobei die erste und die zweite Parametermenge disjunkt sind, und wobei die Parameterwerte-Kombination den ausgewählten Wert jedes Parameters der ersten Parametermenge und den berechneten Wert jedes Parameters der zweiten Parametermenge umfasst.
Verfahren nach Anspruch 6, wobei die erste Parametermenge einen Neigungswinkel der Photovoltaikanlage und einen Ausrichtungswinkel der Photovoltaikanlage umfasst, und wobei der Schritt des Ermittelns der Parameterwerte-Kombination die folgenden Schritte umfasst: Auswählen eines Neigungswinkel-Werts aus einer Menge derjenigen Werte, die ein Neigungswinkel der Photovoltaikanlage annehmen kann, als ausgewähltem Neigungswinkel-Wert, und Auswählen eines Ausrichtungswinkel-Werts aus einer Menge derjenigen Werte, die der Ausrichtungswinkel der Photovoltaikanlage annehmen kann, als ausgewähltem Ausrichtungswinkel-Wert.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei die zweite Parametermenge einen ersten Temperaturkoeffizienten alpha der Photovoltaikanlage und einen zweiten Temperaturkoeffizienten K_T der Photovoltaikanlage umfasst, und wobei der erste Temperaturkoeffizient alpha angibt, wie sich die Leistung der Photovoltaikanlage ändert, wenn der Temperaturunterschied zwischen einer ersten Photovoltaik-Modultemperatur und einer vorgegebenen Photovoltaik-Modul-Standardtemperatur ändert, wobei der zweite Temperaturkoeffizient K_T eine Differenz zwischen einer zweiten Photovoltaik-Modultemperatur und einem weiteren Lufttemperaturwert angibt, und wobei der Schritt des Ermittelns der Parameterwerte-Kombination die folgenden Schritte umfasst: Berechnen eines ersten Temperaturkoeffizienten-Werts für den ersten Temperaturkoeffizienten alpha basierend auf dem ausgewählten Neigungswinkel-Wert und dem ausgewählten Ausrichtungswinkel-Wert, und Berechnen eines zweiten Temperaturkoeffizienten-Werts für den zweiten Temperaturkoeffizienten K_T basierend auf dem ausgewählten Neigungswinkel-Wert und dem ausgewählten Ausrichtungswinkel-Wert.
Verfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 8, wobei der Schritt der Berechnung einer Parameterwerte-Kombination mehrmals wiederholt wird, um eine Mehrzahl von unterschiedlichen Parameterwerte-Kombinationen zu erhalten, wobei zu jeder der unterschiedlichen Parameterwerte-Kombinationen ein Fehler basierend auf jedem der Parameterwerte der jeweiligen Parameterwerte-Kombination berechnet wird, und wobei die Parameterwerte-Kombination mit dem geringsten Fehler ermittelt wird.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei die zweite Parametermenge ferner die Koeffizienten β₀, β₁, und β₂ umfasst, wobei der Schritt der Berechnung einer Parameterwerte-Kombination den Schritt der Berechnung der Koeffizienten β₀, β₁, und β₂ basierend auf dem Neigungswinkel-Wert GammaE und dem Ausrichtungswinkel-Wert AlphaE umfasst, so dass die Leistung der Photovoltaikanlage P_ac unter Anwendung der folgenden Gleichungen prognostizierbar ist: P_dc = eta_pv(G_tilt, T_stc)·(1 – alpha·(T_mod – T_stc))·G_tilt und P_ac = b₀·P_dc ² + b₁·p_dc + b₂ wobei G_tilt die Einstrahlung in die Modulebene ist, wobei T_mod die Temperatur der Photovoltaikanlage ist, wobei T_stc eine vorgegebenen Standard-Temperatur des Photovoltaik-Moduls ist, wobei alpha angibt, wie sich die Leistung der Photovoltaikanlage ändert, wenn der Temperaturunterschied zwischen einer ersten Photovoltaik-Modultemperatur und einer vorgegebenen Photovoltaik-Modul-Standardtemperatur ändert, und wobei eta_pv(G_tilt, T_mod = 25°C) einen Wirkungsgrad für die Einstrahlung in die Modulebene G_tilt und die Modultemperatur T_mod = 25°C angibt.
Verfahren zum klassifizierten Bestimmen von einem oder mehreren Parameter einer Mehrzahl von Photovoltaikanlagen, umfassend die Schritte: Bestimmen von einem oder mehreren Parametern für jede der Photovoltaikanlagen der Mehrzahl der Photovoltaikanlagen durch Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 10, um für jede der Photovoltaikanlagen einen oder mehrere ermittelte Parameter zu erhalten, Bestimmen für jede Photovoltaikanlage der Mehrzahl der Photovoltaikanlagen, welcher Klasse aus einer Mehrzahl von Klassen diese Photovoltaikanlage angehört, und Bestimmen von einem oder mehreren Standard-Parameterwerten für jede der Mehrzahl der Klassen, wobei jeder der ein oder mehreren Standard-Parameterwerte jeder der Klassen basierend auf wenigstens einem der ein oder mehreren ermittelten Parameter von jeder der Photovoltaikanlagen der jeweiligen Klasse gebildet wurde.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei zum Bestimmen eines der Standard-Parameterwerte einer der Klassen ein Mittelwert aus jeweils einem der ermittelten Parameter von jeder der Photovoltaikanlagen dieser Klasse gebildet wird.
Verfahren nach Anspruch 11 oder 12, wobei das Verfahren ferner den Schritt vorsieht, die einen oder mehreren Standard-Parameterwerte jeder der Klassen in einer Datenbank zu speichern, so dass durch Eingabe von Abfrageinformation in die Datenbank ein oder mehrere der ein oder mehreren Standard-Parameterwerte einer der Klassen von der Datenbank ausgebbar sind, wenn die Abfrageinformation diese Klasse bezeichnet.
Verfahren zur Simulierung des Leistungsverhaltens einer Mehrzahl von Photovoltaikanlagen, umfassend: Bestimmung für jede Klasse einer Mehrzahl von Klassen, wie viele Photovoltaikanlagen der Mehrzahl der Photovoltaikanlagen dieser Klasse angehören, Abfrage von einen oder mehreren Standard-Parameterwerten aus einer Datenbank für jede Klasse der Mehrzahl von Klassen, wobei die einen oder mehreren Standard-Parameterwerte durch ein Verfahren nach einem der Ansprüche 11 bis 13 bestimmbar sind, und Prognose für jede der Klassen, welche Leistung einer Photovoltaikanlage die dieser Klasse angehört, zu erwarten ist, und Multiplikation dieser Leistung mit der Anzahl der Photovoltaikanlagen, die dieser Klasse angehören, um eine Prognose der Gesamtleistung der Mehrzahl der Photovoltaikanlagen dieser Klasse zu erhalten.
Verfahren zur Simulierung des Leistungsverhaltens einer Mehrzahl von Photovoltaikanlagen, wobei das Verfahren die Abfrage der einen oder mehreren Standard-Parameterwerten aus der Datenbank für jede Klasse der Mehrzahl von Klassen vorsieht, wobei die einen oder mehreren Standard-Parameterwerte durch ein Verfahren nach einem der Ansprüche 11 bis 13 bestimmt wurden.
Datenbank, wobei die Datenbank für eine Mehrzahl von Klassen jeweils einen oder mehrere Standard-Parameterwerte, die nach einem Verfahren nach Anspruch 11 oder 12 bestimmbar sind, umfasst, wobei die Datenbank dafür ausgelegt ist, bei Eingabe von Abfrageinformation, die eine der Klassen bezeichnet, einen oder mehreren der einen oder mehreren Standard-Parameterwerte dieser Klasse auszugeben.
Computerprogramm mit einem Programmcode zur Durchführung des Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 15, wenn das Computerprogramm auf einem Computer oder Mikrocontroller abläuft.