DE102014119607B4

DE102014119607B4 - Ermittlung der Leistungsdichteverteilung eines Photovoltaikgenerators aus zeitlichen Verläufen seiner elektrischen Leistung

Info

Publication number: DE102014119607B4
Application number: DE102014119607.4A
Authority: DE
Inventors: Jens Klein; Matthias Gröne
Original assignee: SMA Solar Technology AG
Current assignee: SMA Solar Technology AG
Priority date: 2014-12-23
Filing date: 2014-12-23
Publication date: 2021-09-30
Anticipated expiration: 2034-12-24
Also published as: US10069460B2; US20160181974A1; DE102014119607A1

Abstract

Verfahren zur Ermittlung einer Leistungsdichteverteilung eines Photovoltaikgenerators (1),- wobei ein Leistungsmaß für die von dem Photovoltaikgenerator (1) generierte elektrische Leistung (P) erfasst wird,- wobei mit über den Photovoltaikgenerator (1) hinweg wandernden Schattenkanten (2) verbundene zeitliche Verläufe (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes ausgewertet werden,- wobei die zeitlichen Verläufe (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes unter Berücksichtigung von Kantenrichtung und Kantenquergeschwindigkeit (V) der jeweiligen Schattenkante (2) ausgewertet werden und- wobei die Leistungsdichteverteilung aus den für verschiedene Kantenrichtungen ausgewerteten zeitlichen Verläufen des erfassten Leistungsmaßes rekonstruiert wird dadurch gekennzeichnet,- dass die Schattenkanten (2) von Wolken verursacht sind und- dass die Kantenrichtung der jeweiligen Schattenkante (2)- mit einer Kamera,- aus zeitlichen Verläufen von Signalen mehrerer punktförmiger Strahlungssensoren in bekannter Anordnung,- aus zeitlichen Verläufen von erfassten Leistungsmaßen mehrerer Photovoltaikgeneratoren in bekannter Anordnung und/oder- aus von extern bereitgestellten Wetterdaten ermittelt wird.

Description

TECHNISCHES GEBIET DER ERFINDUNG
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Ermittlung einer Leistungsdichteverteilung eines Photovoltaikgenerators. Weiterhin bezieht sich die Erfindung auf eine Überwachungsvorrichtung für einen flächig ausgedehnten Photovoltaikgenerator, die ein Leistungsmaß für die von dem Photovoltaikgenerator generierte elektrische Leistung erfasst.
Unter der Leistungsdichteverteilung eines Photovoltaikgenerators ist die Verteilung zu verstehen, mit der die Fähigkeit des Photovoltaikgenerators, Licht in elektrische Leistung umzuwandeln, über seine zweidimensionale horizontale Erstreckung verteilt ist. Ein relatives Maß für die Fähigkeit des Photovoltaikgenerators, Licht in elektrische Leistung umzuwandeln, ist die in jedem Flächenelement seiner horizontalen Erstreckung generierte elektrische Leistung bei homogener Sonneneinstrahlung über den gesamten Photovoltaikgenerator. Variationen dieser Leistungsdichte resultieren beispielsweise aus in unterschiedlichen Bereichen des Photovoltaikgenerators unterschiedlich dicht angeordneten Solarzellen, in geringerem Umfang aus Schwankungen der Leistungsfähigkeit zwischen den einzelnen Solarzellen und, was von besonderem Interesse ist, aus Fehlern und Defekten einzelner oder mehrerer Solarzellen oder Solarmodule. So kann die Ermittlung der Leistungsdichteverteilung bei einem Photovoltaikgenerator insbesondere dazu dienen, derartige Fehler oder Defekte zu erkennen, und zwar sowohl dann, wenn sie von vornherein vorhanden sind, als auch dann, wenn sie erst im Laufe des Betriebs des Photovoltaikgenerators auftreten.
STAND DER TECHNIK
Aus der DE 10 2010 037 582 A1 ist ein Verfahren zur Bestimmung einer räumlichen Anordnung von Photovoltaikmodulgruppen, d. h. von einzelnen Photovoltaikgeneratoren, einer Photovoltaikanlage bekannt. Eine Folge von Messwerten einer strahlungsabhängigen elektrischen Kenngröße der einzelnen Photovoltaikmodulgruppen, beispielsweise die von ihnen generierte Leistung, wird gemessen, während die Photovoltaikanlage einer Lichteinstrahlung mit einer zeitlich und räumlich variierenden Einstrahlungsintensität infolge von ziehenden Wolken ausgesetzt wird. Aus Zeitverschiebungen zwischen den Folgen von Messwerten bei den unterschiedlichen Photovoltaikmodulgruppen wird die relative räumliche Anordnung der Photovoltaikmodulgruppen zueinander bestimmt. Dabei können Wetterdaten, insbesondere Windgeschwindigkeit und Windrichtung, berücksichtigt werden, die aus den Bilddaten einer Kamera ermittelt werden können. Zusätzlich kann die Ausdehnung der Photovoltaikmodulgruppen bestimmt werden. Die Ausdehnung der Photovoltaikmodulgruppen hat direkten Einfluss auf die Breite eines Abfalls bzw. Anstiegs der erfassten elektrischen Kenngröße, so dass aus einer Analyse dieser Übergangsbreiten Aussagen über die laterale Ausdehnung der Modulgruppen in der jeweiligen Wolkenzugrichtung möglich sind. Werden mehrere Zugrichtungen berücksichtigt, erhält man auf diese Weise Informationen über die Form und Flächenausdehnung der betrachteten Photovoltaikmodulgruppen.
Aus der DE 10 2011 056 207 A1 ist ein Verfahren zum Lokalisieren von ortsfesten Objekten, die mit einem Sonnenschatten vorübergehende Verschattungen von lichtempfindlichen Bestandteilen einer Photovoltaikanlage hervorrufen, bekannt. Mindestens ein elektrisches Signal von den lichtempfindlichen Bestandteilen wird auf das Auftreten einer Verschattung, die durch ein ortfestes Objekt hervorgerufen wird, hin analysiert. Aus den Sonnenständen beim Auftreten der Verschattung wird auf die Richtung des die Verschattung hervorrufenden Objekts geschlossen. Zusätzlich wird das mindestens eine elektrische Signal auf das Wandern des Sonnenschattens des Objekts über die lichtempfindlichen Bestandteile mit dem sich ändernden Sonnenstand hin analysiert und daraus auf die Entfernung des die Verschattung hervorrufenden Objekts geschlossen. Die lichtempfindlichen Bestandteile können Solarzellen, Solarmodule aus Solarzellen, Strings aus Solarmodulen oder zusätzlich vorgesehene Sonnenlichtsensoren der Photovoltaikanlage sein. Das elektrische Signal kann die elektrische Leistung der lichtempfindlichen Bestandteile sein. Aus dem elektrischen Signal kann auch darauf geschlossen werden, ob seine Änderungen mit dem sich ändernden Sonnenstand auf eine Verschattung hinweisen, die nicht durch ein ortfestes Objekt hervorgerufen wird. Eine solche Verschattung liegt nicht vor, wenn die Richtung, in der sich der Sonnenschatten über die lichtempfindlichen Bestandteile der Photovoltaikanlage hinweg bewegt, nicht der Änderung des Sonnenstands entgegengesetzt ist. Auch die Geschwindigkeit, mit der sich der Sonnenschatten über die lichtempfindlichen Bestandteile der Photovoltaikanlage hinweg bewegt, harmoniert nur in bestimmten Grenzen mit einer Verschattung durch ein ortsfestes Objekt. Umgekehrt weist ein schnelles Wandern eines Sonnenschattens über die lichtempfindlichen Bestandteile einer Photovoltaikanlage auf ein vorbeifahrendes oder vorbeifliegendes Verschattungshindernis hin. Das analysierte elektrische Signal kann von einem einzigen lichtempfindlichen Bestandteil der Photovoltaikanlage mit Ausdehnung in Richtung des Wanderns des Sonnenschattens stammen. Das Signal ändert sich, sobald die führende Schattenkante des Sonnenschattens den lichtempfindlichen Bestandteil erreicht. Diese Änderung setzt sich fort, bis der lichtempfindliche Bestandteil durch das jeweilige Verschattungshindernis maximal verschattet ist. Eine Änderung des elektrischen Signals in umgekehrter Richtung setzt dann ein, wenn der Sonnenschatten den jeweils lichtempfindlichen Bestandteil wieder zunehmend freigibt, was beginnt, sobald seine hintere Schattenkante den lichtempfindlichen Bestandteil erreicht.
Aus der US 2010/0204844 A1 ist ein Verfahren zum Steuern eines Systems zur Erzeugung elektrischer Leistung bekannt. Dabei wird eine Leistungsquelle, die von geographisch fortschreitenden Zuständen, z. B. Wetterzuständen, betroffen ist, überwacht, um Änderungen ihrer Leistungsabgabe zu erfassen. Charakteristika der beobachteten Änderungen werden analysiert, um zu ermitteln, ob die Änderungen durch einen geographisch fortschreitenden Zustand verursacht sind, der andere Leistungsquellen in der Nähe beeinflussen könnte. Diese Information wird verwendet, um bevorstehende Leistungsausgabeänderungen bei derselben und anderen Leistungsquellen zu extrapolieren. Die Extrapolationen ermöglichen es dem Leistungserzeugungssystem, die Gesamtleistungsausgabe innerhalb von Betriebsanforderungen zu halten. Wenn beispielsweise Wolken über ein Photovoltaikarray wandern, verursachen sie Schwankungen der Leistungsabgabe, wenn sie die einzelnen Paneele verschatten. Wenn die von den einzelnen Paneelen oder Unterarrays an bekannten Orten generierte Leistung über der Zeit verfolgt wird, können die Geschwindigkeit und Richtung der vorübergehenden Verschattungsfluktuationen berechnet werden. Wenn die Geschwindigkeit und die Richtung bekannt sind, können Berechnungen vorhersagen, welche anderen Arrays in gleicher Weise betroffen sein werden und wann.
Bei der Computertomografie werden Absorptionsprofile eines Objekts aus verschiedenen Richtungen erstellt, und aus den Absorptionsprofilen wird eine Volumenstruktur des Objekts rekonstruiert. Der Rekonstruktion liegt zugrunde, dass die längs jeder Linie durch das Objekt auftretende Gesamtabsorption das Integral der spezifischen Absorption oder Absorptionsdichte längs der Linie durch das Objekt ist. Wenn Gesamtabsorptionen zu verschiedenen, sich kreuzenden Linien vorliegen, kann hieraus die lokale Absorptionsdichte berechnet werden. Für die computertomografische Auswertung von Absorptionsprofilen sind verschiedene Algorithmen in Form kommerzieller Programme verfügbar, die die Volumenstruktur des jeweiligen Objekts aus in vergleichsweise wenigen verschiedenen Richtungen aufgenommenen Absorptionsprofilen und robust gegenüber während der Aufnahme der Absorptionsprofile auftretenden Verlagerungen des Objekts ermitteln.
Aus der DE 10 2010 003 095 A1 sind ein Verfahren mit den Merkmalen des Oberbegriffs des unabhängigen Patentanspruchs 1 und eine Vorrichtung zur Prüfung flächenhafter lichtempfindlicher Halbleiterbauelemente, insbesondere Solarzellen, bekannt. Für die Prüfung wird sukzessiv in allen Teilbereichen des Halbleiterbauelements eine Helligkeitsänderung des Lichts gegenüber den anderen Teilbereichen vorgenommen, wobei jeweils gleichzeitig eine charakteristische Eigenschaft des Halbleiterbauelements erfasst und einer Auswerteeinrichtung als Eingangswert zugeführt wird. Die erfassten Werte der charakteristischen Eigenschaft dienen zum Erkennen von Beschädigungen oder Fehlstellen des Halbleiterbauelements. Die Helligkeitsänderung des Lichts erfolgt in Form einer linienhaften Beleuchtung oder Abschattung des jeweiligen Teilbereichs mit einer gegenüber den anderen Teilbereichen erhöhten oder erniedrigten Helligkeit, während in den nicht von der linienhaften Beleuchtung betroffenen Teilbereichen des Halbleiterelements eine zumindest annähernd gleiche Helligkeit herrscht. Durch die sukzessiv in allen Teilbereichen des Halbleiterbauelements vorgenommene linienartige Helligkeitsänderung wird ein gleicher Flächenanteil des Halbleiterelements aus verschiedenen Winkeln mehrfach abgedeckt. Die linienartige Helligkeitsänderung erfolgt durch schrittweises Bewegen einer Lichtquelle oder Blende relativ zu dem Halbleiterbauelement. Die Auswerteeinrichtung verarbeitet die Eingangswerte mittels tomografischer Verfahren. Die charakteristische Eigenschaft des Halbleiterbauelements kann die Spannung und/oder die Leistungsabgabe des Halbleiterbauelements oder darauf ableitbare Messwerte umfassen. Das bekannte Verfahren ist zur Prüfung von Solarzellen und daraus zusammengesetzten Solarmodulen im Rahmen ihrer Herstellung geeignet.
Aus der US 2012/0323507 A1 sind eine Fehlererkennungsvorrichtung und ein Fehlererkennungsverfahren bekannt. Dabei wird ein fehlerhaftes Modul eines Solargenerators aufgrund eines Unterschieds seiner elektrischen Ausgabe zu einem Erwartungswert erkannt, der aufgrund der elektrischen Ausgaben aller Solarmodule des Solargenerators bestimmt wird, welche einzeln erfasst werden. Zu jedem Modul werden auch Positionsdaten erfasst und zu einem als fehlerhaft erkannten Modul werden die entsprechenden Positionsdaten ausgegeben.
AUFGABE DER ERFINDUNG
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zur Ermittlung einer Leistungsdichteverteilung eines Photovoltaikgenerators und eine Überwachungsvorrichtung für einen flächig ausgedehnten Photovoltaikgenerator, die ein Leistungsmaß für die von dem Photovoltaikgenerator generierte elektrische Leistung erfasst, aufzuzeigen, mit denen auf einer kleinen Datenbasis eine Lokalisierung von Fehlern und Defekten möglich ist, die bei dem Photovoltaikgenerator mit der Zeit auftreten.
LÖSUNG
Die Aufgabe der Erfindung wird durch ein Verfahren mit den Merkmalen des unabhängigen Patentanspruchs 1 und eine Überwachungsvorrichtung mit den Merkmalen des unabhängigen Patentanspruchs 12 gelöst. Die abhängigen Patentansprüche 2 bis 11 betreffen bevorzugte Ausführungsformen des erfindungsgemäßen Verfahrens.
BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
Bei einem erfindungsgemäßen Verfahren zur Ermittlung einer Leistungsdichteverteilung eines Photovoltaikgenerators wird ein Leistungsmaß für die von dem Photovoltaikgenerator generierte elektrische Leistung erfasst. Bei diesem Leistungsmaß kann es sich um die aus einem von dem Photovoltaikgenerator generierten Strom und seiner Ausgangsspannung durch Multiplikation berechnete elektrische Leistung selbst oder aber einen anderen Wert handeln, der mit der elektrischen Leistung korreliert ist. Beispielsweise kann es sich hierbei um den generierten Strom, insbesondere wenn die Ausgangsspannung konstant ist, oder um die Ausgangsspannung handeln, insbesondere wenn der generierte Strom konstant ist. Eine konstante Ausgangsspannung oder ein konstanter generierter Strom können von einem an den Photovoltaikgenerator angeschlossenen Wechselrichter vorgegeben werden.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren werden mit über den Photovoltaikgenerator hinweg wandernden Schattenkanten verbundene zeitliche Verläufe des erfassten Leistungsmaßes unter Berücksichtigung von Kantenrichtung und Kantenquergeschwindigkeit der jeweiligen Schattenkante ausgewertet. Dies bedeutet, dass die externe Ursache des jeweiligen Verlaufs des erfassten Leistungsmaßes, nämlich das Wandern der jeweiligen Schattenkante über den Photovoltaikgenerator, so genau wie möglich berücksichtigt wird, um auf die interne Ursache des Verlaufs, d. h. die interessierende Leistungsdichteverteilung, rückschließen zu können. Tatsächlich lässt sich bei dieser Vorgehensweise die interessierende Leistungsdichteverteilung aus den für verschiedene Kantenrichtungen ausgewerteten zeitlichen Verläufen des erfassten Leistungsmaßes rekonstruieren. Aus jedem einzelnen zeitlichen Verlauf lässt sich zwar nur eine eindimensionale Leistungsdichteverteilung normal zu der jeweiligen Kantenrichtung, d. h. in Richtung der Kantenquergeschwindigkeit, bestimmen. Die Berücksichtigung verschiedener Kantenrichtungen ermöglicht es aber, die flächige Leistungsdichteverteilung aufzulösen.
Die Kantenrichtung bezeichnet hier die Richtung, längs der sich die jeweilige Schattenkante erstreckt. Die Kantenquergeschwindigkeit verläuft normal, d. h. orthogonal zu der Kantenrichtung. Die Kantenquergeschwindigkeit ist also nur die Komponente der auf den Photovoltaikgenerator projizierten Geschwindigkeit eines schattenwerfenden Objekts, die normal oder orthogonal zu der Kantenrichtung verläuft.
Insbesondere können bei dem erfindungsgemäßen Verfahren die zeitlichen Verläufe des erfassten Leistungsmaßes unter Berücksichtigung der Kantenquergeschwindigkeit in vom Ort der jeweiligen Schattenkante mit der jeweiligen Kantenrichtung abhängige Verläufe überführt werden, um eine mit dem Ort der jeweiligen Schattenkante in Richtung der Kantenquergeschwindigkeit auftretende Änderung des erfassten Leistungsmaßes zu erfassen und auszuwerten. Mathematisch ausgedrückt handelt es sich bei der dann ausgewerteten Änderung um die erste Ableitung des jeweiligen ortabhängigen Verlaufs des Leistungsmaßes nach dem Ort. Grundsätzlich kann die Kantenquergeschwindigkeit aber auch anders berücksichtigt und eine Änderung des jeweiligen zeitlichen Verlaufs des erfassten Leistungsmaßes mit der Zeit ausgewertet werden. Mathematisch ausgedrückt, handelt es sich hierbei um die erste Ableitung nach der Zeit des zeitlichen Verlaufes des erfassten Leistungsmaßes. Die jeweilige Änderung des erfassten Leistungsmaßes entspricht der Leistung des Photovoltaikgenerators in seinem während dieser Änderung von der Schattenkante überstrichenen Bereich. Wenn die Änderung also groß ist, ist die Leistungsfähigkeit des Photovoltaikgenerators in diesem Bereich groß, wenn die Änderung klein ist, ist die Leistungsfähigkeit hier klein.
Konkret kann jede mit dem Ort der jeweiligen Schattenkante in der Richtung der Kantenquergeschwindigkeit auftretende Änderung des erfassten Leistungsmaßes analog zur Absorption eines am Ort der jeweiligen Schattenkante in der jeweiligen Kantenrichtung verlaufenden Messstrahls bezüglich der Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators computertomographisch ausgewertet werden. Mit anderen Worten können die bestimmten Ausrichtungen und Orte der jeweiligen Schattenkante zugeordneten Änderungen des erfassten Leistungsmaßes nach bekannten computertomographischen Auswertealgorithmen ausgewertet werden, die zur Auswertung von für bestimmte Ausrichtungen und Orte gemessene Absorptionen eines Messstrahls entwickelt wurden, um daraus die Absorptionsdichteverteilung eines Objekts zu bestimmen. Derartige Auswertealgorithmen stehen zahlreich zur Verfügung, insbesondere auch in sehr robusten Ausführungsformen, die gegenüber suboptimalen Erfassungsbedingungen der ausgewerteten Messwerte wenig sensibel sind.
Vorzugsweise werden über jeden Verlauf des erfassten Leistungsmaßes auftretende Änderungen des erfassten Leistungsmaßes auf eine über den jeweiligen Verlauf hinweg auftretende Gesamtänderung des Leistungsmaßes normiert. Dies kann konkret dadurch realisiert werden, dass alle Änderungen durch die Differenz zwischen dem Leistungsmaß bei vollständig unverschattetem Photovoltaikgenerator und vollständig verschattetem Photovoltaikgenerator dividiert werden. Werden nur Änderungen des erfassten Leistungsmaßes betrachtet, entfällt eine Werteverschiebung durch das Leistungsmaß des vollständig verschatteten Photovoltaikgenerators. Wenn jedoch der Verlauf des erfassten Leistungsmaßes als solcher betrachtet und dazu normiert werden soll, ist zuerst das Leistungsmaß bei vollständig verschattetem Photovoltaikgenerator von dem erfassten Leistungsmaß abzuziehen und erst dann das Ergebnis der Subtraktion durch die Gesamtänderung zu teilen.
Die Kantenrichtung der jeweiligen Schattenkante kann z. B. mit einer Kamera, aus zeitlichen Verläufen von Signalen mehrerer punktförmiger Strahlungssensoren in bekannter Anordnung, aus zeitlichen Verläufen von erfassten Leistungsdaten mehrerer Photovoltaikgeneratoren in bekannter Anordnung und/oder aus von extern bereitgestellten Wetterdaten ermittelt werden. Dabei kann auf Verfahren zurückgegriffen werden, wie sie aus der DE 10 2010 037 582 A1 bekannt sind. Die Anordnung der mehreren punktförmigen Strahlungssensoren oder Photovoltaikgeneratoren muss dabei nur modulo Spiegelungen, Drehungen und Stauchungen bekannt sein, soweit es ausschließlich um die Ermittlung der Kantenrichtung der jeweiligen Schattenkante geht. Wenn auf derselben Datenbasis auch auf eine Kantenquergeschwindigkeit der jeweiligen Schattenkante geschlossen werden soll, muss die jeweilige Anordnung jedoch vollständig bekannt sein.
Die Kantenquergeschwindigkeit der jeweiligen Schattenkante kann auch aus dem mit der über den Photovoltaikgenerator hinweg wandernden jeweiligen Schattenkante verbundenen zeitlichen Verlauf des erfassten Leistungsmaßes geschlossen werden. Dies gilt zumindest dann, wenn die Abmessungen des Photovoltaikgenerators bekannt sind. Umgekehrt können die Abmessungen des Photovoltaikgenerators bei aufgrund anderer Informationen bekannten Kantenquergeschwindigkeiten der Schattenkanten im Rahmen des erfindungsgemäßen Verfahrens ebenso ermittelt werden wie seine Ausrichtung.
In einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird mit einer Kamera, aus zeitlichen Verläufen von Signalen mehrerer punktförmiger Strahlungssensoren in bekannter Anordnung und/oder aus zeitlichen Verläufen von erfassten Leistungsmaßen mehrerer Photovoltaikgeneratoren in bekannter Anordnung und/oder auch aus dem Verlauf des erfassten Leistungsmaßes des jeweiligen Photovoltaikgenerators selbst eine ein Maß für die Kantengeradheit und/oder ein Maß für den Kantenkontrast umfassende Kantenqualität ermittelt. Der zeitliche Verlauf des erfassten Leistungsmaßes, der mit der über den Photovoltaikgenerator hinweg wandernden jeweiligen Schattenkante verbunden ist, wird bei dieser Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens nur dann hinsichtlich der interessierenden Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators ausgewertet, wenn die Kantenqualität einen vorgegebenen Mindestwert erreicht. Hierdurch wird die Aussagekraft des erfindungsgemäßen Verfahrens sichergestellt, bei dem es gerade darauf ankommt, welche Leistungsfähigkeit der Photovoltaikgenerator im aktuellen Bereich der Schattenkante aufweist, was sich aus dem erfassten Leistungsmaß nur dann ableiten lässt, wenn die zugehörige Lage der Schattenkante genau definiert ist. Die Kantengeradheit und der Kantenkontrast wirken sich offensichtlicher Weise nicht nur auf die Aussagekraft des erfindungsgemäßen Verfahrens aus und können so leicht anhand Ihrer Auswirkungen zum Beispiel auf die Verläufe von erfassten Leistungsmaßen mehrerer Photovoltaikgeneratoren in bekannter Anordnung erfasst und beurteilt werden.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren können nicht nur die mit führenden Schattenkanten, d. h. mit Vorderkanten von Wolken, sondern auch die mit nachlaufenden Schattenkanten, d. h. mit Hinterkanten von Wolken, verbundenen zeitlichen Verläufe des erfassten Leistungsmaßes ausgewertet werden. Bei gleicher Kantenqualität sind die zeitlichen Verläufe des erfassten Leistungsmaßes in beiden Fällen von gleicher Aussagekraft in Bezug auf die interessierende Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators. Die jeweilige führende oder nachlaufende Schattenkante ist natürlichen Ursprungs sein, d. h. von einer Wolke verursacht.
Bei einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens werden in zeitlichen Abständen für den Photovoltaikgenerator ermittelte Leistungsdichteverteilungen miteinander verglichen. Unterschiede zwischen den Leistungsdichteverteilungen, d. h. zum Beispiel mit der Zeit aufgetretene lokale Abnahmen der Leistungsdichte, weisen auf lokale Verschattungen durch verschobene, errichtete oder gewachsene Objekte, Verunreinigungen oder Defekte hin. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren können diese Ereignisse so lokalisiert werden, dass ihnen gezielt durch z. B. Reinigung oder Reparatur begegnet werden kann.
Bei lokalen Einbrüchen der Leistungsdichteverteilung auch gegenüber einer nicht gemessenen, sondern aufgrund anderer Daten erwarteten Leistungsdichteverteilung können bei dem erfindungsgemäßen Verfahren Hinweise auf defekte Teile des Photovoltaikgenerators an bestimmten Orten des Photovoltaikgenerators ausgegeben werden. So kann beispielsweise auch ein Fehlen einer Solarzelle, die grundsätzlich vorhanden sein sollte, festgestellt werden.
Wenn Abhängigkeiten der ermittelten Leistungsdichteverteilung vom Sonnenstand ermittelt werden, können unterschiedliche Ausrichtungen der Solarmodule des Photovoltaikgenerators erkannt und bestimmt werden. Die Leistung eines Solarmoduls variiert mit dem Einstrahlwinkel, d. h. dem Einfallwinkel der Sonnenstrahlen und hat bei senkrechtem Einfall des Sonnenlichts ein Maximum. Die Solarmodule, die bei einer mit dem Sonnenstand variierenden Leistungsdichteverteilung jeweils die höchste Leistungsdichte aufweisen, sind jeweils so ausgerichtet, das sich der günstigste Einstrahlwinkel ergibt. Zudem können aus den Abhängigkeiten der ermittelten Leistungsdichteverteilung vom Sonnenstand zum Beispiel lokale Verschattungen des Photovoltaikgenerators durch in seiner Nähe befindliche schattenwerfende Objekte festgestellt werden, die sich nur bei niedrigem Sonnenstand auswirken.
Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht es erstmalig, aus Messwerten eines Leistungsmaßes, die für den jeweiligen Photovoltaikgenerator in seiner Gesamtheit gemessen werden, die Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators zu ermitteln. Insoweit ist eine aus solchen Messwerten ermittelte Leistungsdichteverteilung ein neues Verfahrensprodukt.
Entsprechend ist eine erfindungsgemäße Überwachungsvorrichtung für einen flächig ausgedehnten Photovoltaikgenerator, die ein Leistungsmaß für die von dem Photovoltaikgenerator generierte elektrische Leistung erfasst, so ausgebildet, dass sie aus dem erfassten Leistungsmaß eine Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators ermittelt. Insbesondere ermittelt die erfindungsgemäße Überwachungsvorrichtung die Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren aus dem erfassten Leistungsmaß. Die Leistungsdichteverteilung kann dann mit einem Referenzwert, beispielsweise einer früher erfassten Leistungsdichteverteilung, abgeglichen werden, um auf Fehler hinweisende Unterschiede mit räumlicher Auflösung festzustellen.
Die vorliegende Erfindung ist auf Photovoltaikgeneratoren sehr unterschiedlicher Größe anwendbar. Sie erlaubt die Bestimmung einer Leistungsdichteverteilung des jeweiligen Photovoltaikgenerators mit hoher räumlicher Auflösung sowohl bei kleinflächigen als auch bei großflächigen Photovoltaikgeneratoren. So kann der Photovoltaikgenerator nur ein einziges Solarmodul oder aber mehrere in parallel geschalteten Strings zusammengefasste Reihenschaltungen von Solarmodulen aufweisen. Die Bestimmung der Leistungsdichteverteilung von kleineren Photovoltaikgeneratoren setzt das Vorhandensein schärferer Schattenkanten voraus. Bei großen Photovoltaikgeneratoren muss das jeweilige Leistungsmaß mit besonders höherer relativer Auflösung registriert werden. Für die Umsetzung der vorliegenden Erfindung reicht aber tatsächlich das Erfassen eines einzigen Leistungsmaßes aus, um bei Berücksichtigung von Schattenkanten mit verschiedenen Kantenrichtungen die Leistungsdichteverteilung eines Photovoltaikgenerators ermitteln zu können. Die Erfindung kann daher leicht zur Überwachung von bereits vorhandenen Photovoltaikgeneratoren implementiert werden, ohne dass dazu Investitionen in Sensoren oder andere Überwachungseinrichtungen nötig wären.
Vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung ergeben sich aus den Patentansprüchen, der Beschreibung und den Zeichnungen. Die in der Beschreibung genannten Vorteile von Merkmalen und von Kombinationen mehrerer Merkmale sind lediglich beispielhaft und können alternativ oder kumulativ zur Wirkung kommen, ohne dass die Vorteile zwingend von erfindungsgemäßen Ausführungsformen erzielt werden müssen. Ohne dass hierdurch der Gegenstand der beigefügten Patentansprüche verändert wird, gilt hinsichtlich des Offenbarungsgehalts der ursprünglichen Anmeldungsunterlagen und des Patents Folgendes: weitere Merkmale sind den Zeichnungen - insbesondere den dargestellten Geometrien und den relativen Abmessungen mehrerer Bauteile zueinander sowie deren relativer Anordnung und Wirkverbindung - zu entnehmen. Die Kombination von Merkmalen unterschiedlicher Ausführungsformen der Erfindung oder von Merkmalen unterschiedlicher Patentansprüche ist ebenfalls abweichend von den gewählten Rückbeziehungen der Patentansprüche möglich und wird hiermit angeregt. Dies betrifft auch solche Merkmale, die in separaten Zeichnungen dargestellt sind oder bei deren Beschreibung genannt werden. Diese Merkmale können auch mit Merkmalen unterschiedlicher Patentansprüche kombiniert werden.
Die in den Patentansprüchen und der Beschreibung genannten Merkmale sind bezüglich ihrer Anzahl so zu verstehen, dass genau diese Anzahl oder eine größere Anzahl als die genannte Anzahl vorhanden ist, ohne dass es einer expliziten Verwendung des Adverbs „mindestens“ bedarf. Wenn also beispielsweise von einem Element die Rede ist, ist dies so zu verstehen, dass genau ein Element, zwei Elemente oder mehr Elemente vorhanden sind. Diese Merkmale können durch andere Merkmale ergänzt werden oder die einzigen Merkmale sein, aus denen das jeweilige Erzeugnis besteht.
Die in den Patentansprüchen enthaltenen Bezugszeichen stellen keine Beschränkung des Umfangs der durch die Patentansprüche geschützten Gegenstände dar. Sie dienen lediglich dem Zweck, die Patentansprüche leichter verständlich zu machen.
Figurenliste
Im Folgenden wird die Erfindung anhand in den Figuren dargestellter bevorzugter Ausführungsbeispiele weiter erläutert und beschrieben.

1 illustriert schematisch das Wandern einer von einer Wolke verursachten Schattenkante über einen Photovoltaikgenerator.
2 illustriert den zeitlichen Verlauf der von dem Photovoltaikgenerator gemäß 1 abgegebenen elektrischen Leistung, während die Schattenkante gemäß 1 über ihn hinweg wandert.
3 ist eine Auftragung der Änderung der Leistung gemäß 2 über der Zeit.
4 illustriert einen Messaufbau für ein computertomographisches Verfahren nach dem Stand der Technik.
5 illustriert ein mit dem Aufbau gemäß 4 gemessenes Messsignal.
6 zeigt den zeitlichen Verlauf der elektrischen Leistung gemäß 2 nach Normierung; und
7 zeigt ein Flussdiagramm des erfindungsgemäßen Verfahrens.

FIGURENBESCHREIBUNG
Der Zug von Wolken über einen Photovoltaikgenerator führt zu einem Abschwächen der von dem Photovoltaikgenerator generierten elektrischen Leistung. Das Maß der Abschwächung zwischen Maximalleistung ohne jegliche Verschattung des Photovoltaikgenerators und Minimalleistung bei Totalverschattung des Photovoltaikgenerators ist dabei näherungsweise proportional zu dem Anteil der Fläche der Solarmodule des Photovoltaikgenerators, die zu dem jeweiligen Zeitpunkt durch eine den Photovoltaikgenerator verschattende Wolke verschattet sind. Die Proportionalität gilt streng für eine homogene Verteilung der Fähigkeit der Solarmodule des Photovoltaikgenerators, Licht in elektrische Leistung umzuwandeln. Umgekehrt enthalten Abweichungen von der Proportionalität Informationen über Inhomogenitäten der Fähigkeit des Photovoltaikgenerators, Licht in elektrische Leistung umzuwandeln. Dies nutzt die vorliegende Erfindung aus, um die Verteilung dieser Fähigkeit zu ermitteln, die hier auch als Leistungsdichteverteilung bezeichnet wird.
1 illustriert schematisch einen in der x-y-Ebene ausgedehnten Photovoltaikgenerator 1. Der Photovoltaikgenerator 1 wird von einer sich mit einer Kantenquergeschwindigkeit V normal zu ihrer Erstreckung in der x-y-Ebene fortbewegenden Schattenkante 2 überstrichen. Dabei ist die Schattenkante 2 die führende Schattenkante einer hier nicht dargestellten Wolke größerer Ausdehnung. Zu einem Zeitpunkt t₀ hat die Schattenkante 2 den Photovoltaikgenerator 1 noch nicht erreicht. Zu diesem Zeitpunkt t₀ ist der Photovoltaikgenerator 1 daher noch völlig unverschattet. Zum Zeitpunkt t₁ erstreckt sich die Schattenkante 2 über den Photovoltaikgenerator 1, so dass dieser teilweise verschattet ist. Zum Zeitpunkt t₂ ist die Schattenkante 2 bereits über den Photovoltaikgenerator 1 vollständig hinweg gewandert, so dass er jetzt vollständig von der nachfolgenden Wolke verschattet ist.
2 illustriert den aus dem Wandern der Schattenkante 2 gemäß 1 resultierenden Verlauf der elektrischen Leistung P des Photovoltaikgenerators 1 über der Zeit t, wobei die Zeitpunkte to, t₁ und t₂ markiert sind. Zum Zeitpunkt t₀ ist die Leistung des Photovoltaikgenerators maximal. Zum Zeitpunkt t₁ ist sie wegen der Teilverschattung des Photovoltaikgenerators 1 bereits teilweise zurückgegangen. Zum Zeitpunkt t₂ ist sie auf die Minimalleistung des Photovoltaikgenerators 1 bei Totalverschattung zurückgegangen.
3 ist eine Auftragung der Änderung der Leistung P gemäß 2 über der Zeit, d. h. die Ableitung der Leistung P(t) gemäß 2 nach der Zeit. Die Änderung nimmt nach t₀ zu, bis die Schattenkante 2 gemäß 1 die gesamte Breite des Photovoltaikgenerators 1 in x-Richtung erfasst. Dann bleibt sie im angenommenen Fall einer homogenen Leistungsdichteverteilung auf einem konstanten Wert, bis sie wieder auf null zurückgeht. Die in 3 aufgetragene Änderung der Leistung mit der Zeit wird bei dem erfindungsgemäßen Verfahren unter Berücksichtigung der Kantenquergeschwindigkeit V und der Ausrichtung der Schattenkante 2 gemäß 1 genutzt, um die Lage und darüber hinaus die Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators 1 zu ermitteln.
Hierbei kommen insbesondere computertomographische Auswertetechniken zur Anwendung. Die Vergleichbarkeit der Änderung der Leistung gemäß 3 mit dem Messsignal bei einem computertomographischen Messaufbau, konkret einem Messaufbau für Transmissionstomographie, illustrieren 4 und 5.
4 illustriert, wie bei der Transmissionstomographie interessierende Objekte 3 mit einem Messstrahl 4 abgetastet werden, wobei der transmittierte Anteil I des Messstrahls 4 mit einem Strahlungssensor 5 registriert wird. Das Messsignal ist die Abschwächung l₀-l des Messstrahls 4 durch die Absorptionsfähigkeit des jeweiligen Objekts 3, wobei l₀ die Ausgangsintensität des Messstrahls 4 ist. Wenn eine Strahlungsquelle 6, von der der Messstrahl 4 emittiert wird, wie 4 zeigt, in y-Richtung verschoben wird, resultiert aufgrund der hier als homogen unterstellten Absorptionsdichteverteilungen der Objekte 3 an den Orten y₁ und y₃ die in 5 illustrierte Verlauf der Abschwächung I₀-I. Dabei spiegelt der Verlauf der Abschwächung I₀-I die Form der Objekte in der x-y-Ebene gemäß 4 und deren Absorptionsfähigkeitsverteilung wider. In 4 sind zwei Objekte 3 mit den typischen rechteckigen Abmessungen eines Photovoltaikgenerators dargestellt, die gegenüber der Richtung des Messstrahls 4 leicht verkippt sind. Hieraus resultiert genau wie bei der Leistungsänderung gemäß 3 aufgrund der gegenüber dem Photovoltaikgenerator 1 gemäß 1 leicht verkippten Schattenkante 2 ein Verlauf des Messsignals gemäß 5, der den Verlauf der Änderung der Leistung gemäß 3 genau widerspiegelt.
Ebenso wie aus dem Messsignal I₀-I gemäß 5 zusammen mit entsprechenden Messsignalen bei anderer Ausrichtung des Messstrahls 4 gemäß 4 nach computertomographischen Techniken eine Absorptionsdichteverteilung der Objekte 3 gemäß 4 bestimmt werden kann, kann bei Berücksichtigung von Schattenkanten 2 mit unterschiedlichen Ausrichtungen die Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators 1 aus den resultierenden Änderungen der Leistung gemäß 3 ermittelt werden.
Konkret geht die Computertomographie von folgender Beziehung zwischen der Absorptionsdichteverteilung f(x,y) und der erfassten Abschwächung g(θ,r) = I₀-I (θ,r) aus, wobei θ der Winkel, d. h. die Richtung des Messstrahls 4 ist, r die Lage des Messstrahls 4 in Querrichtung ist und δ die Dirac-Funktion ist: $g (θ, r) = \int \int f (x, y) δ (- x' cos (θ) - y' sin (θ) + r) d x d y$
Mit Hilfe einer Reihe von Messungen für verschiedene Werte g(θ,r) lässt sich f(x,y) rekonstruieren. Dabei gibt es für die Lösung dieses Problems eine große Anzahl von Konstruktionsverfahren, siehe „Mathematical Methods in Image Reconstruction“ von Frank Natterer und Frank Wübbeling.
Wenn man den in 2 gezeigten Verlauf der Leistung zwischen der Maximalleistung zum Zeitpunkt t₀ und der Minimalleistung zum Zeitpunkt t₂ auf 1 bis 0 normiert, wie dies in 6 illustriert ist, gilt für die zeitliche Änderung dieser normierten Leistung P̃ zu der Leistungsdichteverteilung f(x,y) des Photovoltaikgenerators die Beziehung: $\frac{d \tilde{P}}{d t} (t) \int_{- \infty}^{+ \infty} \int_{- \infty}^{+ \infty} f (x, y) δ (- x * cos (y (t)) - y * sin (y (t)) + r (t)) d x d y$
Dabei ist δ wieder die Dirac-Funktion, γ(t) ist der Winkel der jeweiligen Schattenkante 2, d. h., er zeigt die Kantenrichtung an, und r(t) gibt den aktuellen Ort der Wolkenfront in Form einer Verschiebung an, die sich aus der Kantenquergeschwindigkeit V bestimmen lässt. Mit den z. B. aus „Mathematical Methods in Image Reconstruction“ von Frank Natterer und Frank Wübbeling bekannten computertomographischen Techniken lässt sich auf dieser Basis aus der Änderung der normierten Leistung mit der Zeit die Leistungsdichteverteilung f(x,y) des Photovoltaikgenerators bei Berücksichtigung verschiedener Schattenkanten mit verschiedenem Winkel γ(t) bestimmen.
Das in 7 gezeigte Flussdiagramm des erfindungsgemäßen Verfahrens beginnt im Schritt 7 mit dem kontinuierlichen Erfassen von zeitlichen Verläufen des jeweiligen Leistungsmaßes für die elektrische Leistung des Photovoltaikgenerators. Dabei wird in einem Schritt 8 fortlaufend überprüft, ob eine Schattenkante, beispielsweise mit einer Kamera oder durch Auswertung der zeitlichen Verläufe des Leistungsmaßes detektiert wird. Falls eine Schattenkante detektiert wird, werden die mit der Schattenkante verknüpften zeitlichen Verläufe des Leistungsmaßes im Schritt 9 extrahiert. In einem folgenden Schritt 10 wird überprüft, ob die Schattenkante und entsprechend auch der resultierende zeitliche Verlauf des Leistungsmaßes einen Schwellwert eines Qualitätsmaßes erfüllt. Insbesondere die Geradlinigkeit der Schattenkante und auch der Schattenkontrast bestimmen das Qualitätsmaß. Die Auswertung eines zeitlichen Verlaufs des Leistungsmaßes ist nur dann sinnvoll, wenn eine Schattenkante mit einer Mindestgeradlinigkeit und einem Mindestkontrast vorliegt. In diesem Fall wird der jeweilige Verlauf des Leistungsmaßes in einem Schritt 11 abgespeichert. Wenn bei einer Überprüfung in einem Schritt 12 eine ausreichende Anzahl von solchen Verläufen abgespeichert ist, so dass eine Auswertung in Bezug auf die Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators 1 gemäß 1 unter Anwendung computertomographischer Technik möglich ist, werden in einem Schritt 13 die zu den zeitlichen Verläufen des Leistungsmaßes zugehörigen Kantenquergeschwindigkeiten und Kantenrichtungen ermittelt. Dann werden die Verläufe in einem Schritt 14 differenziert und normiert, bevor in einem Schritt 15 die computertomographische Auswertung erfolgt. In einem anschließenden Schritt 16 wird überprüft, ob die im Schritt 15 ermittelte Leistungsdichteverteilung bereits aussagekräftig ist oder noch fehlerbehaftet; und es wird überprüft, ob bereits andere ausreichend genaue Leistungsdichteverteilungen für einen Vergleich vorliegen. Falls dies der Fall ist, wird in einem Schritt 17 ein Vergleich zwischen der aktuellen und einer historischen Leistungsdichteverteilung angestellt. Falls dabei eine signifikante Differenz auftritt, die auf einen Fehler bei dem Photovoltaikgenerator hinweist, wird in einem Schritt 18 Alarm gegeben, indem beispielsweise der Betreiber des Photovoltaikgenerators eine Alarmnachricht erhält. Das gesamte Verfahren mit den Schritten 7 bis 18 wie in 7 angedeutet als Endlosschleife laufen.
Bezugszeichenliste

1: Photovoltaikgenerator
2: Schattenkante
3: Objekt
4: Messstrahl
5: Strahlungssensor
6: Strahlungsquelle
t0, t1, t2: Zeitpunkt
P: Leistung
P̃: normierte Leistung
I-I0: Messsignal
V: Kantenquergeschwindigkeit
7-18: Schritt

Claims

Verfahren zur Ermittlung einer Leistungsdichteverteilung eines Photovoltaikgenerators (1), - wobei ein Leistungsmaß für die von dem Photovoltaikgenerator (1) generierte elektrische Leistung (P) erfasst wird, - wobei mit über den Photovoltaikgenerator (1) hinweg wandernden Schattenkanten (2) verbundene zeitliche Verläufe (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes ausgewertet werden, - wobei die zeitlichen Verläufe (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes unter Berücksichtigung von Kantenrichtung und Kantenquergeschwindigkeit (V) der jeweiligen Schattenkante (2) ausgewertet werden und - wobei die Leistungsdichteverteilung aus den für verschiedene Kantenrichtungen ausgewerteten zeitlichen Verläufen des erfassten Leistungsmaßes rekonstruiert wird dadurch gekennzeichnet, - dass die Schattenkanten (2) von Wolken verursacht sind und - dass die Kantenrichtung der jeweiligen Schattenkante (2) - mit einer Kamera, - aus zeitlichen Verläufen von Signalen mehrerer punktförmiger Strahlungssensoren in bekannter Anordnung, - aus zeitlichen Verläufen von erfassten Leistungsmaßen mehrerer Photovoltaikgeneratoren in bekannter Anordnung und/oder - aus von extern bereitgestellten Wetterdaten ermittelt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die zeitlichen Verläufe (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes unter Berücksichtigung der Kantenquergeschwindigkeit (V) in vom Ort der jeweiligen Schattenkante mit der jeweiligen Kantenrichtung abhängige Verläufe überführt werden und dass eine mit dem Ort der jeweiligen Schattenkante in Richtung der Kantenquergeschwindigkeit (V) auftretende Änderung des erfassten Leistungsmaßes ausgewertet wird.
Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die mit dem Ort der jeweiligen Schattenkante in der Richtung der Kantenquergeschwindigkeit (V) auftretende Änderung des erfassten Leistungsmaßes analog zur Absorption eines am Ort der jeweiligen Schattenkante in der jeweiligen Kantenrichtung verlaufenden Messstrahls (4) computertomografisch ausgewertet wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass über jeden Verlauf (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes auftretende Änderungen des erfassten Leistungsmaßes auf eine über den Verlauf (P(t)) hinweg auftretende Gesamtänderung des Leistungsmaßes normiert werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, - dass - mit der Kamera, - aus den zeitlichen Verläufen der Signale der mehreren punktförmigen Strahlungssensoren in bekannter Anordnung und/oder - aus den zeitlichen Verläufen der erfassten Leistungsmaße der mehreren Photovoltaikgeneratoren in bekannter Anordnung ein Maß für die Kantengeradheit und/oder ein Maß für den Kantenkontrast umfassende Kantenqualität ermittelt wird und - dass der zeitliche Verlauf (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes, der mit der über den Photovoltaikgenerator (1) hinweg wandernden jeweiligen Schattenkante (2) verbunden ist, nur dann ausgewertet wird, wenn die Kantenqualität einen vorgegebenen Mindestwert erreicht.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Kantenquergeschwindigkeit der jeweiligen Schattenkante (2) - mit der Kamera, - aus den zeitlichen Verläufen der Signale der mehreren punktförmigen Strahlungssensoren in bekannter Anordnung, - aus den zeitlichen Verläufen der erfassten Leistungsmaße der mehreren Photovoltaikgeneratoren in bekannter Anordnung - aus dem mit der über den Photovoltaikgenerator (1) hinweg wandernden jeweiligen Schattenkante (2) verbundenen zeitlichen Verlauf (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes und/oder - aus den von extern bereitgestellten Wetterdaten ermittelt wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die mit führenden und nachlaufenden Schattenkanten (2) verbundenen zeitlichen Verläufe (P(t)) des erfassten Leistungsmaßes ausgewertet werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das erfasste Leistungsmaß aus Messwerten eines von dem Photovoltaikgenerator (1) generierten Stroms und/oder einer von dem Photovoltaikgenerator (1) bereitgestellten Ausgangsspannung ermittelt wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass in zeitlichen Abständen für den Photovoltaikgenerator (1) ermittelte Leistungsdichteverteilungen miteinander verglichen werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass bei lokalen Einbrüchen der Leistungsdichteverteilung Hinweise auf defekte Teile des Photovoltaikgenerators (1) an bestimmten Orten des Photovoltaikgenerators (1) ausgegeben werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass Abhängigkeiten der ermittelten Leistungsdichteverteilung vom Sonnenstand ermittelt werden.
Überwachungsvorrichtung für einen flächig ausgedehnten Photovoltaikgenerator (1), die ein Leistungsmaß für die von dem Photovoltaikgenerator (1) generierte elektrische Leistung (P) erfasst, dadurch gekennzeichnet, dass sie eine Leistungsdichteverteilung des Photovoltaikgenerators (1) gemäß dem Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11 aus dem erfassten Leistungsmaß ermittelt.