EP2786285A2 - Verfahren zum design eines physikalischen layouts einer photovoltaik-anlage - Google Patents

Verfahren zum design eines physikalischen layouts einer photovoltaik-anlage

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EP2786285A2
EP2786285A2 EP12790824.2A EP12790824A EP2786285A2 EP 2786285 A2 EP2786285 A2 EP 2786285A2 EP 12790824 A EP12790824 A EP 12790824A EP 2786285 A2 EP2786285 A2 EP 2786285A2
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EP
European Patent Office
Prior art keywords
tables
solar
layouts
technical
group
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP12790824.2A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Martin Bischoff
Oliver Hennig
Karl-Heinz Küfer
Kai Plociennik
Ingmar SCHÜLE
Jens Weber
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Fraunhofer Gesellschaft zur Foerderung der Angewandten Forschung eV
Original Assignee
Siemens AG
Fraunhofer Gesellschaft zur Foerderung der Angewandten Forschung eV
Siemens Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG, Fraunhofer Gesellschaft zur Foerderung der Angewandten Forschung eV, Siemens Corp filed Critical Siemens AG
Publication of EP2786285A2 publication Critical patent/EP2786285A2/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • G06F30/39—Circuit design at the physical level
    • G06F30/398—Design verification or optimisation, e.g. using design rule check [DRC], layout versus schematics [LVS] or finite element methods [FEM]
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S10/00—PV power plants; Combinations of PV energy systems with other systems for the generation of electric power
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S20/00—Supporting structures for PV modules
    • H02S20/10—Supporting structures directly fixed to the ground
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    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present invention relates to photovoltaic systems (PV systems), in terms of solar-powered power plants, their construction, their creation and their "optimization” in terms of properties of the power plant, as well as gas or coal or nuclear power plants optimized whose electrical power output is based on fossil or atomic fuels.
  • PV systems photovoltaic systems
  • Photovoltaic modules convert incident sunlight into direct current.
  • inverters DC-AC converters in the sense of inverters
  • this DC current is converted into an alternating current (the local grid frequency, ie 50 Hz or 60 Hz) with a higher voltage, and after a further increase in voltage through transformers, the current thus generated becomes fed into the power grid of an energy supplier.
  • the PV modules are not individually be ⁇ built area set up, but a larger number of Mo ⁇ dulen becomes a larger assembly, called a table summarized.
  • a table stands on several feet and can carry, for example, 100 modules that are mounted in several, eg five rows, for example, twenty modules each on it. The longer such a table, the more support he has, which may be held in the manner of a base frame in the transverse direction with struts, or may carry the solar modules in the manner of 3D grid structures.
  • a solar table would contain, for example, five strings, each with twenty electrically connected in series modules, the five strings could speak five module rows of the table ent ⁇ .
  • the strings of a table are switched in parallel in the example.
  • several solar tables are connected in parallel to an inverter input (eg as inverter).
  • inverter input eg as inverter
  • Other electrical interconnections of the modules for example according to a butterfly layout, are of course also possible.
  • a pair of strings share two adjacent rows module ⁇ . Preferred voltage ranges of the thus obtained, multiplied DC voltage (with the number of modules per
  • String may be above 500 V, preferably in the range between 700 V and 1500 V.
  • the modules can not be mounted flat (horizontally) on the table, but inclined at a certain angle of inclination from the horizontal toward the equator, as achievable by different lengths of the feet.
  • the solution is in claim 1. It is a computer-aided solution.
  • a method for creating a physical layout of a photovoltaic system at a specified Ge ⁇ Bidding is proposed.
  • the photovoltaic system is specified by a variety of technical properties.
  • the method comprises the steps of reading out more than 20 precalculated, the finished layout for the photovoltaic unit from a SpeI ⁇ cher, showing the final layout in a graphical representation such that each of the final layout is represented with at least a subset of the plurality of technical properties, Changing ranges of values of the presented technical properties to comparatively represent a changed number of finished layouts, and selecting a layout optimized from the presented properties from the changed number of finished layouts.
  • a computer-aided multi-criteria optimization (technical ⁇ shear) PV systems is proposed.
  • the concept includes a method for generating a variety of possible PV systems in a built-up area, as well as a concept for multi-criteria navigation on the generated solution set. By means of this navigation, it is possible to determine among the available layouts of constructible PV systems that which offers the best compromise from the various optimization targets.
  • a PV system with a high rated output can be set up in the best possible way.
  • the physical layout of the entire photovoltaic system is adapted to the specified area.
  • the representation of the finished layouts with the subset of the plurality of technical see properties made such that several
  • technical property scales are formed in a scale range of the graphical representation, wherein on each technical property scale the same technical
  • the multiplicity of technical properties comprises at least a first multiplicity of solar tables arranged side by side and / or behind one another, each with solar cells carrying surface, the electrical
  • DC generate, a second plurality of DC-AC converters, which is supplied to the direct current generated by the solar tables via cables, and at least one transformer station, which is supplied to a high-voltage AC voltage from the DC-AC converters via lines.
  • the plurality of technical features include an array of all solar tables in the specified area, a placement of the DC-AC converters, cable and track guideways, and a location of the at least one substation.
  • the plurality of technical characteristics comprises groups of solar tables, wherein each group of solar tables is associated with a DC-AC converter.
  • each DC-AC converter is not more than one group of the first plurality of
  • the second plurality of DC-AC converters is smaller than the first plurality of
  • Each DC-AC converter is powered by its own associated group of solar tables generated electrical DC supplied via cables, each group of
  • Solar table does not contain more than half of the first variety of solar tables and / or a nominal capacity of one
  • the at least one transformer station is supplied with the high-voltage AC voltage of at least a first group of DC-AC converters via lines.
  • Photovoltaic system has a nominal output above 2 MW.
  • a limit can be set on one or both sides of a technical property scale in order to only highlight the finished layouts in the coordinate area by a marking whose technical property value is set within the limited property scale
  • two technical property scales are jointly adjustable on one side or on both sides with a respective limitation.
  • the one-sided or double-sided boundary is removed again in order to represent the more than 20 finished layouts in the coordinate area again uniformly.
  • two fundamentally different types of finished layouts in the coordinate area are represented by a different marker each, and are located over at least two of the technical features, each along a coordinate axis, around the two types of final layouts over the two technical layouts
  • a basic type has a more robust, less susceptible to interference in construction
  • one DC-AC converter is associated with only one solar table per ever.
  • the second plurality is less than 50% of the first plurality, in particular less than 10%.
  • a method for designing a photovoltaic system to be constructed with a nominal power above 2 MW or for providing a physical layout of the photovoltaic system in a specified area is proposed.
  • the photovoltaic system or the layout made to ⁇ least from (i) a first plurality of adjacent capped tables with solar cells bearing area, which produce as a solar lartician DC electric current to a first voltage level, (ii) a lower plurality of DC-AC converters, in particular inverters, wherein each DC-AC converter is supplied with or supplied with solar energy-generated direct current from an associated group of solar tables via cables, wherein each group of solar tables does not contain more than half of the first plurality of solar tables and / or a rated power and (iii) at least one transformer station, to which high voltage AC voltage supplied to at least a first group of DC-AC converters can be supplied via lines, or at least one half of a rated power of the DC-AC converter assigned to the group is fed to the technical specification
  • the at least twenty finished layouts of photovoltaic systems are represented or plotted in a graphical representation that each of the layouts and thus each associated photovoltaic system with ⁇ at least their rated power and / or their first plurality of solar tables and their smaller number of DC-AC converters is represented as technical properties, to select from among at least ⁇ these characteristics to compare and / or to restrict a range of a property shown.
  • a DC-AC converter has a rated power between 1kW and 1MW, and / or a solar module has a rated power above 200W, and / or a solar table has between 15 and 100 modules, and / or a table has one Rated power above 3kW, in particular between see 20 kW and 50 kW.
  • the solar cell-carrying surface of each of the tables is inclined, in particular at a fixed, equal angle for all tables.
  • the angle (9 ⁇ ) is an acute angle, in particular in an angular range between 15 ° and 45 °.
  • the rated power of a respective group of solar tables at the nominal power of the group respectively associated DC-AC converter detects a Be ⁇ range from ⁇ 30%, preferably ⁇ 10%, compared to an exact matching of the power ratings.
  • the rated power of a group of solar tables is more than 100% greater than the rated power of the DC-AC converter assigned to the group.
  • the actual layouts of the photovoltaic systems are not plotted in the graphical representation, only technical properties of these.
  • the first clamping ⁇ -voltage level of DC voltage is less than 1,500 V.
  • the memory module is a database.
  • each of the lesser plurality of DC-AC converters has less than 10% of the number of tables associated with an entire PV system.
  • At least some of the groups of DC-AC converters in a loop are electrically connected to the transformer station. In embodiments of the method, more than 80% of the electrical cable length in the layout of each PV system is DC cable, the remainder being AC lines.
  • a method of displaying a large number of more than twenty finished layouts of photovoltaic panels on a screen to assist a user in designing a photovoltaic system to be constructed having a rated power in excess of 2MW or to provide a buildable physical layout photovoltaic system in a specified area.
  • the layout or the photovoltaic system consist at least of (i) a first plurality of juxtaposed tables with solar cell-carrying surface, which generate electric DC at a first voltage level above 500 V as solar tables, (ii) a smaller second plurality of DC-AC converters , in particular inverters, wherein each DC-AC converter generates in each case solar energy-generated direct current of not more than one assigned subgroup of the entirety of the solar component.
  • the on-site photovoltaic system can be fed or supplied via DC cable, and (iii) at least one transformer station, in the voltage to the first voltage level high AC voltage from the DC-AC converters via AC lines are fed.
  • the large number of finished layouts of photovoltaic systems is stored in a memory.
  • the finished layouts are presented or plotted in a graphical screen display with a variety of their technical properties, that several technical property scales are formed in a scale range and the same technical property of the large number of finished layouts of photovoltaic systems is plotted on each technical property scale.
  • a coordinate area of each photo-voltaic system is represented by a mark and locates on to ⁇ least two of its technical characteristics in the coordinate area.
  • each of the layouts and thus each associated photovoltaic system with at least its rated power and / or its first plurality of solar tables and / or their small number of inverters are represented as technical properties on the technical property scales, for at least these properties coordinate axes in the coordinate range in particular controlled from a third area of the screen display.
  • each of the layouts stored in the memory over at least the technical characteristics (i) to (iii) and a number and arrangement of all solar tables in the specified area, a number and placement of all transducers is an assignment of each subset of solar tables to its converter, all web guides of the DC cables and all web guides of the AC lines as well as the location of the transformer station defined.
  • a method for displaying a large number of more than twenty finished layouts of photovoltaic were proposed on a screen display to assist a user in designing a photovoltaic system to be constructed with a rated power in excess of 2 MW, or in providing a buildable physical layout of the photovoltaic system in a specified area.
  • the layout or the photovoltaic system consist at least of (i) a first plurality of tables arranged side by side and in succession, each having solar cells, which generate electric direct current as solar tables, (ii) a second plurality of DC-AC converters, in particular inverters, which direct current generated by solar energy from the solar tables via DC cable is supplied or is supplied, and (iii) at least one transformer station, in the voltage high AC voltage from the converters via AC lines are fed or supplied.
  • the large number of finished layouts of photovoltaic systems is stored in a memory retrievable.
  • each photovoltaic system is represented by a marking and localized via at least two of its technical properties in the coordinate region of the graphical display screen.
  • a method for the design of a photovoltaic system to be built with a nominal power above 2 MW or to provide a physical layout of the photovoltaic system in a specified area proposed, the photovoltaic system with (i) a first plurality fantasyein ⁇ other and successively mounted tables, each with Solar cell-bearing surface, which generate as a solar table electrical DC, (ii) a second plurality of DC-AC Transducers, in particular inverters, which generated by solar energy direct current from the solar tables on DC cable is supplied to or supplied to, and (iii) at least one transformer ⁇ station, which can be fed in the voltage boosted AC voltage of the transducers over the AC lines, or fed become.
  • the large number of finished layouts of photovoltaic systems is stored in a memory (30).
  • the final layout in a graphical screen display are shown with a large number of their properties such or applied to a number of technical own ⁇ shaft scales are formed in a scale range of the graphic screen display and on each performance properties scale the same technical feature of
  • large number of finished layouts is applied by photovoltaic systems.
  • each photovoltaic system is represented by a Mar ⁇ k ist and located at least two of its technical characteristics ⁇ rule in the coordinate region of the graphic screen display.
  • one DC-AC converter is associated with only one solar table per ever.
  • the second plurality is less than 50% of the first plurality, in particular less than 10%.
  • the starting point and destination of the PV system is the outline of an area (as a specified area), with the north direction usually being drawn on top (oriented in this way).
  • PV systems Due to the large number of degrees of freedom, a large range of possible PV systems results on a specified area to be cultivated.
  • the individual systems behave differently with regard to various decision-relevant technical properties, which often directly correspond to the optimization goals (by being maximized or minimized). These include, for example, the (technical) Nominal Leis ⁇ processing plant, the (technical) annual yield (energy produced in kWh - kilowatt hour), the technical effort (arrival number of required components, complexity of interconnection) and the expenditures for installation and maintenance of the equipment (robustness or sensitivity).
  • the size of the individual technical properties (and thus the fulfillment of the optimization goals) of a PV system depend in a complex manner on technical parameters.
  • the technical characteristics are also influenced by the topology (slopes or gradients) of the specific area, the course of the sun, the latitude at the location of the specific area and the typical course of weather over the area.
  • module type and inverter type as an example of a DC-AC converter.
  • the generation of the variety of PV systems themselves can be configured, meaning it can be made a ⁇ technical degrees of freedom. For example, it can be determined how many solar table columns are in a column group and which column groups extend over the specified area.
  • solar tables each of which generates direct current when exposed to sunlight on a photosensitive surface. This surface are solar cells, organized in modules.
  • the next organization is the arrangement of the solar tables that are not at their evenly throughout the designated area plat ⁇ but seen from the large number of localized technical sizes are placed depends, so their distances, their columns organization and its allocation to certain DC AC Converters that are present in a lesser variety.
  • Each of these transducers receives power at a plurality of solar tables forming a group therewith. Such a group has fewer solar tables than the whole of the solar panels of the entire PV system.
  • the assignment of the rated power of a respective group of solar tables to a converter can also be an indication of the number of associated tables.
  • One possible design is to adjust the nominal power of the group of solar tables to the rated power of the DC-AC converter. But this technical interpretation is not always the ceremonies that make foreseeable that solar cells are significantly cheaper, and it is assumed that DC-AC converters today are already relatively mature and hardly fluctuating in price development, so it is technically smart, more solar tables to assign a DC-AC converter whose nominal load is allowed.
  • a first inverter does not receive more than half of the totality of the solar tables and a second inverter no more than the other half of the solar tables.
  • a group of inverters is then formed and an equal number of groups of solar tables are formed.
  • the group of inverters carries the converted energy, transferred from DC to AC and boosted to the voltage level, to a transformer station.
  • This transformer station forwards the AC voltage to a grid in the voltage of the location at which the PV system is built.
  • the INTR ⁇ gene which guide the AC power from the inverters to the transformer station, designed as a ring line, which leads to an increased certainty Si are preferred. If the loop is separated at one point by ⁇ , all DC-AC converter can nevertheless perform their electricity transformer station of the rump ring.
  • the cable length for the AC cable is significantly smaller, compared with the necessary cable length for interconnection and for connecting the solar tables.
  • the claimed number of more than 80% in favor of DC cables can also be above 90% in power plants. This also applies if loop lines are used for the AC lines.
  • a large number of finished layouts of photovoltaic systems are required, with the large number comprising a number of more than 20, usually more than 100 finished layouts.
  • the size of this number determines the number of alternatives that fit the specified area where the PV system will stand.
  • Each layout of a photovoltaic system is precisely specified by technical parameters, namely specific number and arrangement of all solar tables in the PV system that matches the specified area, the An ⁇ number and placement of all DC-AC converter, assigning each group of solar tables to their DC-AC converter, all Bahns - tion of DC cables and all web guides of AC lines, as well as of course the location of the transformer station.
  • the PV system is technically specified, it has a nominal Leis ⁇ tung, rewrite an income and many other technical sizes they (abstract). Not the concrete layout of the system is displayed on the screen, but the technical characteristics of the actual layout. All of these large numbers of PV systems are stored in a memory module so that they can be retrieved and displayed, but not specifically in their design, but abstractly in their technical properties.
  • each layout and therefore each PV system has at least one rated power, which is named P.
  • the PV system 100 has, for example, tung Leis ⁇ P 100.
  • a first plurality of solar tables is of a size which is technically determined and plotted. If the number of tables is N, the number of Ti ⁇ sche in the PV system 100 N 100.
  • a smaller number of DC-AC converters results from the group formation of the solar tables and the assignment of a respective group of solar tables to a respective DC-AC converter. This number is designated for the 100 MW power plant with M100.
  • the solar tables have a surface carrying the solar cells or a framework which supports the solar cells. They can be oriented horizontally or inclined, usually they are arranged at the same inclination for an entire PV system. This inclination can be in an angle range between 15 ° and 45 °. It depends on the latitude at which the PV power plant is built. The area of the solar cells, usually organized in modules, is aligned to the equator to the south and the further north the PV power plant is built, the stronger the inclination of the solar cell tra ⁇ ing ridge (or area).
  • a common formation of the solar modules and their electrical circuit is positioned so that the first voltage level of the DC voltage-DC ⁇ that is taken up by the DC-AC converters, is not higher than 1,500 V, in particular greater than 500 V.
  • Figure 1 shows a structure of the computer system with a
  • Figure 1.1 is a perspective view of a table
  • Figure 1.2 is a side view of Figure 1.1, wherein two Ti ⁇ cal Ti and T2 are shown spaced apart to the right and the distance d is designated.
  • the second table T2 rep ⁇ räsentiert is lower, by its foot t 2 ', and further away from the first table Ti, characterized by the distance d'.
  • FIG. 2 is a topology of a region 100a on which the
  • PV power plant a photovoltaic system, for example, 100, is to be built and built. This area is represented by contour lines in its topology.
  • 100a * represents the gray scale values between 90 m and 120 m.
  • FIG. 2.1 is a layout 100 of a first PV system which is represented here by a multiplicity of tables T n , for example beginning with the tables ⁇ , T 2 (bottom left). The course of the table is organized in columns, one table has a given width and another table has a certain distance d from the previous table, as indicated by the figure
  • FIG. 2.1 The PV system of Figure 2.1 has 1685 solar tables.
  • Figure 2.2 shows a second PV array 101, also represented by their solar tables and the arrangement of these So ⁇ lartician T n, wherein the area 100a is the same.
  • This layout of a PV system has 1719 solar tables.
  • Figure 2.3 has 1671 solar tables and represents the PV system
  • Figure 2.4 is an enlarged detail of Figure 2.1 in the region of the lower inner corner at b ⁇ , wherein the Inver ter Ii 3 is not yet placed, but only solar tables are shown.
  • Figure 2.5 shows an enlarged segment of the same area of Figure 2.1, here with placed inverter I13, which has been placed at the position of a table, especially the Solarti ⁇ ULTRASONIC Ts4i.
  • Figure 2.6 shows a wiring (in the sense of an electrical
  • Figure 2.7 illustrates an enlarged detail, the illustrated more precisely illustrates the area below the transformer station W and the more accurate An ⁇ circuit, the individual solar tables shows in this Ge ⁇ Bidding, wherein the electrical interconnection the right column group of inverters I31, I30, I29 (and others) via the electrical loop LI is illustrated.
  • Figure 3.1 shows a representation of the screen 34 of FIG.
  • Figure 3.2 is the representation of Figure 3.1 with a restriction on the scale 41.
  • Figure 3.3 is the illustration of Figure 3.2 with a second, additional restriction on the scale 42.
  • Figure 3.4 is another setting of the scales in area 35 and another selection of two technical properties in coordinate area 34a.
  • FIG. 4.1 shows a scenario comparison with two basic types of layouts of PV systems in the two counter-hatched areas 51, 52 that overlap in area 53.
  • FIG. 10 shows three images of a real existing PV plant, on which the area occupied by solar table T n can be seen, the distance d of the solar table can be seen and its adaptation to the topology course, as well as the placement of inverters I m in each case a whole group of solar tables is assigned.
  • FIG. 11 shows a schematic flowchart of an embodiment of a method for providing a physical layout of a photovoltaic system in a specified area.
  • FIG. 1 shows a memory module 30 in which a multiplicity of layouts are stored digitally. This memory can ⁇ example, be designed as a database.
  • the screen display 34 which may be an expression or display on a display, having at least two ago ⁇ pre hobene areas, a coordinate region 34 and a shaft portion 35 in which a plurality of parallel axes, shown as graphically represented slider (axis with graphical shift buttons ) are applied.
  • the layouts of the PV systems which are held in the memory module 30 for computer-assisted read-out by the computer 32 and suitable representations on the display device 34 can also be calculated and stored by this same computer 32.
  • the first calculator 31 for the prediction or precalculation of the layouts is then unnecessary.
  • the solar tables T n which are shown in the example as two tables ⁇ and T 2 in FIGS. 1.1 and 1.2, are those which carry a plurality of solar cells 20 on one surface. These solar cells can be organized differently.
  • common organizations are designed so that several rows 21, 21a, 21b, 21c, 21d are organized by solar modules and placed all over the top of the table Tl. They are electrically interconnected on the underside, either all the solar modules of a row in series or alternately by interleaving different modules from adjacent rows 21, 21a and series formation.
  • each solar module 21, 22, 23 can be added, so that a voltage along a "string", eg. 21 or 21a is formed which corresponds to the residual stress of a module, multiplied by the number of maral ⁇ ended modules in series.
  • the DC voltage formed thereby which is not changed by parallel switching of the plurality of strings, but is only increased in their deliverable current is currently not common systems above 1,500 V. It is a DC voltage that is generated by the incoming solar energy.
  • the various rows 29, 29a, 29b (and others) are placed on an inclined surface in the example shown. This inclination can vary depending on the location of the PV system. It can also be close to 0 ° if the solar tables T are placed near the equator.
  • the solar system has a low angle of inclination to counteract a Versehring and drain, for example, water.
  • a Versehring and drain for example, water.
  • Nei ⁇ supply angle near 0 ° will usually above 10 °, to achieve a self-cleaning ⁇ when water hits up to the solar cells 20 and flow out.
  • the solar panels 20 are aligned to the south (to the equator) and have preferred in the entire PV system the same inclination.
  • This tendency is a technical property value to the shading angle (Schattenwin ⁇ kel) ⁇ x (sigma) can be added, which may be the same for a total ⁇ system.
  • This angle is represented as ⁇ 'i (sigmal) in FIG. 1.2 and extends from the upper edge of a table to the lower edge of the following table T 2 .
  • This angle defines the distance between the two tables Ti and T2 shown in FIG. 1.2, which also depends on how the topology changes.
  • the saddle-mounted on a frame fabric with the So ⁇ larzellen 20 is either on multiple feet or on a frame that is stabilized by transverse beams qi in the transverse direction.
  • the example shown two feet ti and t 2 contribute with their different length to the Nei ⁇ supply angle 3 (theta) at.
  • the cross-country race Bi changed at too occupying FLAE ⁇ che, as shown in Figure 1.2, (by the shading angle Ji (sigmai) the distance of the tables changed specified, from one another.
  • the next stage is in egg ⁇ nem distance d 'is placed when the terrain downstream changed ⁇ changed, as shown at B2.
  • the associated foot t 2' is deeper and by the predetermined shading angle, the distance d 'relative to the shorter distance d changes when the area Bi on same altitude remains.
  • a specified area 100a is shown, which is the location and area of the photovoltaic installation to be constructed and erected.
  • This specified area consists of two contiguous rectangles 100a 'and 100a ".
  • contour lines There are drawn contour lines. The contour lines distributed highlights are also useful for intelligibility Hérange ⁇ subjected.
  • a height scale 100a * (between 90m and is shown in increments of Sm 120m of the gray value the height corresponds to the corresponding gray value in the specified area) 100a.
  • the associated, delimited by two contour lines area 100b' is ersicht ⁇ Lich and runs from north to south.
  • 100a is a very high altitude, smaller area 100b", whose height is plateau at 122m (gray scale corresponding to the upper end of the height scale 100a *). This specified area is from the edge 99 of the two
  • Rectangles are predetermined and limited and will be built on a photovoltaic system 100.
  • PV system 100 involves the distribution of a large number of solar tables in a specified (mostly spatially limited) area with the aim of optimizing a large number of PV criteria
  • An example of such a photovoltaic system on approximately 70 hectares is depicted at www.siemens.com/photonews/pn201105d
  • This plant produces 31MW of solar cells
  • “Google Earth” is the plant under construction from above under the coordinates 44.009420, 6.015299 (at 04190 Les Mees, France), also shown here in Figure 10. Table rows and columns are still there in the structure, but the - by no means straight-lined - boundaries of the specified area are clearly visible (brown- green transition) .
  • the real tables are represented by short line pieces, lined up along a first column, and a second column of tables is arranged at a distance "a" next to it, and formed parallel. There is a multitude of symbo- between the first four columns of parallel tables T, and there are real distances b, each separating (spaced) a first group of table columns from a second group of table columns.
  • the PV system 100 is not shown in Figure 2.1, but only represented by the location of tables T, by the location of inverters I, represented by explicitly named inverters Ii, I 1 2 and I M , respectively m is the control variable and a transformer station W.
  • Figure 2.1 represents a PV installation 100 with 1685 solar tables, all of which are covered with panels 20, which are connected on a jewei ⁇ time solar table in strings in series and meh ⁇ eral of the strings are parallel to the solar table. This results in voltages in the range between 700 V and 1500 V, preferably in the voltage range between 800 V and 1000 V DC.
  • the placement of the solar tables, the arrangement of the inverters (black rectangles) and the spatial configuration of the columns for filling the area 100a represent the design and thus the physical layout of the power plant 100.
  • a transformer station W shown separately is located in the inner corner between the small and the larger rectangle.
  • the inverters themselves are fed the DC cables of the individual tables, either grouped or sub-grouped or organized into networks.
  • a jewei ⁇ celled group of tables is associated with an inverter and the DC cable of this group is supplied to this inverter.
  • the group Gi which has a different shade of gray than the inverter I 2 supplied group G 2 (above the group Gi).
  • G M of tables more groups can be identified by the different shades of gray in the solar tables, so the top which extends over two column groups.
  • the solar tables thus form subgroups, each of which feeds (only) one inverter with solar-generated DC current.
  • the table subgroup can therefore also be called "inverter area", eg G M -i (symbolized with dots).
  • An inverter I m can also solar tables over more than one
  • each column group Because of the width of each column group, it is also defined how many tables are to be arranged side by side in the transverse direction (arranged). It is to be assumed that in the transverse direction, the number of tables is always arranged side by side and in alignment, which is assigned to the column group. Visible is relatively straight linig extending in figure 2. Ida, middle area 100b "of the second column ⁇ group associated (lower left table T250) has placed five table columns side by side.
  • a closer arrangement of the solar tables can be seen for example in the fourth column group (left below the inner corner with the transformer station W), which is based on an increase in the terrain 5, and subsequent dropping of the topology leads to larger distances of the individual tables along a respective column.
  • FIG. 2.2 An embodiment of another power plant 101 can be seen from FIG. 2.2.
  • This photovoltaic system 101 has n 1719 Solar ⁇ tables T and works with eight column groups is different or ⁇ ganinstrument and has no column groups with five tables next to each other, but column groups with a maximum of four side by side tables.
  • the layout of the power plant 101 promises to yield a higher yield, although more area swallowing vertical column distances b are present.
  • the groups of columns are not so wide, and thus the tables with their
  • FIGS. 2.1, 2.2 and 2.3 show at least three layouts or technical specifications, or physical layouts of three PV systems with a power above 2 MW. Further such can be created and are also created, so that a plurality of predetermined and defined in the exact design power plants are held in a memory, for example as a database 30 and stored.
  • These predefined PV systems are calculated by a first computer 31 and stored in said database 30.
  • a second computer 32 reads out these predefined PV systems and displays them on a graphic display 34.
  • the representation may vary, it consists of a representation of the plurality, preferably of all the PV systems contained in the database, but not in their spatial / geometric formation (their physical layout), but in a representative representation in the coordinate area 34a, in the example so illustrated that there each point shown (as an example egg ⁇ ner mark) representative of a PV power plant (a PV system 100,101,102, ...) is.
  • sliders graphics sliders
  • technical properties of the power plants are represented in the scale area 35, which are represented symbolically in the image area 34a by only one point.
  • the precalculated solutions are meaningful but are not the best solutions in every way.
  • the precalculated, in the memory 30 (data base) stored solutions deal with the land on which the plant is built, they deal with the table placement, carried the table for table, they are concerned with an inverter region (the hard ⁇ interpretation of a area, which includes a group of tables, which may also be split-group), as well as the placement of inverters, and they deal with electrical wiring, affecting both the AC and DC cables ,
  • the electrical interconnection includes the routing of the cables / cables and also the dimensioning of the cables / cables.
  • GJB generator junction boxes
  • BEYOND several cables of GJBs be summarized by others GJBs supply, so that all together ge an inverter ⁇ leads (where the solar tables this inverter are zugeord ⁇ net) which generates from the DC voltage higher in the voltage AC voltage.
  • AJB Array Junction Box
  • the inverters are usually self-commutated inverters, which convert to the nominal frequency of the photovoltaic system and convert to an intermediate voltage, in Europe usually in the range of 15kV, by AC transformer.
  • Each inverter is connected to the transformer station W via one or more additional AC lines via which the PV system outputs its electrical power to an even higher-voltage grid HS in the area of the overland lines of 110 kV to 330 kV (European interconnected network), in the USA as low as 30 kV.
  • the inverters of a first group of inverters are connected to the transformer station via a ring line, and another group of inverters is connected to a further ring line to the same transformer station, cf.
  • the analysis of the plot of Figure 2 leads to a ⁇ ers th establishing a preferred direction of the tables. It is also possible to select a plurality of preferred directions in a specified area 100a. In the example shown, the preferred direction is from north to south. It determines the direction of the columns of the solar table. The row of several juxtaposed tables of one column runs from east to west, where with "a" only symbolic character, the physical distance of the solar tables in east-west direction is practically zero.
  • the preferred direction in the example shown is relatively easy to choose times from north to south, because the boundaries of land ⁇ tee also extend essentially from North to South, even if they are not perpendicular to each other. If these boundaries of the "specified area" are more inclined, ie if a parallelogram is present and not a rectangle, then the preferred direction of the tables is also aligned with the boundaries of the specified area, ie inclined with respect to the north-south direction.
  • the preferred direction to choose is an assessment question. They can be provided by Inge ⁇ nieur industrial, engineering knowledge can ter stroke un-, or it can be made to optimize in terms of a model bill that tested one or more preferred directions. These preferred directions can each be in different form also cause and starting point for different layouts of then resulting different power plants, which fall under the precalculated amount of ge ⁇ saved "solutions" of power plants that are stored in the database 30.
  • the preferred direction is thus also a criterion or property of a layout of power plants which can be used for the later selection and navigation on the screen.
  • Another way to define the preferred direction is not the use of boundaries of the property (outer edges), but of topological conditions within the property, such as the apparent vertical
  • Hose 100b "in Figure 2 could extend assumed dimensions also inclined by 30 °, and thus regardless of the rela ⁇ tiv vertical (north-south) may specify a preferential direction which is inclined at 30 °, extending boundaries.
  • the rela ⁇ tiv vertical may specify a preferential direction which is inclined at 30 °, extending boundaries.
  • the placement of the solar tables is a further step, which belongs to a pre-calculated, finished layout solution of the photovoltaic system. It starts with the definition of the column groups.
  • Column group comprises a plurality of Tischspal ⁇ th, it can (each confining ⁇ Lich) table columns in a column group may be associated with between two and six.
  • a single-table column is also possible, but usually at the edge of the specified areas, cf. Figure 2.2, right.
  • first column group may start at a distance or immediately at the left edge, and / or the last column group may be at the end of the area or at a distance from the end of the right edge of the area.
  • the column group which preferably contains two to six columns of tables, can also be limited to only one table column in the edge area, as shown in FIG. 2.2. This is due to the geometry and extent of the specified area, but should not be used in the interior of the specified area as training or design, at best in the border area.
  • a topology-adaptive column configuration can also be done, which is based for example on the basis of topology of the Fi ⁇ gur 2, so the selection of three broad Spaltengrup ⁇ pen, second group to the fourth group (in the power plant layout of Figure 2.1), which "guided by the wide stripe 100b in Figure 2). in the longitudinal direction of the solar tables (east-west direction) may increase the specified area and wastes for ⁇ len without the distances between the solar tables change.
  • the filling of the column groups is the next step , wherein the solar tables are each placed in a row together, ie the tables ⁇ , ⁇ ⁇ and the two adjoining adjacent aligned tables form a row (in the first column group of Figure 2.1).
  • the tables can be placed very close to each other (d is small), starting at the bottom left in Figure 2.1, since no topalogical slope has to be compensated for or the incline favoring a proximity of the rows of tables is not present.
  • a northward slope in south-facing rows of tables allows for closer placement or closer placement of the individual rows of tables in a respective column group, causing a slope that extends the rows of tables a greater distance d '(here north-south ) must be provided in order not to let the shading of the further back table at low sun to be too large.
  • the second (rear) table row then receives only limited light irradiation if it is arranged too close to the first (front) table row and along the column group a slope (viewed in Figure 2.1 upwards) is present. Further influence comes about through different topological levels in the transverse direction of a column group.
  • the specified domain descends along a half of the width of the column group strongly than the Benach ⁇ disclosed region section in the rest of the column group, so loading the table distance measuring in the longitudinal direction of the column group for the necessary larger table distance in the the descending region section, although in the left Area section that does not lower, a closer / closer alignment of the individual rows of tables would be possible.
  • Figure 1.2 shows the shadow angle ⁇ Ji (sigma) and the tilt angle ⁇ 3 (theta) of the solar cells bearing surface of the solar lartischs ⁇ . Both angles measured with respect to the horizontal H.
  • the second table T2 is placed at a distance d from the first table Ti. This distance d results from a Betrach ⁇ processing of the shadow angle whose driving jet is characterized by ⁇ ⁇ i. It starts at the top of the first table ⁇ and runs to the bottom of the table T 2 . Is no gradient recorded and the ground plane along the topology Bi, the table T2 in the second row of the column group is to decorate plat ⁇ , as shown in Figure 1.2 to the table T2.
  • the table T2 comes to rest lower, ie, with the definition of the impact beam having hit the shadow angle at its lower edge, it must have a greater distance d 'from the first table, so that the lower edge of the table T2 is reached from the shadow ⁇ angle.
  • inverter areas are defined. It is based on a fully occupied specified area, which is occupied by tables, as shown in the three examples of Figures 2.1, 2.2 and 2.3, each with different table positions and different column ⁇ group definitions and different placement of the distances b of the column groups are given.
  • the starting point for the placement of a first inverter is a first group of solar tables and a low cabling effort on the DC side.
  • the inverter I m is supplied with power by all the solar tables belonging to its group G m . This is called the "inverter area" or the subgroup.
  • the group Gi is assigned to the inverter Ii and all tables are connected with their DC cables to this inverter.
  • the twelfth group G 1 2 is assigned.
  • the assignment of a group can be carried out in the example shown so that all inverters are to lie along the first distance width, which is configured, for example, as a cable path.
  • the parallel next, next distance width b2 between the second and the third column group of solar tables is designed in the example as a guideway (for maintenance) and at her should be no inverter.
  • the again next distance width b3 is again designed as a cable path and is located in longitudinally (north-south) spaced inverters.
  • the assignment to an inverter can be made successively, starting with the first two column groups in common, from right to left and row by row (row by row).
  • the first group Gi When the rated power of the inverter Ii is reached by the allocation of a set of solar tables ⁇ , T 2 ..., the first group Gi is completed. An approximately centrally located table is then taken out and in its place is placed (as central as possible in the first group) of the inverter Ii. It can be carried out to oversize or over-moiety, wherein the first inverter Ii more solar tables are electrically associated than corresponds to its nominal power, so power rating of a table multiplies the on ⁇ number of solar tables is inverter power (rated power), or 30% to 50% or more than 100% overloaded from the nominal power of the tables. Also thought the other way around, it can be under-dimensioned by up to 30%. Conveniently, the inverter power is practically chosen according to the sum of the table powers of the first group Gi. This also applies to the other table groups (inverter areas) of the whole specified area.
  • the inverters are placed one above the other for one group, or conversely spoken, the next group of solar tables is assigned to the next inverter. If, at the very top end, the inverter I 1 2 is not supplied with sufficient rated power from solar tables in order to reach its rated output, tables can be added from the next column group (s). In the example, this is also the case, the upper inverter I 1 2 all remaining ⁇ tables of the left column group, ie the group G 1 2 as ⁇ assigned as the upper solar tables of the other three column groups until it reaches its rated power. All solar tables on the northern edge of region 100a "are to inverter I 1 2
  • inverter areas can also be reversed from top to bottom (north to south).
  • inverters can be placed in both directions from above and below, and groups of solar tables can be assigned respectively, and with a remainder table set in the central area of the left two column groups, solar tables can also be added from the third right column group be added.
  • a row of tables consisting of four solar tables in the first group and five of five solar tables in the second group need not be assigned to an inverter as a whole, but to the third group of tables and columns (above table T550) Also individual tables (here three tables with T 5 8o) of a table row are assigned to another inverter (other gray value of the table group).
  • the assignment is made over the entire specified area 100a.
  • the number of subgroups of solar tables results and thus also the number of inverters. ⁇ different gray values of tables showing different areas inverter.
  • All inverters are then electrically connected, and with AC voltage lines of the transformer station W assigned ⁇ .
  • This is preferably done with in Fig 2.6 dargestell ⁇ th ring lines L i, L 2 , in which a group of inverters is located in an electrical loop and the transformer W in the same loop.
  • a group of inverters is located in an electrical loop and the transformer W in the same loop.
  • safety is provided because the current from the inverters can flow over the other portion of the ring.
  • a higher to ⁇ reliability is achieved that.
  • the inverters output a higher AC voltage in the range of 15 kV.
  • the transformer station W converts this voltage in the fre- quency of the country in which the region 100a is located at a height ⁇ re voltage level, preferably 110 kV to 330 kV to.
  • the cabling effort can be provided with a criterion according to which its aluminum or copper weight is determined and determined as a configuration parameter (criterion) of the thus designed and layouted PV system.
  • the cable length is not primarily relevant here. It depends on the total amount of copper or aluminum used ⁇ miniums for the cables and cables, in terms of their weight.
  • the cabling of the AC and DC cables is primarily based on the alignment of the rows of tables and the column spacing, which are perpendicular to each other.
  • the cables are preferably routed along this rectangular grid and not across or diagonally under the tables. This statement applies to the preferred direction of the area geometry of Figure 2.1, which runs essentially from north to south. If the configuration were parallelogram-like and the preferred direction would be inclined, the cable paths would be correspondingly inclined. In general, it can be said that the preferred direction determines a direction of the cable guide and the direction of the rows of tables defines a second direction of cable routing and routing.
  • Figure 2.6 illustrates a possible relocation of the electrical ⁇ rule cables / wires.
  • FIGS. 2.6 and 2.7 show, by way of example, an embodiment of a part of the DC wiring and of a part of the AC wiring for the example of FIG. 2.1.
  • the right section (the right three columns ⁇ groups) is picked out and enlarged.
  • the upper inverter is I 24
  • the lower left inverter is I 13.
  • the right top inverter is I 31
  • the bottom right inverter is I 25 . All these inverters are connected to the transformer station W by lines. Shown is the upper group of inverters, which are connected via a ring line L2 to the transformer station W.
  • inverters can supply their AC voltage and their alternating current to the transformer station W via the other arm or branch of the cable ring.
  • the inverters I 31 to I 25 are connected to the transformer station W via a similar ring Li.
  • the cable routing is oriented vertically.
  • the electrical connection of the individual tables is made by cables, some of which are exemplarily drawn as Ki, K 2 , K3 and K 4 ⁇ .
  • Each table itself is connected to a AJB its own cable (Array Junction Box), and a plurality of the ⁇ ser array junction box are electrically connected together at a GJB 70 and then is switched to the inverter I 31, which is associated tables the group.
  • the inverter I 31 is shown, to which the power is supplied from five GJB 70 (Generator Junction Box), from the second column group from the right.
  • the tables located in the right-hand column group, which are also assigned to this inverter 131, are not shown electrically connected to lines, but are also electrically connected according to the example of the second column group from the right.
  • Each table T n is defined in its geometry and its arrangement, each inverter is defined, the distances between the column groups are defined, the location of the transformer station W is defined and other technical ⁇ cal parameters of the tables, such as the angle of inclination of the solar cell surfaces , are also defined and defined.
  • Layer ⁇ if defined and set all of the web guides Ka ⁇ bel (DC) and all track guides the lines (AC), the n of the tables T are lead to the inverters, or by inverters I m from the transformer station W.
  • FIG. 3 illustrates the graphical representation of the large number of finished (ready-to-build) and pre-calculated layouts of power plants.
  • FIG. 3.1 is an enlarged view of the screen 34 showing three sections vertically beneath each other. The upper section 34a is a two dimensional representation ei ⁇ nes any dimensional space.
  • PV systems power plants
  • X-axis number of tables
  • V-axis number of inverters
  • Circled shown is the PV system 105, with characteristic quantities (their property values ⁇ ) in the third region 35 (from the top) of the screen representation 34 is shown or represented abstractly.
  • In area 35 are a plurality of graphically represented sliders that represent the PV system 105 property values with a wedge 36 on each of the scales.
  • the values shown in section 36a are the specifically selected PV system with, for example, the following property values, a number of 1470 solar tables, 27 inverters, 16 ° inclination angle of each solar panel (in relation to the horizontal), a shadow angle of 16 ° for determining the distance the tables, wherein the Ab ⁇ stand of the tables according to the representation of Figure 2.1 varies depending on the topology, but at the same shadow angle. Also, the rated power (peak power) is given as 30.87 MW. The "Vield Post Inverter" (annual income) is shown as 36,837.79 MWh. These parameters beschrei ⁇ ben the PV system 105, are circled shown in the representation 34a XV, wherein here picked inverter 27 and 1470 tables, the coordinates on the axes.
  • the X-axis and the V axis can range 34a out ⁇ selected and adjusted, and then the values are represented in the obe ⁇ ren section 34a of the screen display 34, which are displayed on the scales in the area 35.
  • Table number and the number of inverters of this PV power plant 105 is selected for explanatory purposes.
  • the other dot representations in area 34a correspond to the small dashes on the six scales in work area 35.
  • the two end values of these scales are shown at 35a on the left and 35b on the right.
  • the available in the memory 30 Olive ⁇ calculated power plant layouts have a number of tables between 1102 and 2040. Accordingly, they have a rated load between 23.142 MW and 42.84 MW.
  • the user From the yield (per year) the user, user or operator of the plant can calculate what expected yield he can sell to his customers per year. It can measure its prices for the sold electricity from it, he can calculate from ⁇ descriptions and he can estimate how the investment will pay off economically.
  • the actual technical value is primarily relevant.
  • the user other economic factors may be additionally relevant.
  • the "Yield Post Inverter” (revenue per year) contains a technical ⁇ specific component, as well as for the operator an economic union ⁇ aspect of "predictability".
  • the rated power is so far easier to determine, it can be proportionally dependent on the number of tables, if each table has the same structure and an equal discrete Ini ⁇ tialaku provides. It can be seen on the scroll bar 40 of FIG. 3.1 that a multiplicity of further technical property values of the illustrated PV system are also shown.
  • Equipment in box 34a can be scrolled into view.
  • a technical measure is the sensitivity against construction errors. Every plant, which is planned individually, has a high degree of dividueller in ⁇ construction output result. A system that is gleichmä ⁇ FLOWING planned is easier to realize for the step of performing the construction. She is less vulnerable
  • Construction defects An installation that is individually designed so that each table distance can be different, as shown in Figure 2.1, is more susceptible to building defects and more complex in the construction phase. This value "robust plant” is to show that a plant changes its performance more or less strongly depending on construction errors. The scale can then be used to distinguish robust systems and sensitive systems, cf. see figure 4.1.
  • Another value that often plays a key role for the operator is the LCOE (Levelized Cost of Electricity), which combines a large number of variables and vividly describes the average cost per kilowatt-hour (KWh) generated over the life of the plant.
  • the running time of the plant can be for example 20 years and a case ⁇ play value for a LCOE is 17 cents per kilowatt hour (KWh).
  • the LCOE can also take into account that the actually stated rated power for solar cells is not their real rated power.
  • the nominal power is a measured in the laboratory
  • FIG. 3.2 shows a restriction, that is to say a restriction of a property range, which is explained here on the scale 41 in the example. All other scales can be restricted in the same way.
  • the limitation is shown by two limits, which limit the power range with 36 'and 36 "on the scale 41.
  • the two limit values on the left and right on this scale are indicated by the wedge-shaped sliders 36' and 36". richly limited, which is shown on the left and right in the area 35a and 35b, ie about 30 MW and 35.8 MW. Selected from this is the same plant 105 with the rated power of 30.87 MW, which is also outlined in the coordinate representation section 34a with a circle.
  • FIG. 3.3 Another limitation of an additional scale 42 is shown in FIG. 3.3.
  • the number of inverters of the scale 42 are ⁇ limits from 29 to 30 (the fraction form is not to be considered here, there are integers from inverted tern). These two boundaries 37 'and 37 "are in fact two quantities of inverters 29 and 30, as can be seen at the two short pitch lines. Selection between these two values is the number 29, whose associated plant 106 in Ko ⁇ ordinate 34a is shown ,
  • the user can change a selected attachment at any time by using the wedge up Slider 36 changed. It is sufficient, one of the six Darge ⁇ featured slider to change 36 since a plant naturally always a set of property values belongs.
  • the selection via the slider 36 is not always unique. It is then clearer to select one of the systems which are shown in the coordinate area 34a, that is to say the system 106 (symbolized by a circle), which is highlighted in FIG. 3.3. The latter then adjusts the sliders in the work area 35 so that their associated property values are identified, which are identifiable to the user.
  • Ver ⁇ changes the inclination angle of the axis 43 in the sense of a ⁇ restriction between the values of 16 ° and 24.89 ° (angle of inclination of the solar surface 20 relative to the horizontal), then the highlighted group of selected thereby power plants shown are produced.
  • the drawn Verbin ⁇ extension line 36a connects the selected characteristics of the plant 107, which is highlighted with a shadow angle of 16 ° and an inclination angle of 16 ° also in the portion 4a 3 by a circle.
  • Figure 4.1 shows a scenario comparison. This is a comparison of at least two (basic) types of layouts.
  • the coordinate area 34a it is possible, for example, to display information about key figure areas which cover individual scenarios.
  • FIG. 4.1 the areas of a scenario covered in the measures are displayed as colored or other contrasting sections adjacent to the axes.
  • FIG. 4.1 one sees a horizontal and a vertical darker (internal) distance corresponding to the characteristic "cost" or “yield".
  • This is a first scenario. It ge ⁇ listening to the first type of layouts that are combined in the further to the left / bottom lying area (Rechtsschraffur). If one has defined another scenario, this is marked with a different color or contrast, as can be seen in the figure 4.1.
  • a second horizontal and a second vertical lighter (outer) distance also in accordance with the characteristic value of "cost" and "He ⁇ contract", but for the second scenario. It belongs to the second (fundamental) kind of layouts, which are summarized in the second right / upper area (left-hander for).
  • Non-selected layouts of PV systems may also be displayed outside the two hatched areas.
  • the scenarios could a simple, robust (build less interference-prone arrangement of the tables) and favorable layout (darkierschraffur) and an individual ⁇ layout (construction errors sensitive arrangement of tables), which is more expensive (a bright, lines outside area on the top right Linksschraffür).
  • the user can see that there is a yield difference of 0.3 GWh between the PV plant layouts with the highest yield in both scenarios
  • the user can draw a distance between any two PV systems (which he has identified, for example, as being the most interesting of two "scenarios", or as two of the most interesting ones from a single scenario) by: Click on the two PV systems in the coordinate area 34a.
  • the figure shows a route.
  • the differences between the two attachments in the current key figures are displayed in absolute and percentage terms. In this way of working to be more user analyze the differences are how significant the in ⁇ Alternative layout in the key figures.
  • a first approach to be able to use discrete parameters from the design space in the visualization would be a representation as a "pseudo-number", ie, for example, making a yes-no decision like "block design or not?" assign two values, such as "0" and "1", which correspond to the answers "No” and "Yes”. In this way, we obtain an instantaneous Integ ⁇ ration of these discrete parameters in the existing graphical view concepts.
  • Figure 11 shows a schematic flow diagram of an embodiment of a method for creating a physi ⁇ rule layout of a photovoltaic system on a SPECIFIED ⁇ th field.
  • step 1101 are precomputed more than 20, finished Lay ⁇ outs for the photovoltaic unit from a memory 30.le ⁇ sen.
  • step 1102 the final layouts are shown in a graphical representation such that each of the final layout is represented with at least a subset of the plurality of technical properties ⁇ rule.
  • step 1103 value ranges of the illustrated technical properties are changed to comparatively represent a changed number of finished layouts.
  • step 1104 a layout optimized in terms of the illustrated properties is selected from the changed number of finished layouts.

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Abstract

Es wird ein Verfahren zur Schaffung eines physikalischen Layouts einer Photovoltaikanlage auf einem spezifizierten Gebiet vorgeschlagen. Die die Photovoltaikanlage ist durch eine Vielzahl technischer Eigenschaften spezifiziert. Das Verfahren umfasst die Schritte Auslesen von mehr als 20 vorberechneten, fertigen Layouts für die Photovoltaikanlage aus einem Speicher, Darstellen der fertigen Layouts in einer grafischen Darstellung derart, dass jedes der fertigen Layouts mit zumindest einer Teilmenge der Vielzahl der technischen Eigenschaften repräsentiert ist, Verändern von Wertebereichen der dargestellten technischen Eigenschaften, um eine veränderte Anzahl von fertigen Layouts vergleichend darzustellen, und Auswählen eines hinsichtlich der dargestellten Eigenschaften optimierten Layouts aus der veränderten Anzahl von fertigen Layouts. Mit dem beanspruchten Verfahren lässt sich eine Photovoltaikanlage mit einer großen Nennleistung bestmöglich errichten. Das physikalische Layout der gesamten Photovoltaikanlage wird auf das spezifizierte Gebiet angepasst.

Description

Beschreibung
Verfahren zur Schaffung eines physikalischen Layouts einer Photovoltaik-Anlage
Die vorliegende Erfindung betrifft Photovoltaik-Anlagen (PV- Anlagen) , im Sinne von der Sonne betriebenen Kraftwerken, ihren Aufbau, ihre Erstellung und ihre "Optimierung" mit Blick auf Eigenschaften des Kraftwerks, wie auch Gas- oder Kohle- oder Kernkraft betriebene Kraftwerke optimiert werden müssen, deren elektrische Abgabeleistung auf fossilen oder atomaren Brennstoffen beruhen.
Bei der Erstellung und dem Aufbau von Photovoltaik-Anlagen zur Stromerzeugung liegt eine Vielzahl von sich teilweise widersprechenden Optimierungszielen vor. Um zu einer "guten" PV- Anlage zu gelangen, muss ein zufriedenstellender Kompromiss aus den verschiedenen Optimierungszielen gefunden werden. Bestehende Softwaretools zur Optimierung von PV-Anlagen und die ihnen zugrundeliegenden Konzepte und Methoden folgen jedoch einem einkriteriellen Ansatz, weshalb sie prinzipbedingt den Benutzer des Softwaretools nur unzureichend bei der Ges¬ taltung der PV-Anlage unterstützen. Des Weiteren tendieren solche Ansätze dazu, Optimierungsspielraum in einzelnen Kriterien zu vergeben.
Das Grundprinzip der Stromerzeugung in einer Photovoltaik- Anlage lässt sich folgendermaßen beschreiben: Photovoltaik- Module wandeln eintreffendes Sonnenlicht in Gleichstrom um.
Mit sogenannten Invertern (das sind DC-AC Wandler im Sinne von Wechselrichtern) wird dieser Gleichstrom in einen Wechselstrom (der lokalen Netzfrequenz, also 50Hz oder 60Hz) mit höherer Spannung umgewandelt, und nach einer weiteren Spannungserhö- hung durch Transformatoren wird der so erzeugte Strom in das Stromnetz eines Energieversorgers eingespeist. Üblicherweise werden die PV-Module dabei nicht einzeln im be¬ bauten Gebiet aufgestellt, sondern eine größere Anzahl von Mo¬ dulen wird zu einer größeren Baugruppe, einem sogenannten Tisch, zusammengefasst . Ein Tisch steht auf mehreren Füßen und kann beispielsweise 100 Module tragen, die in mehreren, z.B. fünf Reihen zu bspw. je zwanzig Modulen auf ihm montiert sind. Je länger ein solcher Tisch ist, desto mehr Stützfüße weist er auf, die auch nach Art eines Basisgestells in Querrichtung mit Streben gehalten sein können, oder nach Art von 3D- Gitterkonstruktionen die Solarmodule tragen können.
Da die von einem einzelnen Modul gelieferte Spannung zu klein ist, um sie direkt in einen Inverter einspeisen zu können, werden mehrere Module zu sogenannten Strings in Reihe geschal- tet. Ein Solartisch würde beispielsweise fünf Strings zu je zwanzig elektrisch in Reihe geschalteten Modulen enthalten, wobei die fünf Strings den fünf Modulreihen des Tisches ent¬ sprechen könnten. Die Strings eines Tisches werden im Beispiel parallel geschaltet. Schließlich werden mehrere Solartische parallel an einen Invertereingang (z.B. als Wechselrichter) angeschlossen. Andere elektrische Verschaltungen der Module, z.B. nach einem Butterfly Layout, sind natürlich auch möglich. Hier teilen sich jeweils zwei Strings zwei benachbarte Modul¬ reihen. Bevorzugte Spannungsbereiche der so erhaltenen, mul- tiplizierten Gleichspannung (mit der Anzahl der Module pro
String) können oberhalb von 500 V liegen, bevorzugt im Bereich zwischen 700 V und 1.500 V.
Zum Zwecke der besseren Ausnutzung der eintreffenden Sonnen- Strahlung können die Module auf dem Tisch nicht flach (horizontal) montiert, sondern um einen gewissen Neigungswinkel aus der Horizontalen heraus in Richtung Äquator geneigt sein, wie es durch unterschiedliche Längen der Füße erreichbar ist. Die oben genannten Schwachpunkte bestehender PV-Anlagen-
Optimierungstools , sowohl die unzureichende Entscheidungsun¬ terstützung bei einer Kompromissfindung als auch das Vergeben von Optimierungsspielraum, sollen als (technische) Problemstellung behoben/beseitigt werden.
Die Lösung liegt in Anspruch 1. Es handelt sich dabei um eine rechnergestützte Lösung.
Demgemäß wird ein Verfahren zur Schaffung eines physikalischen Layouts einer Photovoltaikanlage auf einem spezifizierten Ge¬ biet vorgeschlagen. Die Photovoltaikanlage ist durch eine Vielzahl technischer Eigenschaften spezifiziert. Das Verfahren umfasst die Schritte Auslesen von mehr als 20 vorberechneten, fertigen Layouts für die Photovoltaikanlage aus einem Spei¬ cher, Darstellen der fertigen Layouts in einer grafischen Darstellung derart, dass jedes der fertigen Layouts mit zumindest einer Teilmenge der Vielzahl der technischen Eigenschaften repräsentiert ist, Verändern von Wertebereichen der dargestellten technischen Eigenschaften, um eine veränderte Anzahl von fertigen Layouts vergleichend darzustellen, und Auswählen eines hinsichtlich der dargestellten Eigenschaften optimierten Layouts aus der veränderten Anzahl von fertigen Layouts.
Eine rechnergestützte mehrkriterielle Optimierung (techni¬ scher) PV-Anlagen wird damit vorgeschlagen. Das Konzept beinhaltet ein Verfahren zur Generierung einer Vielfalt von mögli- chen PV-Anlagen auf einem zu bebauenden Gebiet, sowie ein Konzept zur mehrkriteriellen Navigation auf der erzeugten Lösungsmenge. Mittels dieser Navigation ist es möglich, unter den verfügbaren Layouts von baufähigen PV-Anlagen dasjenige zu bestimmen, welches den besten Kompromiss aus den verschiedenen Optimierungszielen bietet.
Mit dem beanspruchten Verfahren lässt sich eine PV-Anlage mit einer großen Nennleistung bestmöglich errichten. Das physikalische Layout der gesamten Photovoltaikanlage wird auf das spezifizierte Gebiet angepasst.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens wird das Darstellen der fertigen Layouts mit der Teilmenge der Vielzahl der techni- sehen Eigenschaften derart vorgenommen, dass mehrere
technische Eigenschaftsskalen in einem Skalenbereich der grafischen Darstellung gebildet werden, wobei auf jeder technischen Eigenschaftsskala die gleiche technische
Eigenschaft der fertigen Layouts aufgetragen wird, und dass in einem Koordinatenbereich der grafischen Darstellung jedes dargestellte fertige Layout durch eine Markierung
repräsentiert und über zumindest zwei der technischen
Eigenschaften im Koordinatenbereich der grafischen Darstellung lokalisiert wird.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens umfasst die Vielzahl technischer Eigenschaften zumindest eine erste Vielzahl nebeneinander und/oder hintereinander aufgestellter Solartische, jeweils mit Solarzellen tragender Fläche, die elektrischen
Gleichstrom erzeugen, eine zweite Vielzahl von DC-AC-Wandlern, denen der von den Solartischen erzeugte Gleichstrom über Kabel zugeführt wird, und zumindest eine Trafostation, der eine in der Spannung hochgesetzte Wechselspannung von den DC-AC- Wandlern über Leitungen zugeführt wird.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens umfasst die Vielzahl technischer Eigenschaften eine Anordnung aller Solartische auf dem spezifizierten Gebiet, eine Platzierung der DC-AC- Wandlern, Bahnführungen von Kabeln und Leitungen und eine Lage der zumindest einen Trafostation.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens umfasst die Vielzahl technischer Eigenschaften Gruppen von Solartischen, wobei jede Gruppe von Solartischen einem DC-AC-Wandler zugeordnet ist.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens wird jedem DC-AC-Wandler nicht mehr als eine Gruppe der ersten Vielzahl von
Solartischen zugeordnet.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist die zweite Vielzahl von DC-AC-Wandlern kleiner als die erste Vielzahl von
Solartischen. Jedem DC-AC-Wandler wird jeweils von seiner zugeordneten Gruppe von Solartischen erzeugter elektrischer Gleichstrom über Kabel zugeführt, wobei jede Gruppe von
Solartischen nicht mehr als die Hälfte der ersten Vielzahl von Solartischen enthält und/oder eine Nennleistung einer
jeweiligen Gruppe von Solartischen zumindest der Hälfte einer Nennleistung des der Gruppe zugeordneten DC-AC-Wandlers entspricht. Der zumindest einen Trafostation wird die in der Spannung hochgesetzte Wechselspannung zumindest einer ersten Gruppe von DC-AC-Wandlern über Leitungen zugeführt.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens weist die
Photovoltaikanlage eine Nennleistung oberhalb von 2 MW auf.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist zumindest auf einer technischen Eigenschaftsskala einseitig oder beidseitig eine Begrenzung einstellbar, um in dem Koordinatenbereich nur noch die fertigen Layouts durch eine Markierung hervorgehoben zu repräsentieren, deren technischer Eigenschaftswert auf der begrenzten Eigenschaftsskala innerhalb der eingestellten
Grenze liegt.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens sind zwei technische Eigenschaftsskalen gemeinsam einseitig oder beidseitig mit einer jeweiligen Begrenzung einstellbar.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens wird die einseitige oder beidseitige Begrenzung wieder aufgehoben, um die mehr als 20 fertigen Layouts im Koordinatenbereich erneut einheitlich darzustellen .
Bei Ausführungsformen des Verfahrens werden zwei grundsätzlich andere Arten von fertigen Layouts in dem Koordinatenbereich durch eine jeweils andere Markierung repräsentiert und sind über zumindest zwei der technischen Eigenschaften, jede entlang einer Koordinatenachse, lokalisiert, um die beiden Arten von fertigen Layouts über die beiden technischen
Eigenschaften auf den Koordinatenachsen vergleichen zu können. Bei Ausführungsformen des Verfahrens hat eine grundsätzliche Art eine robustere, beim Aufbau weniger störanfällige
Anordnung der Tische, und die andere Art hat eine auf
Baufehler empfindlichere, unregelmäßige Anordnung der Tische.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist je ein DC-AC-Wandler je nur einem Solartisch zugeordnet.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist die zweite Vielzahl kleiner als 50% der ersten Vielzahl, insbesondere kleiner als 10 %.
Weiterhin wird ein Verfahren zur Auslegung einer zu errichtenden Photovoltaikanlage mit einer Nennleistung oberhalb von 2 MW oder zur Schaffung eines physikalischen Layouts der Photovoltaikanlage auf einem spezifizierten Gebiet vorgeschlagen. Die Photovoltaikanlage beziehungsweise das Layout bestehen zu¬ mindest aus (i) einer ersten Vielzahl nebeneinander aufgestellter Tische mit Solarzellen tragender Fläche, die als So- lartische elektrischen Gleichstrom auf einer ersten Spannungsebene erzeugen, (ii) einer geringeren Vielzahl von DC-AC- Wandlern, insbesondere Invertern, wobei jedem DC-AC-Wandler jeweils von Solarenergie erzeugter Gleichstrom von einer zugeordneten Gruppe von Solartischen über Kabel zuführbar ist oder zugeführt wird, wobei jede Gruppe von Solartischen nicht mehr als die Hälfte der ersten Vielzahl von Solartischen enthält und/oder eine Nennleistung einer jeweiligen Gruppe von Solartischen zumindest der Hälfte einer Nennleistung des der Gruppe zugeordneten DC-AC-Wandlers entspricht, und (iii) zumindest einer Trafostation, der in der Spannung hochgesetzte Wechselspannung zumindest einer ersten Gruppe von DC-AC-Wandlern über Leitungen zuführbar ist oder zugeführt wird, wobei zur technischen Spezifikation der Photovoltaikanlage eine große Anzahl von mehr als zwanzig fertigen Layouts von Photovoltaikanlagen, von denen jede über zumindest die oben genannten technischen Parameter (i) bis (iii) sowie eine Anzahl und Anordnung aller Solartische auf dem spezifizierten Gebiet, eine Anzahl und Platzierung von allen DC-AC-Wandlern, eine Zuordnung jeder Gruppe von Solartischen zu ihrem DC-AC-Wandler, alle Bahnführungen der Kabel und alle Bahnführungen der Leitungen, sowie die Lage der Trafostation definiert ist, in einem Speichermo¬ dul abrufbar gespeichert ist. Die zumindest zwanzig fertigen Layouts von Photovoltaikanlagen werden in einer grafischen Darstellung so dargestellt oder aufgetragen, dass jedes der Layouts und damit jede zugehörige Photovoltaikanlage mit zu¬ mindest ihrer Nennleistung und/oder ihrer ersten Vielzahl von Solartischen und ihrer geringeren Anzahl von DC-AC-Wandlern als technische Eigenschaften repräsentiert ist, um unter zu¬ mindest diesen Eigenschaften auszuwählen, zu vergleichen und/oder einen dargestellten Bereich einer Eigenschaft einzuschränken . Bei Ausführungsformen des Verfahrens besitzt ein DC-AC-Wandler eine Nennleistung zwischen 1kW und 1MW, und/oder ein Solarmodul weist eine Nennleistung oberhalb 200W auf, und/oder ein Solartisch weist zwischen 15 und 100 Module auf, und/oder ein Tisch hat eine Nennleistung oberhalb 3kW, insbesondere zwi- sehen 20 kW und 50 kW.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist die Solarzellen tragende Fläche jedes der Tische geneigt, insbesondere in einem festen, gleichen Winkel für alle Tische.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist der Winkel (9Ί) ein spitzer Winkel ist, insbesondere in einem Winkelbereich zwischen 15° und 45° liegt. Bei Ausführungsformen des Verfahrens erfasst die Nennleistung einer jeweiligen Gruppe von Solartischen an die Nennleistung des der Gruppe jeweils zugeordneten DC-AC-Wandlers einen Be¬ reich von ±30 %, bevorzugt ±10 %, gegenüber einem genauen Übereinstimmen der Nennleistungen.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist die Nennleistung einer Gruppe von Solartischen mehr als 100 % größer, als die Nennleistung des der Gruppe zugeordneten DC-AC-Wandlers. Bei Ausführungsformen des Verfahrens sind nicht die konkreten Layouts der Photovoltaikanlagen in der grafischen Darstellung aufgetragen, nur technische Eigenschaften von diesen.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens liegt die erste Span¬ nungsebene von Gleichspannung unter 1.500 V.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist das Speichermodul ei- ne Datenbank.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens sind jedem der geringeren Vielzahl von DC-AC-Wandlern weniger als 10 % der Anzahl der Tische einer gesamten PV-Anlage zugeordnet.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens sind zumindest einige der Gruppen von DC-AC-Wandlern in einer Ringleitung mit der Trafostation elektrisch verbunden. Bei Ausführungsformen des Verfahrens sind mehr als 80 % der elektrischen Kabellänge in dem Layout jeder PV-Anlage DC- Kabel, der Rest AC-Leitungen .
Weiterhin wird ein Verfahren zur Darstellung einer großen An- zahl von mehr als zwanzig fertigen Layouts von Photovoltaikanlagen auf einer Bildschirmdarstellung zur Unterstützung eines Nutzers bei einer Auslegung einer zu errichtenden Photovol- taikanlage mit einer Nennleistung oberhalb von 2 MW oder bei der Schaffung eines baufähigen physikalischen Layouts der Pho- tovoltaikanlage auf einem spezifizierten Gebiet vorgeschlagen. Das Layout oder die Photovoltaikanlage bestehen zumindest aus (i) einer ersten Vielzahl nebeneinander aufgestellter Tische mit Solarzellen tragender Fläche, die als Solartische elektrischen Gleichstrom auf einer ersten Spannungsebene oberhalb von 500 V erzeugen, (ii) einer geringeren zweiten Vielzahl von DC- AC-Wandlern, insbesondere Invertern, wobei jedem DC-AC-Wandler jeweils von Solarenergie erzeugter Gleichstrom von nicht mehr als einer zugeordneten Untergruppe der Gesamtheit der Solarti- sehe über DC-Kabel zuführbar ist oder zugeführt wird, und (iii) zumindest einer Trafostation, der in der Spannung gegenüber der ersten Spannungsebene hochgesetzte Wechselspannung von den DC-AC-Wandlern über AC-Leitungen zuführbar sind. Zur technischen Spezifikation der baufähigen Photovoltaikanlage ist die große Anzahl von fertigen Layouts von Photovoltaikan- lagen in einem Speicher abrufbar gespeichert. Die fertigen Layouts sind in einer grafischen Bildschirmdarstellung mit einer Vielzahl ihrer technischen Eigenschaften so dargestellt oder aufgetragen, dass mehrere technische Eigenschaftsskalen in einem Skalenbereich gebildet werden und auf jeder technischen Eigenschaftsskala die gleiche technische Eigenschaft der großen Anzahl von fertigen Layouts von Photovoltaikanlagen aufgetragen ist. In einem Koordinatenbereich wird jede Photo- voltaikanlage durch eine Markierung repräsentiert und über zu¬ mindest zwei ihrer technischen Eigenschaften im Koordinatenbereich lokalisiert.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist jedes der Layouts und damit jede zugehörige Photovoltaikanlage mit zumindest ihrer Nennleistung und/oder ihrer ersten Vielzahl von Solartischen und/oder ihrer geringen Anzahl von Invertern als technische Eigenschaften auf den technischen Eigenschaftsskalen repräsentiert, um für zumindest diese Eigenschaften Koordinatenachsen im Koordinatenbereich auszuwählen, insbesondere gesteuert aus einem dritten Bereich der Bildschirmdarstellung.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist jedes der in dem Speicher gespeicherten Layouts über zumindest die technischen Eigenschaften (i) bis (iii) sowie eine Anzahl und Anordnung aller Solartische auf dem spezifizierten Gebiet, eine Anzahl und Platzierung von allen Wandlern, eine Zuordnung jeder Untergruppe von Solartischen zu ihrem Wandler, alle Bahnführungen der DC-Kabel und alle Bahnführungen der AC-Leitungen sowie die Lage der Trafostation definiert.
Weiterhin wird ein Verfahren zur Darstellung einer großen Anzahl von mehr als zwanzig fertigen Layouts von Photovoltaikan- lagen auf einer Bildschirmdarstellung zur Unterstützung eines Nutzers bei einer Auslegung einer zu errichtenden Photovol- taikanlage mit einer Nennleistung oberhalb von 2 MW oder bei der Schaffung eines baufähigen physikalischen Layouts der Pho- tovoltaikanlage auf einem spezifizierten Gebiet vorgeschlagen. Das Layout oder die Photovoltaikanlage bestehen zumindest aus (i) einer ersten Vielzahl nebeneinander und hintereinander aufgestellter Tische mit jeweils Solarzellen tragender Fläche, die als Solartische elektrischen Gleichstrom erzeugen, (ii) einer zweiten Vielzahl von DC-AC-Wandlern, insbesondere Inver- tern, denen von Solarenergie erzeugter Gleichstrom von den Solartischen über DC-Kabel zuführbar ist oder zugeführt wird, und (iii) zumindest einer Trafostation, der in der Spannung hochgesetzte Wechselspannung von den Wandlern über AC- Leitungen zuführbar sind oder zugeführt werden. Zur technischen Spezifikation der baufähigen Photovoltaikanlage ist die große Anzahl von fertigen Layouts von Photovoltaikanlagen in einem Speicher abrufbar gespeichert. Die fertigen Layouts sind in einer grafischen Bildschirmdarstellung mit einer Vielzahl ihrer technischen Eigenschaften so dargestellt oder aufgetragen, dass mehrere technische Eigenschaftsskalen in einem Skalenbereich der grafischen Bildschirmdarstellung gebildet werden und auf jeder technischen Eigenschaftsskala die gleiche technische Eigenschaft der großen Anzahl von fertigen Layouts von Photovoltaikanlagen aufgetragen wird. In einem Koordinatenbereich der grafischen Bildschirmdarstellung wird jede Photovoltaikanlage durch eine Markierung repräsentiert und über zumindest zwei ihrer technischen Eigenschaften im Koordinatenbereich der grafischen Bildschirmdarstellung lokalisiert.
Weiterhin wird ein Verfahren zur Auslegung einer zu errichtenden Photovoltaikanlage mit einer Nennleistung oberhalb von 2 MW oder zur Schaffung eines physikalischen Layouts der Photovoltaikanlage auf einem spezifizierten Gebiet vorgeschlagen, die Photovoltaikanlage mit (i) einer ersten Vielzahl nebenein¬ ander und hintereinander aufgestellter Tische, jeweils mit Solarzellen tragender Fläche, die als Solartische elektrischen Gleichstrom erzeugen, (ii) einer zweiten Vielzahl von DC-AC- Wandlern, insbesondere Invertern, denen von Solarenergie erzeugter Gleichstrom von den Solartischen über DC-Kabel zuführbar ist oder zugeführt wird, und (iii) zumindest einer Trafo¬ station, der in der Spannung hochgesetzte Wechselspannung von den Wandlern über AC-Leitungen zuführbar sind oder zugeführt werden. Zur technischen Spezifikation der baufähigen Photovoltaikanlage ist die große Anzahl von fertigen Layouts von Pho- tovoltaikanlagen in einem Speicher (30) abrufbar gespeichert. Die fertigen Layouts in einer grafischen Bildschirmdarstellung sind mit einer Vielzahl ihrer technischen Eigenschaften so dargestellt oder aufgetragen, dass mehrere technische Eigen¬ schaftsskalen in einem Skalenbereich der grafischen Bildschirmdarstellung gebildet werden und auf jeder technischen Eigenschaftsskala die gleiche technische Eigenschaft der gro- ßen Anzahl von fertigen Layouts von Photovoltaikanlagen aufgetragen wird. In einem Koordinatenbereich der grafischen Bildschirmdarstellung wird jede Photovoltaikanlage durch eine Mar¬ kierung repräsentiert und über zumindest zwei ihrer techni¬ schen Eigenschaften im Koordinatenbereich der grafischen Bild- schirmdarstellung lokalisiert.
Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist je ein DC-AC-Wandler je nur einem Solartisch zugeordnet. Bei Ausführungsformen des Verfahrens ist die zweite Vielzahl kleiner ist als 50 % der ersten Vielzahl, insbesondere kleiner als 10 %.
Ausgangspunkt und Ziel der PV-Anlage ist der Umriss eines Ge- bietes (als spezifiziertes Gebiet) , wobei die Himmelsrichtung 'Nord' meist oben eingezeichnet ist (so orientiert ist) .
Bei der rechnergestützten Platzierung und dem Bau der angeordneten Tische im spezifizierten Gebiet ergeben sich unter- schiedliche Abstände zwischen den Tischen in Nord-Süd- Richtung. Diese resultieren aus der Gebietstopologie des spe¬ zifizierten Gebiets, das Stellen mit verschieden großer Steigung in Nord-Süd-Richtung aufweist. Um eine Verschattung auf den Tischen gleichmäßig zu halten, sind bei einer Anordnung auf der Nordhalbkugel Tische in fla¬ chen Gebietsteilen weit auseinander, und Tische an Südhängen nahe beieinander platziert.
Aus dem beschriebenen Wirkungs- und Konstruktionsprinzip einer PV-Anlage ergibt sich eine Vielzahl von nutzbaren Freiheits¬ graden bei der Gestaltung (und dem Bau) , beispielsweise die Wahl des PV-Modul-Typs (Module unterscheiden sich z.B. in erzeugter Spannung, Maximalleistung und Wirkungsgrad) sowie des Tisch-Layouts, inkl. der Anzahl von Modulreihen und der Anzahl Module pro String (Unterschiede z.B. bei der Nennspannung) . Ein weiterer nutzbarer Freiheitsgrad ist die Wahl des Inver- tertyps (Unterschiede z.B. in einer Nenn- oder Eingangsleis¬ tung und einem Wirkungsgrad) .
Ein weiterer nutzbarer Freiheitsgrad ist die Wahl der Anzahl, der Positionen und des Neigungswinkels der Tische in der PV
Anlage (Unterschiede z.B. im Verlauf der abgegebenen Leistung über den Tag, entsprechend dem Verlauf der Sonne, und in der Stärke der gegenseitigen Verschattung der Tische) . Ein weiterer nutzbarer Freiheitsgrad schließlich ist die Wahl der Anzahl und Positionen der DC-AC-Wandler als beispielsweise Inverter in der PV Anlage sowie von Details der elektrischen Verschaltung der Komponenten (Unterschiede z.B. im Wirkungsgrad der Gesamtanlage, dem technischen Aufwand, sowie dem Mon- tageaufwand beim Aufbau der Anlage) .
Aufgrund der Vielzahl an Freiheitsgraden ergibt sich eine große Bandbreite an möglichen PV-Anlagen auf einem zu bebauenden spezifizierten Gebiet. Die einzelnen Anlagen verhalten sich dabei unterschiedlich bezüglich verschiedener entscheidungsrelevanter technischer Eigenschaften, die oft direkt den Optimierungszielen entsprechen (indem sie maximiert oder minimiert werden sollen) . Zu nennen sind hier beispielsweise die (technische) Nennleis¬ tung der Anlage, der (technische) Jahresertrag (produzierte Energie in kWh - Kilowattstunden) , der technische Aufwand (An- zahl der benötigten Komponenten, Komplexität der Verschaltung) und der Aufwand bei der Montage und der Wartung der Anlage (Robustheit oder Sensitivität ) .
Die Größe der einzelnen technischen Eigenschaften (und damit die Erfüllung der Optimierungsziele) einer PV-Anlage hängen dabei in komplexer Weise von technischen Parametern ab. Die technischen Eigenschaften werden außerdem beeinflusst durch die Topologie (Steigungen oder Gefälle) des spezifischen Gebiets, den Sonnenverlauf, entsprechend dem Breitengrad am Ort des spezifischen Gebiets und den typischen Wetterverlauf über dem Gebiet.
Es lässt sich sagen, dass sich die Optimierung einer PV- Anlagen durch eine große Bandbreite an möglichen technischen Parametern (Eigenschaften) , vielfältige Umwelteinflüsse und komplexe Abhängigkeiten zwischen den Freiheitsgraden auszeichnet. Deshalb benötigt der Baumeister, Konstrukteur und Planer einer PV-Anlage eine gute Unterstützung. Generierung einer Vielfalt von PV-Anlagen, welche die Bandbreite mögliche Solar-Kraftwerke auf dem spezifischen Gebiet abdeckt. Hierdurch wird der Optimierungsspielraum in den einzelnen technischen Eigenschaften aufgezeigt und ein Überblick über Alternativen wird erhalten, um das Folgende zu ermögli- chen.
Bewertung der einzelnen alternativen PV-Anlagen in entscheidungsrelevanten technischen Eigenschaften. Hierdurch wird es für den Baumeister, Konstrukteur und Planer möglich, die kom- plexen Abhängigkeiten zwischen Umwelteinflüssen, Freiheitsgraden und technischen Eigenschaften (bildlich und einfach greifbar) zu verstehen, die ohne diese Bildunterstützung nicht erkannt würden oder fehlerhaft ausgelegt werden würden. Ein sol- ches optisch vermitteltes Verständnis ist grundlegend, um zur besten PV Anlage zu gelangen, die auch gebaut wird. In diesem Sinne ist das Optimierungswerkzeug eine hochqualifizierte GUI (grafische Schnittstelle) für den Anwender, die ihm Wissen über Zusammenhänge in der PV-Anlage am konkreten Bauwerk vermittelt, die er "aus sich heraus"- auch mit Erfahrung und technischem Sachverstand- nicht/nie hätte auffinden können.
Navigation auf/mit der Vielfalt von PV-Anlagen. Der Benutzer wird in geeigneter Weise dabei unterstützt, aus der Vielzahl möglicher Kraftwerke das Beste zu bauen. Die Kompromissfindung zwischen den verschiedenen Optimierungszielen wird hier begleitet und mit Funktionalitäten unterstützt. Ohne eine solche Unterstützung ist es nicht möglich, aus möglichen Alternativen mit den komplexen Zusammenhängen zwischen Freiheitsgraden und technischen Eigenschaften die richtige Alternative auszuwählen .
Aufgrund des Vorliegens von sich widersprechenden Optimie- rungszielen im Kontext der PV-Anlagen kann eine Einzellösung nicht in allen Optimierungszielen gleichzeitig gut sein, sondern sie stellt einen gewissen Kompromiss aus den Zielen dar. Dieser Kompromiss wird im Regelfall aber nicht derjenige sein, welcher der beste Kompromiss im konkreten Anwendungsfall wäre. Dieser beste Kompromiss, z.B. gegeben durch eine Gewichtung der verschiedenen Optimierungsziele nach ihrer Wichtigkeit oder durch die gewünschten Werte der Lösung in den einzelnen Zielen, ist a priori nicht festlegbar. Deshalb kann der beste Kompromiss bei der Erstellung der Einzellösung (en) nicht be- rücksichtigt werden, und folglich wird die von einer einkrite- riellen Algorithmik berechnete Einzellösung suboptimal sein.
Es können Vorgaben an die zu verwendenden Komponenten wie Modul- und Invertertyp (als Beispiel eines DC-AC-Wandlers ) ge- macht werden.
Es können zu den physikalischen Freiheitsgraden (zu verwendende Komponenten, ihre Anzahl und Positionen, die Art ihrer elektrischen Verschaltung) sinnvolle Wertebereiche für technische Eigenschaften vorgegeben werden, innerhalb derer mit einer wählbaren Auflösung verschiedene technische Eigenschaften für alternative PV-Anlagen verwendet werden.
Die Generierung der Vielfalt von PV-Anlagen selbst kann konfiguriert werden, d.h. es können technische Freiheitsgrade ein¬ gestellt werden. Beispielsweise kann festgelegt werden, wie viele Solartischspalten in einer Spaltengruppe liegen, und welche Spaltengruppen sich über das spezifizierte Gebiet erstrecken .
Unter Verwendung von typischen Wetterdaten für das spezifizierte Gebiet werden die physikalischen Prozesse für den Be- trieb einer PV-Anlage simuliert, um zu einer fundierten Prog¬ nose ihres Jahresertrages zu gelangen.
Außer dem Jahresertrag lassen sich so weitere technische Ei¬ genschaften wie die echte, in der Realität auftretende
Peakleistung (reale Nennleistung) oder der Wirkungsgrad einer gebauten PV-Anlage "vorhersagen" (vorab bestimmen) . Solche technische Eigenschaften führen zu einer besten Gestaltung eines PV-Kraftwerks . Ausgehend von einer interessanten PV-Anlage aus der Vielfalt von Alternativen von fertigen Layouts können gleichwohl "gewisse manuelle Nachplanungen" vorgenommen werden, welche schließlich zu einer gebauten PV-Anlage führen. Gewisse manuelle Nachplanungen sind kleinere Modifikationen, z.B. das Verrücken einzelner Tische, einzelne Tische zu lö¬ schen oder hinzuzufügen oder auch die Zuordnung einzelner Tische zu einem Wandler, insbesondere Inverter zu verändern. Mit dem beanspruchten Verfahren lässt sich eine PV-Anlage mit einer großen Nennleistung bestmöglich errichten. Das physikalische Layout der gesamten Photovoltaikanlage wird auf das spezifizierte Gebiet angepasst. Ein Layout einer Anlage bein- haltet grundlegend technische Größen, also technische Kenngrö¬ ßen im Sinne von technischen Eigenschaften der Anlage. Es ist eine Vielzahl von aufgestellten Solartischen vorhanden, von denen jeder Gleichstrom erzeugt, wenn er mit Sonnenlicht auf einer lichtempfindlichen Oberfläche bestrahlt wird. Diese Oberfläche sind Solarzellen, organisiert in Modulen. Die nächsthöhere Organisation ist die Anordnung der Solartische, die nicht gleichmäßig im gesamten spezifizierten Gebiet plat¬ ziert sind, sondern von der Vielzahl der umschriebenen techni- sehen Größen abhängig platziert werden, also ihre Abstände, ihre Spaltenorganisation und ihre Zuordnung zu bestimmten DC- AC-Wandlern, die in einer geringeren Vielzahl vorhanden sind. Jeder dieser Wandler nimmt Strom an einer Mehrzahl von Solartischen auf, die damit eine Gruppe bilden. Eine solche Gruppe hat weniger Solartische, als die Gesamtheit der Solartische der gesamten PV-Anlage.
Anders umschrieben, kann auch die Zuordnung der Nennleistung einer jeweiligen Gruppe von Solartischen zu einem Wandler An- haltspunkt für die Anzahl der zugeordneten Tische sein. Eine mögliche Auslegung ist es, die Nennleistung der Gruppe von Solartischen der Nennleistung des DC-AC-Wandlers anzupassen. Diese technische Auslegung ist aber nicht immer die günstigs¬ te, es kann durchaus eine Unterbelegung erfolgen, wie auch ei- ne Überbelegung. Geht man von künftigen Entwicklungen aus, die absehbar erscheinen lassen, dass Solarzellen deutlich preiswerter werden, und geht man davon aus, dass DC-AC-Wandler heute schon relativ ausgereift und in der Preisentwicklung kaum veränderlich sind, so ist es technisch klug, mehr Solartische einem DC-AC-Wandler zu zuweisen, als dessen Nennlast erlaubt. Man geht dabei davon aus, dass nicht alle Solartische mit vol¬ ler Nennleistung über den gesamten Tag arbeiten können, so dass die Nennleistung bei bestimmten Tageszeiten überschritten wird und zu anderen Tageszeiten überhaupt erst erreicht wird, durch die "Überbuchung" des Wandlers mit Nennleistung aus Solartischen. Anhaltspunkte sind hier, dass ein Wandler nicht weniger als 30 % unterfordert sein sollte (zu wenig zugeordne¬ ter Nennleistung von Solartischen) , aber eine Überbuchung durch mehr als 100 % sein kann, also etwa doppelte Nennlast von Solartischen, einem DC-AC-Wandler zugeordnet werden kann, durch die genannte Gruppenbildung. Orientiert man sich an einer hälftigen Aufteilung von vorhandenen Solartischen der PV-Anlage, so erhält ein erster Inver- ter nicht mehr als die Hälfte der Gesamtheit der Solartische und ein zweiter Inverter nicht mehr als die andere Hälfte der Solartische. Es wird dann eine Gruppe von Invertern gebildet und es wird eine gleiche Anzahl von Gruppen von Solartischen gebildet .
Die Gruppe von Invertern führt die gewandelte Energie, von DC auf AC übertragen und mit der Spannungsebene hochgesetzt, ei- ner Trafostation zu. Diese Trafostation leitet die Wechsel¬ spannung an ein Verbundnetz in der Spannung des Orts weiter, an der die PV-Anlage errichtet ist. Bevorzugt sind die Leitun¬ gen, welche den AC-Strom von den Invertern zu der Trafostation führen, als Ringleitung ausgebildet, was zu einer erhöhten Si- cherheit führt. Wird die Ringleitung an einer Stelle durch¬ trennt, können gleichwohl alle DC-AC-Wandler ihren Strom der Trafostation über den verbliebenen Restring zuführen.
Aufgrund der Gruppenbildung ergibt sich eine deutlich geringe- re Kabellänge für die AC-Leitung, gegenüber der notwendigen Kabellänge zur Verschaltung und zum Anschließen der Solartische. Die beanspruchte Zahl von mehr als 80 % zugunsten der DC-Kabel, kann in Kraftwerken auch oberhalb von 90 % liegen. Dies gilt auch dann, wenn Ringleitungen für die AC-Leitungen verwendet werden.
Beansprucht ist eine große Anzahl von fertigen Layouts von Photovoltaikanlagen, wobei die große Anzahl eine Zahl von jedenfalls mehr als 20, meist mehr als 100 fertigen Layouts, um- fasst. Die Größe dieser Zahl bestimmt über die Anzahl über die Alternativen, die zu dem spezifizierten Gebiet passt, auf dem die PV-Anlage zu stehen kommt. Genau spezifiziert wird jedes Layout einer Photovoltaikanlage durch technische Parameter, und zwar konkrete Anzahl und Anordnung aller Solartische in der PV-Anlage, die auf das spezifizierte Gebiet passt, die An¬ zahl und Platzierung aller DC-AC-Wandler, die Zuordnung jeder Gruppe von Solartischen zu ihren DC-AC-Wandler, alle Bahnfüh- rungen von DC-Kabeln und alle Bahnführungen von AC-Leitungen, sowie naturgemäß auch die Lage der Trafostation. Dadurch ist technisch die PV-Anlage spezifiziert, sie hat eine Nennleis¬ tung, einen Ertrag und viele andere technische Größen, die sie (abstrakt) umschreiben. Nicht das konkrete Layout der Anlage wird am Bildschirm dargestellt, sondern die technischen Eigenschaften des konkreten Layouts. Alle diese große Anzahl von PV-Anlagen sind in einem Speichermodul abrufbar gespeichert, können also abgerufen und dargestellt werden, aber eben nicht konkret in ihrer Bauform, sondern abstrakt in ihren techni- sehen Eigenschaften.
Diese technischen Eigenschaften werden in der graphischen Darstellung dargestellt oder aufgetragen. Jedes Layout und damit jede PV-Anlage hat dabei zumindest eine Nennleistung, die mit P benannt wird. Die PV-Anlage 100 hat beispielsweise die Leis¬ tung P 100. Auch eine erste Vielzahl von Solartischen ist eine Größe, die technisch bestimmt ist und graphisch dargestellt wird. Ist die Anzahl der Tische N, so ist die Anzahl der Ti¬ sche in der PV-Anlage 100 N 100. Eine geringere Anzahl von DC- AC-Wandlern ergibt sich aus der Gruppenbildung der Solartische und der Zuordnung einer jeweiligen Gruppe von Solartischen zu einem jeweiligen DC-AC-Wandler. Diese Anzahl ist für das PV- Kraftwerk 100 mit M100 benannt. Unter diesen technischen Eigenschaften, Anzahl der Tische, Anzahl der Wandler und Nennleistung kann für die gespeicherte große Anzahl von mehr als zwanzig fertigen Layouts von PV- Anlagen ausgewählt, gleichzeitig dargestellt und verglichen werden. Es können bestimmte Bereiche von Eigenschaften einge- schränkt werden, um nur noch eine reduzierte Anzahl der großen Anzahl von PV-Anlagen auf der Darstellungseinrichtung darzustellen. Die Einschränkungen können auch wieder aufgehoben werden. Technische Größen und Spezifikationen dieser PV- Anlagen sind entsprechend ihren Komponenten zugeordnet.
Die Solartische haben eine die Solarzellen tragende Fläche oder ein Gerüst, welches die Solarzellen stütz. Sie können horizontal oder geneigt ausgerichtet sein, meist sind sie für eine gesamte PV-Anlage in einer gleichen Neigung angeordnet. Diese Neigung kann in einem Winkelbereich zwischen 15° und 45° liegen. Sie hängt von der geographischen Breite ab, an der das PV-Kraftwerk gebaut wird. Die Fläche der Solarzellen, meist organisiert in Modulen, wird dabei zum Äquator nach Süden ausgerichtet und je weiter nördlich das PV- Kraftwerk gebaut wird, desto stärker ist die Neigung des die Solarzellen tra¬ gende Gerippes (oder Fläche) .
Eine gängige Ausbildung der Solarmodule und ihrer elektrischen Schaltung liegt so, dass die erste Spannungsebene der Gleich¬ spannung DC, die von den DC-AC-Wandlern aufgenommen wird, nicht höher als 1.500 V ist, insbesondere aber größer als 500 V.
Meist ist diese Spannung durch die Spannung eines Tisches de¬ finiert. Solartische werden dabei nicht in Reihe geschaltet, sondern nach derzeitiger Bauweise nur parallelgeschaltet. Die Spannung eines Tisches definiert damit die erste Spannungsebe¬ ne, deren Leistung aber durch die Anzahl von parallel geschalteten Tischen und die Anzahl von DC-AC-Wandlern erhöht wird. Diese Leistung als Nennleistung wiederum hängt von der Größe des spezifizierten Gebietes ab, und auch der Nähe oder Enge der Anordnung der Tische auf diesem Gebiet.
Aufgrund der Größe eines solchen zumindest 2 MW als Nennleis¬ tung aufweisenden Kraftwerks ist die Anzahl der Gruppen von Solartischen sehr hoch. Einem DC-AC-Wandler werden im Besonde- ren weniger als 10 % der Anzahl der Tische der gesamten PV- Anlage zugeordnet, meist wesentlich weniger. Die beanspruchte Erfindung wird nachfolgend anhand mehrerer Ausführungsbeispiele erläutert und ergänzt.
Figur 1 zeigt einen Aufbau der Rechneranlage mit einem
Speicher 30 und einer Darstellungseinrichtung 34.
Figur 1.1 ist eine perspektivische Darstellung eines Tisches
Ti, welcher eine Vielzahl von Solarmodulen 21, 22, 23, usw. auf einem Traggestell aufweist, wobei die Gesamtheit der Bedeckung mit Solarmodulen mit 20 benannt ist.
Figur 1.2 ist eine Seitenansicht der Figur 1.1, wobei zwei Ti¬ sche Ti und T2 nach rechts beabstandet dargestellt sind und der Abstand d bezeichnet ist. In einer Al¬ ternative, bei einem veränderten Verlauf des Geländes von Bi auf B2, steht der zweite Tisch T2 tiefer, rep¬ räsentiert durch seinen Standfuß t2 ' und weiter von dem ersten Tisch Ti entfernt, gekennzeichnet durch den Abstand d' .
Figur 2 ist eine Topologie eines Gebiets 100a, auf dem das
PV-Kraftwerk, eine Photovoltaikanlage, bspw. 100, zu errichten ist und errichtet wird. Dieses Gebiet ist durch Höhenlinien in seiner Topologie dargestellt.
100a* repräsentiert die zu den Grauwerten gehörenden Höhenwerte zwischen 90 m und 120m.
Figur 2.1 ist ein Layout 100 einer ersten PV-Anlage, welche durch eine Vielzahl von Tischen Tn hier beispielsweise beginnend mit den Tischen ΤΊ, T2 (links unten) repräsentiert ist. Der Tischverlauf ist in Spalten organisiert, ein Tisch hat eine gegebene Breite und ein anderer Tisch hat einen bestimmten Abstand d von dem vorhergehenden Tisch, wie er anhand der Figur
1.2 erläutert ist. Die PV-Anlage von Figur 2.1 hat 1685 Solartische. Figur 2.2 zeigt eine zweite PV-Anlage 101, auch repräsentiert durch ihre Solartische und die Anordnung dieser So¬ lartische Tn, wobei das Gebiet 100a dasselbe ist.
Dieses Layout einer PV-Anlage hat 1719 Solartische.
Figur 2.3 hat 1671 Solartische und repräsentiert die PV-Anlage
102, die ebenfalls in das Gebiet 100a von Figur 2 passt .
Figur 2.4 ist eine Ausschnittsvergrößerung der Figur 2.1 im Bereich der unteren Innenecke bei b^, wobei der Inver- ter Ii3 noch nicht platziert ist, sondern nur Solartische dargestellt sind.
Figur 2.5 zeigt einen erweiterten Ausschnitt desselben Bereichs von Figur 2.1, hier mit platziertem Inverter I13, der an der Stelle eines Tisches, namentlich des Solarti¬ sches Ts4i platziert worden ist.
Figur 2.6 zeigt eine Verkabelung (im Sinne einer elektrischen
Verschaltung) einer Vielzahl von Tischen mit einem Inverter, hier I31, und die elektrische Verschaltung einer Gruppe von Invertern, im Beispiel die Inverter ±25 bis I31, wobei der Inverter I13 in der unteren
Innenecke, an den vorhergehenden beiden Figuren erläutert, repräsentativ dargestellt ist. Die Verschal¬ tung der Inverter geschieht zur Transformatorstation W, die über den in ihr befindlichen Transformator ei- ne hohe Spannung HS, oberhalb von 110 kV abgibt, die in das nicht dargestellte Verbundnetz eingespeist wird .
Figur 2.7 veranschaulicht eine Ausschnittsvergrößerung, die ge- nauer dargestellt den Bereich unterhalb der Transformatorstation W veranschaulicht und die genauere An¬ schlussweise der einzelnen Solartische in diesem Ge¬ biet zeigt, wobei auch die elektrische Verschaltung der rechten Spaltengruppe von Invertern I31, I30, I29 (und weitere) über die elektrische Ringleitung LI verdeutlicht wird. Figur 3.1 zeigt eine Darstellung des Bildschirms 34 aus Figur
1, wobei der Koordinatenbereich 34a und ein Skalenbereich 35 (mit graphisch dargestellten Achsen) erkennbar ist. Figur 3.2 ist die Darstellung der Abbildung 3.1 mit einer Restriktion auf der Skala 41.
Figur 3.3 ist die Darstellung der Abbildung 3.2 mit einer zweiten, zusätzlichen Restriktion auf der Skala 42.
Figur 3.4 ist eine andere Einstellung der Skalen im Bereich 35 und eine andere Auswahl von zwei technischen Eigenschaften im Koordinatenbereich 34a.
Figur 4.1 zeigt einen Szenarienvergleich mit zwei grundlegenden Arten von Layouts von PV- Anlagen in den zwei gegenläufig schraffierten Bereichen 51, 52, die sich im Gebiet 53 überlappen.
Figur 10 sind drei Bilder einer real existierenden PV-Anlage, auf denen die mit Solartischen Tn belegte Fläche zu sehen ist, der Abstand d der Solartische zu erkennen ist und deren Anpassung an den Topologieverlauf, wie auch die Platzierung von Invertern Im, denen jeweils eine ganze Gruppe von Solartischen zugeordnet ist.
Figur 11 zeigt ein schematisches Ablaufdiagramm eines Ausfüh- rungsbeispiels eines Verfahrens zur Schaffung eines physikalischen Layouts einer Photovoltaikanlage auf einem spezifizierten Gebiet. Figur 1 zeigt ein Speichermodul 30, in dem eine Vielzahl von Layouts digital abgelegt ist. Dieser Speicher kann beispiels¬ weise als Datenbank ausgebildet werden. Die in ihm abgespei¬ cherten Layouts von PV-Anlagen 100 , 101 , 102 , später erläutert, die in diesem Beispiel von einem ersten Rechner "computergestützt" errechnet worden sind, werden von einem zweiten Rechner 32 ausgelesen und auf einer Bildschirmdarstellung 34 dargestellt. Die Bildschirmdarstellung 34, die ein Ausdruck oder eine Darstellung auf einem Display sein kann, hat zumindest zwei her¬ vorgehobene Bereiche, einen Koordinatenbereich 34 und einen Achsenbereich 35, in dem eine Vielzahl von parallelen Achsen, dargestellt als graphisch repräsentierte Slider (Achse mit grafischen Schiebeknöpfen) aufgetragen sind.
In einem nicht dargestellten Beispiel können die Layouts der PV-Anlagen, die im Speichermodul 30 vorgehalten werden, zum- rechnergestützten-Auslesen durch den Rechner 32 und geeigneten Darstellungen auf der Darstellungseinrichtung 34 auch von diesem gleichen Rechner 32 errechnet und eingespeichert werden. Der erste Rechner 31 für die Vorausberechnung oder Vorberechnung der Layouts ist dann entbehrlich. Die Solartische Tn, die im Beispiel als zwei Tische ΪΊ und T2 in den Figuren 1.1 und 1.2 dargestellt werden, sind solche, die auf einer Fläche eine Vielzahl von Solarzellen 20 tragen. Diese Solarzellen können unterschiedlich organisiert sein. Derzeit gängige Organisationen sind so gestaltet, dass mehrere Reihen 21, 21a, 21b, 21c, 21d von Solarmodulen organisiert werden und flächendeckend auf die Oberseite des Tisches Tl aufgelegt werden. Sie werden elektrisch auf der Unterseite verschaltet, entweder alle Solarmodule einer Reihe in Serie oder abwechselnd durch Verschachtelung unterschiedlicher Modu- le aus benachbarten Reihen 21, 21a und Serienbildung.
So kann die abgegebene Spannung jedes Solarmoduls 21, 22, 23 addiert werden, so dass eine Spannung entlang eines "Strings", bspw. 21 oder 21a entsteht, die der Eigenspannung eines Moduls entspricht, multipliziert mit der Anzahl von in Reihe geschal¬ teten Modulen. Die dadurch gebildete Gleichspannung, die durch Parallelschalten der mehreren Strings nicht verändert wird, sondern nur in ihrem abgebbaren Strom vergrößert wird, ist bei derzeit gängigen Anlagen nicht oberhalb von 1.500 V. Es ist eine Gleichspannung, die von der einstrahlenden Sonnenenergie erzeugt wird. Die verschiedenen Reihen 29, 29a, 29b (und andere) sind im dargestellten Beispiel auf einer geneigten Fläche aufgelegt. Diese Neigung kann abhängig vom Aufstellort der PV-Anlage unterschiedlich groß sein. Sie kann auch bei nahe 0° liegen, wenn die Solartische T in der Nähe des Äquators aufgestellt werden. Bevorzugt hat sie einen geringen Neigungswinkel, um einer Versehrnutzung entgegenzuwirken und beispielsweise Wasser ablaufen zu lassen. Desto weiter nördlich die Solaranlage platziert wird, desto größer ist die Neigung 3 (theta) , welche die Solarzellen 20 auf der flächigen Seite des Tisches gegen- über der Horizontalen H haben.
Wird die Anlage nahe des Äquators aufgestellt, ist ein Nei¬ gungswinkel nahe 0° , meist oberhalb von 10°, um eine Selbst¬ reinigung zu erzielen, wenn Wasser auf die Solarzellen 20 auf- trifft und abfließen soll.
Anlagen, die weiter nördlich aufgestellt werden, haben einen größeren Neigungswinkel, bis zu einem Neigungswinkel zwischen 40° und 50° für PV-Anlagen, die mit den Solartischen gemäß den Figuren 1.1 und 1.2 ausgestattet werden und beispielsweise in Schweden aufgestellt sind (>60° nördlicher Breite). In Mittel¬ europa bei einem Breitengrad von zwischen 45° und 55° wird der Neigungswinkel der Solarfläche 20 zwischen 20° und 40° zu lie¬ gen kommen. Konkret passen kann ein Bereich um 30° Neigung (±10 % Abweichung) für München (ca. 48° Breite) .
Die Solarflächen 20 werden dabei Richtung Süden (zum Äquator) ausgerichtet und haben bevorzugt in der ganzen PV-Anlage die gleiche Neigung. Diese Neigung stellt einen technischen Eigenschaftswert dar, der um den Verschattungswinkel (Schattenwin¬ kel) <x (sigma) ergänzt werden kann, der auch für eine Gesamt¬ anlage gleich sein kann. Dieser Winkel ist als σ ' i (sigmal) in der Figur 1.2 repräsentiert und geht von der Oberkante eines Tisches zu der Unterkante des Folgetisches T2. Durch diesen Winkel wird der Abstand der beiden in Figur 1.2 dargestellten Tische Ti und T2 definiert, der dazuhin abhängig davon ist, wie sich die Topologie ändert.
Das auf einem Gestell aufgesattelte Flächengebilde mit den So¬ larzellen 20 steht entweder auf mehreren Füßen oder aber auf einem Gestell, das auch durch Quertraversen qi in Querrichtung stabilisiert ist. Die beispielsweise dargestellten zwei Füße ti und t2 tragen mit ihrer unterschiedlichen Länge zu dem Nei¬ gungswinkel 3 (theta) bei.
Verändert sich der Geländelauf Bi bei einer zu belegenden Flä¬ che, wie sie in Figur 1.2 dargestellt ist, verändert sich, durch den Verschattungswinkel (Ji(sigmai) vorgegeben, auch der Abstand der Tische voneinander. Der nächste Tisch wird in ei¬ nem Abstand d' platziert, wenn sich das Gelände abwärts verän¬ dert, wie es bei B2 dargestellt ist. Der zugehörige Fuß t2 ' liegt tiefer und durch den vorgegebenen Verschattungswinkel verändert sich der Abstand d' gegenüber dem kürzeren Abstand d, wenn das Gelände Bi auf gleicher Höhenlage bleibt.
In dem Beispiel der Figur 2 ist ein spezifiziertes Gebiet 100a gezeigt, welches Ort und Fläche der zu errichtenden und er- richteten Photovoltaik-Anlage ist. Dieses spezifizierte Gebiet besteht aus zwei zusammenhängenden Rechtecken 100a' und 100a". Es sind Höhenlinien eingezeichnet. Zu den Höhenlinien sind verteilte Höhenpunkte ebenfalls zur Verständlichkeit herange¬ zogen. Unten ist eine Höhenskala 100a* zwischen 90m und 120m in Schritten von Sm gezeigt (der Grauwert der Höhe entspricht dem korrespondierenden Grauwert im spezifizierten Gebiet) 100a. Insbesondere im rechten kleineren Rechteck 100a' sind tiefere Gebiete um 91bis 94m Höhenlage dargestellt, der zugehörige, von zwei Höhenlinien eingegrenzte Bereich 100b' ist ersicht¬ lich und verläuft von Nord nach Süd.
Im linken, größeren Rechteck 100a" ist ein sehr großes Plateau 100b" zu ersehen, das sich etwa mittig von oben nach unten (Nord-Süd) erstreckt und im Höhenbereich von 107m liegt (mitt¬ lerer Grauwert entsprechend der Höhenskala 100a*) . Im rechten oberen Abschnitt (im Nordosten) dieses größeren Rechtecks
100a" ist ein sehr hoch liegendes, kleineres Gebiet 100b"' zu sehen, dessen Höhe als Plateaulage bei 122m liegt (Grauwert entsprechend des oberen Endes der Höhenskala 100a*) . Dieses spezifizierte Gebiet ist von dem Rand 99 der beiden
Rechtecke vorgegeben und begrenzt und wird mit einer Photovol- taik-Anlage 100 bebaut (werden) .
Bei dieser Bebauung sind nicht nur die örtlichen Gegebenhei- ten, nationale Vorschriften und Ausschreibungsinformationen zu berücksichtigen, sondern im Besonderen die geometrische Form (Umriss 99) des spezifizierten Gebiets 100a, die Topologie der Figur 2, und die Ausrichtung des Gebiets in der Himmelsrichtung, die hier mit Nord-Süd gegeben ist. Auch zu berücksichti- gen sind geografische Gegebenheiten im Sinne eines Breitengra¬ des und Wetterdaten, die für diese geografische Lage auf der Erdkugel für zumindest einige der vergangenen Jahre bekannt sind . Auch ist dabei wichtig zu wissen, ob es sich um ein auf der Nordhalbkugel oder Südhalbkugel liegendes spezifiziertes Ge¬ biet 100a handelt. Im dargestellten Beispiel der Figur 2 ist das spezifizierte Gebiet auf der Nordhalbkugel, und daher topalogisch günstig ausgebildet, da die höheren Bereiche
100b"' weiter im Norden liegen und die tiefer liegenden Bereiche 100b" und 100b' weiter in den Süden reichen. Die auf die¬ sem Gebiet aufzustellenden und auszurichtenden, Solarzellen tragenden Flächen 20 sind als einzelne Solartische in Figur 1.1 und Figur 1.2 dargestellt.
In einer PV-Anlage 100 (auch: 'Kraftwerk' L die hier zunächst nicht dargestellt ist, geht es um die Verteilung einer großen Vielzahl von Solartischen auf einem spezifizierten (meist räumlich begrenzten) Gebiet mit dem Ziel der Optimierung einer Vielzahl von Kriterien der PV-Anlage. Ein Beispiel einer solchen Photovoltaik Anlage auf ca. 70 Hektar ist unter www.siemens.com/photonews/pn201105d bildlich dargestellt. Diese Anlage erbringt 31MW aus Solarzellen. In "Google Earth" ist die noch im Aufbau befindliche Anlage von oben unter den Koordinaten 44.009420, 6.015299 (bei 04190 Les Mees, Frankreich) zu sehen, hier auch in Figur 10 dargestellt. Tischreihen und Spalten befinden sich dort noch im Aufbau, aber die - keineswegs geradlinigen- Grenzen des spezifizierten Gebiets sind gut zu erkennen (braun-grün Übergang) . Es sind mit der hier beschriebenen Erfindung nur solche PV-
Anlagen angesprochen, die als Photovoltaik-Großanlagen benannt werden können mit Leistungen oberhalb von 2 MW bis in Bereiche oberhalb von 1GW. Für diese Leistungen sind eine große Viel¬ zahl von Tischen auf dem spezifizierten Gebiet 100a zu vertei- len, und zwar so zu verteilen, dass sie mit der geografischen Lage, dem normalen Sonnenverlauf und den Wetterbedingungen günstigst-möglich ausgerichtet, platziert und in ihren Abständen organisiert aufgestellt sind. Die Aufstellung der Tische ΤΊ, T2 und vieler weiterer Tische Tn, mit einer allgemeinen Laufvariablen n von 1 bis N, sind schematisch dargestellt anhand von drei Layouts von Kraftwer¬ ken 100,101und 102 in den Figuren 2.1,2.2 und 2.3. Die realen Tische sind repräsentiert durch kurze Linienstücke, aufgereiht entlang einer ersten Spalte, und eine zweite Spalte von Tischen ist mit einem Abstand "a" daneben angeordnet, und parallelliegend ausgebildet. Es gibt eine Vielzahl von symbo- lischen Abständen a, zwischen den ersten vier Spalten von parallelliegenden Tischen T, und es gibt reale Abstände b, die jeweils eine erste Gruppe von Tischspalten von einer zweiten Gruppe von Tischspalten trennt (beabstandet) .
In der Konfiguration des physischen Layouts ist die PV-Anlage 100 in Figur 2.1 nicht dargestellt, sondern nur repräsentiert durch die Lage von Tischen T, durch die Lage von Invertern I, repräsentiert durch explizit benannte Inverter Ii, I12 und IM, wobei m die Laufvariable ist und eine Trafostation W. Figur 2.1 repräsentiert eine PV-Anlage 100 mit 1685 Solartischen, die alle mit Solarmodulen 20 belegt sind, die auf einem jewei¬ ligen Solartisch in Strings in Reihe geschaltet sind und meh¬ rere der Strings sind auf dem Solartisch parallel geschaltet. Es ergeben sich Spannungen im Bereich zwischen 700 V und 1.500 V, bevorzugt im Spannungsbereich zwischen 800 V und 1.000 V DC.
Es sind fünf Abstände b (bi, b2,...) eingezeichnet, die jeweils paarweise eine Gruppe von Tischspalten einrahmt, wobei im grö¬ ßeren Rechtecks 100a" drei parallele Spaltengruppen mit je fünf parallelen Spalten von Tischen ausgebildet sind. Gleicherweise ist am Westrand des kleineren Rechtecks 100a' auch ei¬ ne Gruppe von fünf vertikalen Tischspalten zwischen dem vier- ten und dem fünften Spaltengruppen-Abstand b4, bs aufgebaut.
Die Platzierung der Solartische, die Anordnung der Inverter (schwarze Rechtecke) und die räumliche Konfigurierung der Spalten zur Füllung des Gebiets 100a repräsentieren die Ausle- gung und damit das physische Layout des Kraftwerks 100. Eine gesondert dargestellte Trafostation W ist in der Innenecke zwischen dem kleinen und dem größeren Rechteck platziert. Hier führen sämtliche elektrischen Leitungen der Inverter Im hin. Den Invertern selber werden die Gleichstromkabel der einzelnen Tische zugeführt, entweder gruppiert oder untergruppiert oder in Netzen organisiert. Ersichtlich ist auch, dass eine jewei¬ lige Gruppe von Tischen einem Inverter zugeordnet wird und die Gleichstromkabel dieser Gruppe diesem Inverter zugeführt wird. Für den Inverter I i ist das für die Gruppe Gi gezeigt, die eine andere Grauschattierung hat als die Inverter I 2 zugeführte Gruppe G2 (oberhalb der Gruppe Gi ) . Weitere Gruppen sind an den unterschiedlichen Grauschattierungen der Solartische zu erkennen, so ganz oben in der linken Ecke die Inverter I 12 zugeord¬ nete Gruppe von Tischen G12 · Am rechten oberen Eck ist dem In¬ verter IM die Gruppe GM von Tischen zugeordnet, die sich über zwei Spaltengruppen erstreckt. Die Solartische bilden so Un- tergruppen, von denen jede (nur) einen Inverter mit solargeneriertem DC-Strom speist. Die Tisch-Untergruppe kann deshalb auch "Invertergebiet" benannt werden, z.B. GM-i (mit Punkten symbolisiert) . Ein Inverter Im kann auch Solartischen über mehr als einer
Spaltengruppe zugeordnet sein, z.B. das Gebiet G12 zu Inverter I 12 . oder GM ZU I M .
Aufgrund der Breite einer jeweiligen Spaltengruppe ist auch definiert, wie viele Tische in Querrichtung nebeneinander anzuordnen sind (angeordnet sind) . Dabei ist davon auszugehen, dass in Querrichtung immer die Anzahl von Tischen nebeneinander und in Fluchtung angeordnet ist, die für die Spaltengruppe zugewiesen ist. Ersichtlich ist in Figur 2. Idas relativ gerad- linig verlaufende, mittlere Gebiet 100b" der zweiten Spalten¬ gruppe zugeordnet (linker unterer Tisch T250) sie hat fünf Tischspalten nebeneinander platziert.
Der Abstand b der Tische in Richtung der Tischspalten (Süd- Nord) orientiert sich an der Geografie (Höhenlinien) des spe¬ zifizierten Gebiets 100a, was dadurch ersehen werden kann, dass die Tische in der dritten Spaltengruppe am Anfang etwas weiterbeabstandet voneinander gestaffelt angeordnet sind, weil in der räumlichen Topologie ein Gefälle besteht. Eine engere Anordnung der Solartische kann beispielsweise in der vierten Spaltengruppe ersehen werden (links unterhalb der Innenecke mit der Trafostation W) , die auf ein Ansteigen des Geländes 5 zurückzuführen ist, und ein anschließendes Abfallen der To- pologie führt zu größeren Abständen der einzelnen Tische entlang einer jeweiligen Spalte. Nachdem die Tische in einer Querrichtung (innerhalb einer Tischspaltengruppe) immer fluchtend anzuordnen sind, können topalogische Einflüsse zu einer Reduzierung der Anzahl der auf dem spezifizierten Gebiet platzierbaren Tische führen. Eine Ausgestaltung eines anderen Kraftwerks 101 ist aus Figur 2.2 zu ersehen. Diese Photovoltaik-Anlage 101 hat 1719 Solar¬ tische Tn und arbeitet mit acht Spaltengruppen, ist anders or¬ ganisiert und hat keine Spaltengruppen mit fünf nebeneinander stehenden Tischen, sondern Spaltengruppen mit maximal vier ne- beneinander stehenden Tischen.
Das Layout des Kraftwerks 101 verspricht nach Berechnung einen höheren Ertrag, obwohl mehr -Fläche schluckend- vertikale Spaltenabstände b vorhanden sind. Die Spaltengruppen sind in- des nicht so breit, und dadurch können die Tische mit ihren
Abständen in vertikaler Richtung (Süd-Nord) besser an die To- pologie adaptiert werden, als wenn sie in größeren Breiten gemäß Figur 2.1 (zweite bis vierte Spaltengruppe) an die Topolo- gie anzupassen sind.
Maßgebend ist insoweit immer eine in Querrichtung verlaufende, fluchtende Ausrichtung einer Tischreihe (innerhalb einer Spal¬ tengruppe) , die durch die Mehrzahl der Spaltengruppen in dem Layout des Kraftwerks 101 besser zu adaptieren sind. Hier ste- hen die Tische dichter, und es wird eine größere Anzahl von
Tischen auf dem gleichen spezifizierten Gebiet 100a platziert, als die Photovoltaik-Anlage 100 es mit dem Layout gemäß Figur 2.1 ermöglicht. Weitere Ausbildungen, so ein weiteres PV-Kraftwerk 102 sind entsprechend den Vorbildern der Figuren 2.1 und 2.2 zu erstellen. Figur 2.3 zeigt ein PV Kraftwerk 102 mit 1671 Tischen, weniger als in den beiden anderen Layouts 100 und 101. Aus den Figuren 2.1, 2.2 und 2.3 sind zumindest drei Layouts oder technische Spezifikationen, oder aber physische Layouts von drei PV-Anlagen mit einer Leistung oberhalb von 2 MW er- sichtlich. Weitere solche können erstellt werden und werden auch erstellt, so dass eine Vielzahl von vorab festgelegten und in der genauen Auslegung definierten Kraftwerken in einem Speicher z.B. als Datenbank 30 vorgehalten werden und gespeichert sind.
Diese vorab festgelegten PV-Anlagen werden von einem ersten Rechner 31berechnet und in der genannten Datenbank 30 gespeichert. Ein zweiter Rechner 32 liest diese vordefinierten PV- Anlagen aus und stellt sie auf einem Grafikdisplay 34 dar.
Die Darstellung kann variieren, sie besteht aus einer Darstellung der Vielzahl, bevorzugt aller in der Datenbank enthaltenen PV-Anlagen, aber nicht in ihrer räumlich/geometrischen Ausbildung (ihrem physischen Layout) , sondern in einer Reprä- sentativdarstellung im Koordinatenbereich 34a, im Beispiel so dargestellt, dass dort jeder gezeigte Punkt (als Beispiel ei¬ ner Markierung) Repräsentant eines PV-Kraftwerks (einer PV- Anlage 100,101,102,... ) ist. Auf im Beispiel dargestellten Slidern (grafischen Schiebereglern) sind im Skalenbereich 35 technische Eigenschaften der Kraftwerke dargestellt, die in dem Bildbereich 34a durch nur einen Punkt symbolisch repräsentiert werden.
Daraus ist die Gruppe von zumindest zwanzig, bevorzugt mehr als hundert und noch einer Vielzahl mehr von vorberechneten
PV-Anlagen ersichtlich, die gemeinsam auf dem Grafikdisplay 34 dargestellt werden.
Auf den Slidern im "Arbeitsbereich" 35 (mit den Skalen), die unterhalb der x/y-Darstellung 34a zu ersehen sind, werden solche Größen, wie Anzahl der Tische, Anzahl der Inverter, Neigungswinkel der die Solarzellen tragenden Flächen, Shadow- Angle (Schattenwinkel) oder Nennleistung der jeweiligen PV- Anlage durch einzelne Skalenstriche repräsentiert.
Andere technische Eigenschaften der PV-Anlagen können hinzu- treten, komplexere Größen, und auch andere Bewertungsgrößen können dargestellt werden. Beispiele solcher Größen sind der Wirkungsgrad, der erwartete Ertrag pro Jahr (yield post inver- ter) , der LCOE (levelized cost of electricity) , der Ertrag pro Watt peak (kWh/Wp, peak=Nenn) , eine Sensitivität der PV-Anlage gegen Schwankungen im Wetter, eine Sensitivität der Anlage gegen Fehler im technischen Aufbau (baulich gesehen) oder Degradation der Anlage.
Dies alles sind Kenngrößen, die eine PV-Anlage 100,101etc. be- schreiben, und zwar ebenso abstrakt umschreiben, wie ein Fahrzeug mit PS Zahl und max . Geschwindigkeit und Verbrauch um¬ schrieben werden kann. Dies für das jeweils konkrete physische Layout, das anhand der Figuren 2.1, 2.2 und 2.3 symbolisiert wurde .
Die vorberechneten Lösungen sind sinnhaft, aber sind nicht in jeder Hinsicht die besten Lösungen. Die vorberechneten, in dem Speicher 30 (Datenbank) gespeicherten Lösungen befassen sich mit dem Grundstück, auf dem das Kraftwerk errichtet wird, sie befassen sich mit der Tischplatzierung, die Tisch für Tisch erfolgt, sie befassen sich mit einem Invertergebiet (der Fest¬ legung eines jeweiligen Gebiets, das eine Gruppe von Tischen umfasst, die auch spaltengruppen-übergreifend sein kann) und auch der Platzierung der Inverter, und sie befassen sich mit der elektrischen Verkabelung, wobei sowohl die Wechselspan- nungs- Leitungen als auch die Gleichspannungs-Kabel betroffen sind. Die elektrische Verschaltung umfasst dabei das Routing der Leitungen/Kabel und auch die Dimensionierung der Leitungen/Kabel .
Die Gleichspannungs-Kabel führen von den Solarzellenmodulen auf den nebeneinander aufgestellten Tischen zu den Invertern, wobei eine oder mehrere Zwischen-Anschlussboxen 70 vorgesehen sein können, die technisch GJB (generator junction boxes) genannt werden. Eine solche GJB fasst immer mehrere Kabel von mehreren Solartischen Tn zusammen, vgl. Figur 2.6 und 2.7. Weiterführend werden mehrere Kabel von GJBs von anderen GJBs zu- sammengefasst , so dass alle gemeinsam auf einen Inverter ge¬ führt werden (soweit die Solartische diesem Inverter zugeord¬ net sind) , der aus der Gleichspannung eine in der Spannung höhere Wechselspannung erzeugt. An einem Solartisch ist meist eine erste Anschlussbox AJB (Array Junction Box) vorgesehen.
Die Inverter sind in der Regel selbstgeführte Wechselrichter, welche auf die Nennfrequenz der Photovoltaik-Anlage umrichten und auf eine Zwischenspannung, in Europa meist im Bereich von 15kV, per AC-Transformator umsetzen. Jeder Inverter ist über eine oder mehrere weitere Wechselspannungs-Leitungen an die Trafostation W angeschlossen, über welche die PV-Anlage ihre elektrische Leistung abgibt, und zwar in ein noch höherspanni- ges Netz HS im Bereich der Überland-Leitungen von 110 kV bis 330 kV (europäisches Verbundnetz) , in USA schon ab 30 kV.
Bevorzugt sind die Inverter einer ersten Gruppe von Invertern mit der Trafostation über eine Ringleitung verbunden, und eine andere Gruppe von Invertern ist mit einer weiteren Ringleitung mit derselben Trafostation verbunden, vgl. Figur 2.6 und 2.7 mit den Ringleitungen L i und L2.
Die Vorberechnung der Layouts der PV-Anlagen mit dem ersten Rechner 31 geschieht in den zuvor skizzierten Abschnitten in einem Ausführungsbeispiel wie folgt.
Die Analyse des Grundstücks gemäß Figur 2 führt zu einer ers¬ ten Festlegung einer Vorzugsrichtung der Tische. Es können auch mehrere Vorzugsrichtungen in einem spezifizierten Gebiet 100a gewählt sein. In dem dargestellten Beispiel ist die Vor- zugsrichtung von Nord nach Süd. Sie bestimmt die Richtung der Spalten der Solartische. Die Reihe der mehreren nebeneinander stehenden Tische einer Spalte verläuft von Ost nach West, wo- bei "a" nur symbolischen Charakter hat, der physische Abstand der Solartische in Ost-West Richtung ist praktisch Null.
Die Vorzugsrichtung in dem gezeigten Beispiel ist relativ ein- fach von Nord nach Süd zu wählen, weil die Grenzen des Grund¬ stücks auch im Wesentlichen von Nord nach Süd verlaufen, auch wenn sie nicht rechtwinklig zueinander stehen. Verlaufen diese Grenzen des "spezifizierten Gebiets" stärker geneigt, liegt also ein Parallelogramm vor und kein Rechteck, so ist die Vor- zugsrichtung der Tische auch entsprechend den Grenzen des spezifizierten Gebiets ausgerichtet, also geneigt gegenüber der Nord-Süd-Richtung .
Nimmt man in einem nicht dargestellten Beispiel an, dass das erste Rechteck, links, 100a" verbleibt und das rechte, kleine¬ re Rechteck 100a' als Parallelogramm ausgebildet ist, mit ei¬ ner geneigten rechten Kante, so ergibt sich für das kleinere Parallelogramm eine andere Vorzugsrichtung als für das große Rechteck 100a".
Weitere Betrachtungen müssen Platz greifen, wenn die Gebietsgrenzen nicht parallel verlaufen. Dann ist die zu wählende Vorzugsrichtung eine Einschätzungsfrage. Sie kann durch Inge¬ nieurleistung bereitgestellt werden, Ingenieurwissen kann un- terstützen, oder es kann eine Optimierung im Sinne einer Modellrechnung erfolgen, die eine oder mehrere Vorzugsrichtungen erprobt. Diese Vorzugsrichtungen können jeweils in unterschiedlicher Form auch Anlass und Ausgangspunkt für unterschiedliche Layouts von dann sich ergebenden verschiedenen Kraftwerken sein, die unter die vorberechnete Menge von ge¬ speicherten "Lösungen" von Kraftwerken fallen, die in der Datenbank 30 gespeichert werden.
Die Vorzugsrichtung ist damit auch ein Kriterium oder eine Ei- genschaft eines Layouts von Kraftwerken, die für die spätere Auswahl und Navigation am Bildschirm 34 Verwendung finden kann . Eine andere Möglichkeit, die Vorzugsrichtung festzulegen, ist nicht die Verwendung von Grenzen des Grundstücks (äußeren Rändern) , sondern von topalogischen Gegebenheiten innerhalb des Grundstücks, beispielsweise dem ersichtlichen vertikalen
Schlauch 100b" in Figur 2, der angenommener Maßen auch um 30° geneigt verlaufen könnte, und damit eine Vorzugsrichtung vorgeben kann, die um 30° geneigt verläuft, ungeachtet der rela¬ tiv vertikal (Nord-Süd) verlaufenden Gebietsgrenzen. Auch hier kann sich eine eigene Layout-Gestaltung eines Kraftwerks erge- ben, die Bestandteil der in der Datenbank gespeicherten vorberechneten fertigen Layouts wird.
Die Platzierung der Solartische ist ein weiterer Schritt, die einer vorberechneten, fertigen Layout-Lösung der Photovoltaik- Anlage zugehörig ist. Begonnen wird mit der Festlegung der Spaltengruppen. Eine Spaltengruppe umfasst mehrere Tischspal¬ ten, es können zwischen zwei und sechs (jeweils einschlie߬ lich) Tischspalten einer Spaltengruppe zugehörig sein. Auch eine Einzeltisch-Spalte ist möglich, meist aber am Rand der spezifizierten Gebiete, vgl. Figur 2.2, rechts.
Zwischen zwei Spaltengruppen ist jeweils ein Spaltenabstand "b", wie in den Beispielen 101,102,100 erläutert.
Es tritt hinzu, dass die erste Spaltengruppe in einem Abstand oder unmittelbar am linken Rand beginnen kann, und/oder die letzte Spaltengruppe am Ende des Gebiets oder in einem Abstand vom Ende des rechten Rands des Gebiets gelegen sein kann.
Die Spaltengruppe, die bevorzugt zwei bis sechs Spalten von Tischen beinhaltet, kann auch im Randbereich auf nur eine Tischspalte beschränkt werden, so Figur 2.2. Das ergibt sich aufgrund der Geometrie und Erstreckung des spezifizierten Ge- biets, sollte aber im Inneren des spezifizierten Gebiets nicht als Ausbildung oder Gestaltung verwendet werden, allenfalls im Randbereich . Eine topologie-adaptive Spaltenkonfiguration kann ebenfalls erfolgen, die sich beispielsweise anhand der Topologie der Fi¬ gur 2 orientiert, so die Auswahl von drei breiten Spaltengrup¬ pen, zweite Gruppe bis vierte Gruppe (in dem Kraftwerk-Layout der Figur 2.1), die sich an dem breiten Streifen 100b" in Figur 2 orientieren) . In Längsrichtung der Solartische (Ost-West- Richtung) kann das spezifizierte Gebiet ansteigen und abfal¬ len, ohne dass die Abstände der Solartische sich verändern. Das Auffüllen der Spaltengruppen ist der nächste Schritt, wobei die Solartische jeweils in einer Reihe gemeinsam platziert werden, also die Tische ΤΊ , Τ βο und die beiden daneben liegenden benachbart fluchtenden Tische eine Reihe bilden (in der ersten Spaltengruppe der Figur 2.1) .
Anschließend wird die zweite Tischreihe aus vier in Querrich¬ tung (Ost-West-Richtung) auf gleicher Linie stehenden Tische festgelegt (linker Tisch T2) . Der Tischabstand "d" Nord-Süd er¬ gibt sich dabei aus der Topologie der Figur 2 im linken unte- ren Bereich, die etwa gleiche topalogische Höhe aufweist.
Hier können die Tische, beginnend links unten in Figur 2.1, sehr dicht aneinander platziert werden (d ist klein) , da kein topalogisches Gefälle ausgeglichen werden muss oder die eine Nähe der Tischreihen begünstigende Steigung nicht vorhanden ist.
Allgemein kann hier gesagt werden, dass eine Steigung nach Norden bei nach Süden ausgerichteten Tischreihen eine nähere Platzierung oder engere Platzierung der einzelnen Tischreihen in einer jeweiligen Spaltengruppe ermöglicht, und ein Gefälle verursacht, das die Tischreihen mit einem größeren Abstand d' (hier Nord-Süd) versehen sein müssen, um die Abschattung des weiter hinten liegenden Tisches bei tiefer stehender Sonne nicht zu groß werden zu lassen. Die zweite (hintere) Tischrei- he erhält dann nur noch begrenzt Lichteinstrahlung, wenn sie zu nahe an der ersten (vorderen) Tischreihe angeordnet ist und entlang der Spaltengruppe ein Gefälle (in Figur 2.1 nach oben betrachtet) vorhanden ist. Eine weitere Einflussnahme kommt durch unterschiedliche topo- logische Höhenlagen in Querrichtung einer Spaltengruppe zustande. Senkt sich das spezifizierte Gebiet entlang einer Hälfte der Breite der Spaltengruppe stärker ab als der benach¬ barte Gebietsabschnitt in der übrigen Spaltengruppe, so be- misst sich der Tischabstand in Längsrichtung der Spaltengruppe nach dem notwendigen größeren Tischabstand in dem sich absenkenden Gebietsabschnitt, obwohl im linken Gebietsabschnitt, der sich nicht absenkt, eine nähere/engere Ausrichtung der einzelnen Tischreihen möglich wäre.
Figur 1.2 zeigt den Schattenwinkel <Ji(sigma) und den Neigungs¬ winkel 3 (theta) der die Solarzellen tragenden Fläche des So- lartischs ΤΊ. Beide Winkel gemessen gegenüber der Horizontalen H. Der zweite Tisch T2 wird in einem Abstand d vom ersten Tisch Ti platziert. Dieser Abstand d ergibt sich aus einer Betrach¬ tung des Schattenwinkels, dessen Fahrstrahl unter σ i einge¬ zeichnet ist. Er beginnt an der Oberkante des ersten Tisches ΤΊ und läuft bis zur Unterkante des Tisches T2. Ist kein Gefälle zu verzeichnen und der Boden eben entlang der Topologie Bi, ist der Tisch T2 der zweiten Reihe in der Spaltengruppe so zu plat¬ zieren, wie das in Figur 1.2 mit dem Tisch T2 gezeigt ist. Ist ein Gefälle zu verzeichnen, das schematisch mit B2 eingezeich- net ist, kommt der Tisch T2 tiefer zu liegen, muss also mit der Definition des Auftreffens des Fahrstrahls des Schattenwinkels an seiner Unterkante einen größeren Abstand d' vom ersten Tisch haben, damit die Unterkante des Tisches T2 vom Schatten¬ winkel erreicht wird.
So wird Tisch für Tisch (jeweils eine Querreihe von Tischen in einer Spaltengruppe) platziert, um die Spaltengruppe aufzufül¬ len. Anschließend beginnt die Platzierung der Tische mit der nächst-benachbarten Spaltengruppe, in Figur 2.1 der zweiten Spaltengruppe, noch ohne die dort eingezeichneten Inverter I, mit Solartisch T2so · Das gesamte spezifizierte Gebiet wird entlang der zuvor fest¬ gelegten Vorzugsrichtung und der vorgegebenen Spaltengruppen, jeweils zwischen den realen Abstandsstreifen b auf diese Weise befüllt .
In einem dritten Schritt werden "Invertergebiete" festgelegt. Dabei geht man von einem voll besetzten spezifizierten Gebiet aus, das mit Tischen belegt ist, wie in den drei Beispielen der Figuren 2.1, 2.2 und 2.3 gezeigt, wobei jeweils unter- schiedliche Tischplatzierungen und unterschiedliche Spalten¬ gruppen-Festlegungen und auch unterschiedliche Platzierungen der Abstände b der Spaltengruppen gegeben sind.
Ausgangspunkt der Platzierung eines ersten Inverters ist eine erste Gruppe von Solartischen und ein gering zu haltender Verkabelungsaufwand auf der Gleichstromseite.
Der Inverter Im wird von allen Solartischen, die zu seiner Gruppe Gm gehören, mit Strom beliefert. Dieses wird "Inverter- gebiet" genannt oder auch die Untergruppe. In Figur 2.1 ist die Gruppe Gi dem Inverter Ii zugeordnet und alle Tische sind mit ihren Gleichspannungs-Kabeln an diesem Inverter angeschlossen. Dem zweiten Inverter I2, er liegt weiter oben entlang der ersten Abstandsbreite bi zwischen den beiden ersten Spaltengruppen von Tischen, ist die Gruppe G2 zugeordnet. Am oberen Rand ist dem zwölften Inverter I12 die zwölfte Gruppe G12 zugeordnet .
Die Zuordnung einer Gruppe kann in dem gezeigten Beispiel so erfolgen, dass alle Inverter längs der ersten Abstandbreite blliegen sollen, die beispielsweise als Kabelweg ausgestaltet ist. Die dazu parallele, nächste Abstandsbreite b2 zwischen der zweiten und der dritten Spaltengruppe von Solartischen soll im Beispiel als Fahrweg (für Instandhaltung) ausgebildet sein und an ihr sollen keine Inverter liegen. Die wieder nächste Abstandsbreite b3 ist erneut als Kabelweg ausgebildet und liegt an in Längsrichtung (Nord-Süd) beabstandeten Invertern. Das Zuordnen zu einem Inverter kann sukzessive erfolgen, beginnend mit den ersten beiden Spaltengruppen gemeinsam, von rechts nach links und zeilenweise (reihenweise) . Wenn die Nennleistung des Inverters Ii durch die Zuordnung einer Menge von Solartischen ΪΊ, T2... erreicht ist, ist die erste Gruppe Gi abgeschlossen. Ein etwa mittig gelegener Tisch wird dann herausgenommen und an seiner Stelle wird (möglichst zentral in der ersten Gruppe) der Inverter Ii platziert. Es kann dabei eine Überdimensionierung oder Übergruppierung erfolgen, wobei dem ersten Inverter Ii mehr Solartische elektrisch zugeordnet werden, als es seiner Nennleistung entspricht, also Nennleistung eines Tisches multipliziert der An¬ zahl der Solartische ist Inverterleistung (Nennleistung) , oder aber 30 % bis 50 % oder mehr als 100 % überladen von der Nennleistung der Tische her betrachtet. Auch anders herum gedacht, kann bis zu 30 % unterdimensioniert werden. Günstigenfalls wird praktisch die Inverterleistung entsprechend der Summe der Tischleistungen der ersten Gruppe Gi gewählt. Dies auch für die anderen Tischgruppen ( Invertergebiete) des ganzen spezifizierten Gebiets.
Die Inverter werden dazu nach weiter oben gehend jeweils für eine Gruppe platziert, oder anders herum gesprochen, die nächste Gruppe von Solartischen wird dem nächsten Inverter zugeordnet. Ist ganz am oberen Ende der Inverter I12 nicht mit ausreichend Nennleistung von Solartischen versorgt, um seine Nennleistung zu erreichen, können Tische aus der oder den nächsten Spaltengruppe (n) hinzugenommen werden. Im Beispiel ist das auch erfolgt, dem oberen Inverter I12 werden alle rest¬ lichen Tische der linken Spaltengruppe, also der Gruppe G12 so¬ wie die oberen Solartische der anderen drei Spaltengruppen bis zum Erreichen seiner Nennleistung zugeordnet. Alle Solartische am Nordrand von Gebiet 100a" sind zu Inverter I12
elektrisch leitend gereutet.
Das Aufbauen der Invertergebiete kann auch anders herum, von oben nach unten (Nord nach Süd) erfolgen. In einer weiteren Möglichkeit, die Inverter zu platzieren, können aus beiden Richtungen von oben und unten jeweils Inverter platziert und Gruppen von Solartischen jeweils zugeordnet werden, und bei einer Rest-Tischmenge im mittleren Bereich der linken beiden Spaltengruppen können auch von der noch weiter rechten, dritten Spaltengruppe Solartische hinzugenommen werden.
Anzumerken ist, dass eine Tischreihe, die in der ersten Gruppe aus vier Solartischen und in der zweiten Gruppe aus fünf So- lartischen besteht, nicht insgesamt einem Inverter zugeordnet werden muss, sondern wie die dritte Tisch-Spaltengruppe zeigt (oberhalb von Tisch T550) können auch einzelne Tische (hier drei Tische mit T58o) einer Tischreihe einem anderen Inverter zugeordnet werden (anderer Grauwert der Tischgruppe) .
Die Zuordnung geschieht über das gesamte spezifizierte Gebiet 100a. Die Anzahl der Untergruppen von Solartischen ergibt sich und damit auch die Anzahl der Inverter. Unterschiedliche Grau¬ werte von Tischen zeigen unterschiedliche Invertergebiete .
Alle Inverter werden anschließend elektrisch angeschlossen, und mit Wechselspannungs- Leitungen der Trafostation W zuge¬ ordnet. Bevorzugt geschieht dies mit in Figur 2.6 dargestell¬ ten Ringleitungen L i , L2, bei denen eine Gruppe von Invertern in einer elektrischen Ringleitung liegt und der Trafo W in derselben Ringleitung. Wird der Ring unterbrochen, ist gleichwohl Sicherheit gegeben, weil der Strom aus den Invertern über den anderen Abschnitt des Rings fließen kann. Eine höhere Zu¬ verlässigkeit wird so erreicht. Es spricht gleichwohl auch nichts gegen eine sternförmige Anschlussform, von jedem Inverter Im weg, hin zu der Trafostation W.
Die Inverter geben eine höhere Wechselspannung im Bereich von 15 kV ab. Die Trafostation W setzt diese Spannung in der Fre- quenz des Landes, in dem das Gebiet 100a liegt, auf eine höhe¬ re Spannungsebene, bevorzugt 110 kV bis 330 kV um. Der Verkabelungsaufwand kann mit einem Kriterium versehen werden, wonach sein Aluminium- oder Kupfergewicht festgestellt und festgelegt wird, als ein Konfigurationsparameter (ein Kriterium) der so gestalteten und als Layout festgelegten PV- Anlage. Die Leitungslänge ist hierbei nicht primär relevant. Es kommt auf die Gesamtmenge des verwendeten Kupfers oder Alu¬ miniums für die Leitungen und Kabel an, hinsichtlich ihres Gewichts. Gegenläufig ist die Minimierung der Verluste auf den Leitungen, die bei zu geringem Querschnitt ansteigt, so dass verschiedene Konfigurationen von elektrischen Verkabelungen zu verschiedenen PV-Anlagen gehören können, die von einer gleichen Tischverteilung ausgehen. Mehrere Varianten können dadurch entstehen, die auch Bestandteil der Datenbank 30 werden und als vorberechnete Lösungen (Layouts) für mögliche (baufä- hige) Photovoltaik-Anlagen 100, 101, ... zur Verfügung stehen.
Die Verkabelung der Wechselstrom- und Gleichstromkabel orientiert sich primär an der Ausrichtung der Tischreihen und der Spaltenabstände, die rechtwinklig zueinander verlaufen. Bevor- zugt werden die Kabel entlang dieses rechtwinkligen Rasters verlegt und nicht quer oder schräg unter den Tischen entlang. Diese Aussage gilt für die im Wesentlichen von Nord nach Süd verlaufende Vorzugsrichtung der Gebietsgeometrie von Figur 2.1. Wäre die Ausgestaltung parallelogrammartig und würde sich die Vorzugsrichtung geneigt orientieren, würden die Kabelwege entsprechend geneigt verlaufen. Allgemein kann insoweit gesagt werden, dass die Vorzugsrichtung eine Richtung der Kabelführung bestimmt und die Richtung der Tischreihen eine zweite Richtung der Kabelführung und Leitungsführung definiert.
Figur 2.6 veranschaulicht eine mögliche Verlegung der elektri¬ schen Kabel/Leitungen.
In Figur 2.6 und 2.7 ist exemplarisch eine Ausführung eines Teils der Gleichstrom-Verkabelung und eines Teils der Wechselstrom-Leitungsführung für das Beispiel der Figur 2.1 gezeigt. Es ist dort der rechte Abschnitt (die rechten drei Spalten¬ gruppen) herausgegriffen und vergrößert dargestellt. Die In- verter haben Namen, der obere Inverter ist I24, der linke untere Inverter ist I 13 . Der rechte obere Inverter ist I 31 und der rechte untere Inverter ist I25. Alle diese Inverter werden an die Trafostation W durch Leitungen angekoppelt. Dargestellt ist die obere Gruppe von Invertern, die über eine Ringleitung L2 mit der Trafostation W verbunden sind. Liegt ein Kabelbruch an einer Stelle vor, können sämtliche Inverter noch über den anderen Arm oder Zweig des Leitungsrings ihre Wechselspannung und ihren Wechselstrom an die Trafostation W liefern. Im rech- ten Teil sind die Inverter I 31 bis I 25 über einen ebensolchen Ring Li an die Trafostation W angeschlossen. Die Leitungsführung orientiert sich dabei vertikal.
Der elektrische Anschluss der einzelnen Tische erfolgt durch Kabel, von denen einige exemplarisch als Ki, K2, K3 und K4 ein¬ gezeichnet sind. Jeder Tisch selbst ist über eigene Kabel an eine AJB (Array Junction Box) angeschlossen, und mehrere die¬ ser Array Junction Box sind miteinander elektrisch verbunden an einer GJB 70 und dann dem Inverter I 31 zugeschaltet, dem die Gruppe von Tischen zugeordnet ist. Hier ist der Inverter I 31 dargestellt, dem der Strom von fünf GJB 70 (Generator Junction Box) zugeführt ist, aus der zweiten Spaltengruppe von rechts. Die in der rechten Spaltengruppe liegenden Tische, die auch diesem Inverter 131 zugeordnet sind, sind nicht mit Leitungen elektrisch angeschlossen eingezeichnet, werden aber entsprechend dem Beispiel der zweiten Spaltengruppe von rechts auch elektrisch angeschlossen.
In entsprechender Weise werden auch sämtliche weiteren Inver- ter I13 bis I24 des in Figur 2.6 dargestellten Ausschnitts an die Trafostation W angeschlossen. Es versteht sich, dass auch die übrige Inverterspalte von Ii bis I 12 aus Figur 2.1 an die Trafostation W angeschlossen ist (nicht dargestellt) und die zugehörigen Tische bzw. Tischgruppen je Inverter über Gleich- Stromleitungen auch angeschlossen sind. Kein Tisch, der Strom liefert, ist nicht angeschlossen. Sind eine Vielzahl von mehr als zumindest 20, bevorzugt auch mehr als 100 PV-Anlagen in der Datenbank gespeichert, kann mit diesen gespeicherten, vorberechneten Kraftwerks-Layouts (PV- Anlagen) gearbeitet werden. Jede dieser Anlagen ist sofort einsetzbar, baufähig und kann in die Realität umgesetzt werden. Das dazu herangezogene spezifizierte Gebiet ist der Raum, wo sie platziert wird. Jeder Tisch Tn ist definiert in seiner Geometrie und seiner Anordnung, jeder Inverter ist definiert, die Abstände zwischen den Spaltengruppen sind definiert, die Lage der Trafostation W ist definiert und auch andere techni¬ sche Parameter der Tische, z.B. der Neigungswinkel der Solarzellen-Flächen, sind ebenfalls definiert und festgelegt. Eben¬ falls definiert und festgelegt sind alle Bahnführungen der Ka¬ bel (DC) und alle Bahnführungen der Leitungen (AC) , die von den Tischen Tn zu den Invertern bzw. von den Invertern Im zur Trafostation W führen. Damit ist jede Anlage sofort baufähig, steht aber zunächst zu einer Auswahl, Optimierung und einem möglichen Szenarienvergleich zur Verfügung, mit technischen Spezifikationen der dann tatsächlich gebauten (einen) Photo- voltaikanlage, ausgewählt aus einer großen Anzahl von bereits fertigen Layouts von (vielen) Photovoltaikanlagen, die in der Datenbank 30 für eine Displaydarstellung 34, 34a abrufbar gespeichert sind. In den Figuren 3 wird die grafische Darstellung der Vielzahl von fertigen (baufertigen) und vorberechneten Layouts von Kraftwerken veranschaulicht. Figur 3.1 ist eine vergrößerte Darstellung des Bildschirms 34 und zeigt drei vertikal untereinander liegende Abschnitte. Der obere Abschnitt 34a ist eine zweidimensionale Darstellung ei¬ nes beliebig dimensionalen Raumes. Dargestellt ist für eine Vielzahl von Kraftwerken (PV-Anlagen), die jeweils durch einen Punkt repräsentiert sind, die X-Achse (Anzahl der Tische) und die V-Achse (Anzahl von Invertern) . Eingekreist dargestellt ist die PV-Anlage 105, die mit Kenngrößen (ihren Eigenschafts¬ werten) in dem dritten Bereich 35 (von oben) der Bildschirm- darstellung 34 gezeigt ist, respektive abstrakt repräsentiert ist .
Im Bereich 35 sind eine Vielzahl von grafisch dargestellten Slidern, die mit einem Keil 36 auf jeder der Skalen die Eigenschaftswerte der PV-Anlage 105 repräsentieren. Mit Werten dargestellt ist im Bereich 36a die konkret ausgewählte PV-Anlage mit z.B. folgenden Eigenschaftswerten, einer Anzahl von 1470 Solartischen, 27 Invertern, 16° Neigungswinkel jedes Solarti- sches (gegenüber der Horizontalen) , ein Schattenwinkel von 16°, zur Bestimmung des Abstandes der Tische, wobei der Ab¬ stand der Tische entsprechend der Darstellung der Figur 2.1 abhängig von der Topologie variiert, aber bei gleichbleibendem Schattenwinkel. Auch ist die Nennleistung (peak power) mit 30,87 MW angegeben. Der "Vield Post Inverter" (Jahresertrag) ist mit 36.837,79 MWh dargestellt. Diese Kenngrößen beschrei¬ ben die PV-Anlage 105, eingekreist dargestellt in der X-V- Darstellung 34a, wobei hier herausgegriffen 27 Inverter und 1470 Tische die Koordinaten auf den Achsen sind.
Im mittleren Abschnitt 34b kann über Combo-Boxen oder Schaltfelder 38,39 die X-Achse und die V-Achse im Bereich 34a ausge¬ wählt und eingestellt werden, wobei dann die Werte in dem obe¬ ren Abschnitt 34a der Bildschirmdarstellung 34 dargestellt werden, die auf den Skalen im Bereich 35 angezeigt werden. Im Beispiel sind es sechs technische Eigenschaftswerte, von denen zwei Eigenschaftswerte im zwischen Bereich 34b ausgewählt wor¬ den sind und im bildlich darstellenden Abschnitt 34a als Koordinatendarstellung dem Betrachter visuell vermittelt werden. Diese visuelle Vermittlung geschieht abstrakt, nach Art "ein Punkt ein Kraftwerk", wobei das Kraftwerk 105 mit den technischen Eigenschaften 36 repräsentiert ist und hiervon die
Tischanzahl und die Inverteranzahl dieses PV Kraftwerks 105 zu Erläuterungszwecken herausgegriffen ist. Die anderen Punktdar- Stellungen im Bereich 34a entsprechen den kleinen Strichen auf den sechs Skalen im Arbeitsbereich 35. Die beiden Endwerte dieser Skalen sind links bei 35a und rechts bei 35b gezeigt. Die im Speicher 30 verfügbaren vorbe¬ rechneten Kraftwerks-Layouts haben eine Tischanzahl zwischen 1102 und 2040. Entsprechend haben sie eine Nennlast zwischen 23,142 MW und 42,84 MW.
Diese Grenzwerte sind aus den Endabschnitten 35a, 35b zu erse¬ hen. Die anderen Werte erklären sich entsprechend den Ausführungen zu den zwei herausgegriffenen Skalen "Tischanzahl" und "Nennleistung".
Erwähnt werden sollte die für Kraftwerke aussagefähige Eigen¬ schaft des "Yield Post Inverter" (untere Skala in Figur 3.1) . Sie errechnet sich über den Jahresverlauf und ist angegeben in einer Arbeitsgröße, Leistung mal Zeit. Gerechnet ist für das dargestellte Kraftwerk 105 mit den 1470 Tischen und 27 Inver- tern eine "Yield Post Inverter" von 36,838 (aufgerundet) MWh. Dies berücksichtigt nicht unmittelbar die Nennleistung des Kraftwerks mal der Anzahl von Tagen (entsprechend Stunden) des Jahres, gibt aber den Ertrag pro Jahr an, der unter Berücksichtigung von Wetterdaten des geografischen Ortes, an dem das Gebiet liegt, auf dem die PV-Anlage 105 (hypothetisch) gebaut worden ist. Sie berücksichtigt auch alle Eigenschaftswerte, die im Übrigen für die Anlage 105 in der Figur 3.1 ersichtlich sind.
Aus dem Ertrag (pro Jahr) kann der Verwender, Benutzer oder Betreiber der Anlage errechnen, welchen erwarteten Ertrag er pro Jahr an seine Kunden verkaufen kann. Er kann daraus seine Preise für die verkaufte Elektrizität bemessen, er kann Ab¬ schreibungen berechnen und er kann einschätzen, wie sich die Anlage wirtschaftlich rechnet.
Für die hier relevante technische Betrachtung ist der eigent- liehe technische Wert primär relevant. Für den Anwender mögen andere Wirtschaftsfaktoren zusätzlich relevant sein. Der "Yield Post Inverter" (Ertrag pro Jahr) enthält eine techni¬ sche Komponente, wie auch für den Betreiber einen wirtschaft¬ lichen Aspekt der "Berechenbarkeit". Die Nennleistung ist insoweit einfacher zu bestimmen, sie kann proportional abhängig von der Anzahl der Tische sein, wenn jeder Tisch gleich aufgebaut ist und eine gleiche diskrete Ini¬ tialleistung zur Verfügung stellt. An dem Scrollbalken 40 der Figur 3.1 ist ersichtlich, dass auch eine Vielzahl von weite- ren technischen Eigenschaftswerten der dargestellten PV-
Anlagen in Feld 34a ins Blickfeld gescrollt werden können.
Unter diesen sind beispielsweise auch folgende, hier erläuterte Größen, die aber nicht gesondert dargestellt sind.
Ein technisches Maß ist die Sensitivität gegen Baufehler. Jede Anlage, die individuell geplant ist, hat ein hohes Maß an in¬ dividueller Bauleistung zur Folge. Eine Anlage, die gleichmä¬ ßiger geplant ist, ist für den Schritt des Ausführens des Baus leichter zu realisieren. Sie ist weniger anfällig gegenüber
Baufehlern. Eine Anlage, die individuell so geplant ist, dass jeder Tischabstand ein anderer sein kann, wie in Figur 2.1 gezeigt, ist anfälliger gegen Baufehler und komplexer in der Bauphase. Dieser Wert "robuste Anlage" soll zeigen, dass eine Anlage stärker oder weniger stark abhängig von Baufehlern ihre Leistung verändert. Auf der Skala können dann robuste Anlagen und empfindliche Anlagen unterschieden werden, vgl. dazu Figur 4.1. Ein weiterer Wert, der für den Betreiber oft eine wesentliche Rolle spielt, ist der LCOE (Levelized Cost of Electricity) , die eine Vielzahl von Größen in sich vereinigt und anschaulich die durchschnittlichen Kosten pro erzeugter Kilowattstunde (KWh) über die Laufzeit der Anlage beschreibt. Die Laufzeit der Anlage kann beispielsweise 20 Jahre sein, und ein Bei¬ spielswert für einen LCOE ist 17 Cent je Kilowattstunde (KWh) . In diesem Eigenschaftswert, der technische Größen abbildet, ist auch die Veränderung der Anlage über der Zeit berücksich- tigt, also die Reduzierung der real abgegebenen Leistung der Solarzellen, deren Oberfläche über die Zeit degradiert und die deshalb nicht während der ganzen Laufzeit ihre angenommene Leistung erbringen können. Angenommene Werte der Degradation sind am Anfang zwischen 1 % bis 1,5 % und im Laufe der Jahre bis zur Laufzeit von 20 Jahren zusätzlich eine Reduzierung von 0,5 % pro Jahr. Bei einer Laufzeit, die angenommenermaßen 20 Jahre für eine PV-Anlage beträgt, kommt man auf Werte von 10 % bis 15 % an einer Reduzierung der abgegebenen Leistung gegen- über der installierten Leistung zu Beginn der Laufzeit der PV- Anlage .
Der LCOE kann auch berücksichtigen, dass die eigentlich angegebene Nennleistung für Solarzellen nicht deren reale Nenn- leistung ist. Die Nennleistung ist eine im Labor gemessene
Leistung pro Zelle (mal Anzahl der Zellen in einem Tisch ergibt sich die Tischleistung) , mit einer Lichtbestrahlung von 1.000 W/m2, senkrecht aufgestrahlt auf die Fläche der Solarzel¬ len. Mit der Anzahl der Tische multipliziert ergibt sich eine Nennleistung der Anlage, die real aber nicht erreicht wird, weil in der realen Bauform die Zellen nicht immer senkrecht angestrahlt werden, die Lichtleistung nicht immer 1.000 W/m2 ist, und die Temperatur einen weiteren Einfluss nimmt. Die in¬ stallierte Nennleistung ist deshalb bereits anders, als die angegebene (Labor-) Nennleistung und kann und wird sogar in dem LCOE berücksichtigt. Der LCOE ist deshalb eine ganz reali¬ tätsnahe Eigenschaft des Kraftwerks in ihrer Layout- Konfiguration. Figur 3.2 zeigt eine Restriktion, also eine Einschränkung eines Eigenschaftsbereiches, der hier im Beispiel an der Skala 41erläutert wird. Alle anderen Skalen können in gleicher Form eingeschränkt werden. Die Einschränkung ist ersichtlich durch zwei Grenzen, die mit 36' und 36" auf der Skala 41 den Leistungsbereich einschränken. Die beiden Grenzwerte links und rechts auf dieser Skala sind durch die keilförmigen Slider 36' und 36" auf einen Be- reich eingeschränkt, der links und rechts im Bereich 35a und 35b dargestellt ist, also circa 30 MW und 35,8 MW. Ausgewählt daraus ist dieselbe Anlage 105 mit der Nennleistung 30,87 MW, die im Koordinaten-Darstellungsabschnitt 34a auch mit einem Kreis umrandet herausgegriffen ist. Die dort jetzt verbleiben¬ den PV-Anlagen sind wesentlich weniger als in Figur 3.1, es sind nur diejenigen, die den Kriterien der Achse 41 entsprechen, also innerhalb des Bereiches zwischen 36' und 36" eine Nennleistung haben (Peak Power) . Die anderen Kraftwerke sind im Bereich 34a entweder ausgeblendet oder "ausgegraut" (grau dargestellt gegenüber einem dunkleren oder stärkeren Kontrast der ausgewählten Kraftwerke) .
Eine weitere Einschränkung einer zusätzlichen Skala 42 zeigt die Figur 3.3. Die Anzahl der Inverter der Skala 42 sind einge¬ schränkt zwischen 29 und 30 (die Bruchdarstellung soll hier nicht beachtet werden, es gibt nur ganze Zahlen von Inver- tern) . Diese beiden Grenzen 37' und 37" sind tatsächlich zwei Stückzahlen von Invertern, 29 und 30, wie an den beiden kurzen Skalenstrichen zu ersehen ist. Ausgewählt zwischen diesen beiden Werten ist die Zahl 29, deren zugehörige Anlage 106 im Ko¬ ordinatenbereich 34a dargestellt ist.
Alle übrigen Anlagen sind "ausgegraut" dargestellt, also mit einem geringeren Kontrast. Aus der Vielzahl der Anlagen von Figur 3.1bleiben nur noch wenige übrig, die durch die beiden Restriktionen (Einschränkungen) der beiden Skalen 41 und 42 als noch hervorgehoben dargestellt verbleiben. Die zuvor noch dargestellte Anlage 105 in Figur 3.2 entspricht nicht mehr diesen Einschränkungen und damit nicht mehr dem vorgegebenen Profil aus dem Arbeitsbereich 35, so dass sie ausgegraut im Abschnitt 34a dargestellt ist. Es wird stattdessen eine andere Anlage 106 hervorgehoben dargestellt (durch Kreis repräsentiert) , die den Werten entspricht, die im Arbeitsbereich 35 begrenzt vorgegeben werden.
Der Benutzer kann eine ausgewählte Anlage natürlich jederzeit verändern, indem er die mit Keil nach oben dargestellten Schieber 36 verändert. Es genügt dabei, einen der sechs darge¬ stellten Schieber 36 zu verändern, da zu einer Anlage naturgemäß immer auch eine Gruppe von Eigenschaftswerten gehört.
Nachdem einem Eigenschaftswert aber mehrere Anlagen zugehörig sein können, ist die Auswahl über die Slider 36 nicht immer eindeutig. Eindeutiger ist es dann, eine der Anlagen auszuwählen, die im Koordinatenbereich 34a dargestellt werden, also beispielsweise die Anlage 106 (durch Kreis symbolisiert), die in Figur 3.3 hervorgehoben ist. Diese stellt dann die Slider im Arbeitsbereich 35 so ein, dass die ihr zugehörigen Eigenschaftswerte gekennzeichnet sind, und zwar für den Benutzer erkennbar gekennzeichnet sind.
Die eingestellten Restriktionen können auch rückgängig gemacht werden, indem die Links- und Rechtskeile wieder nach außen verschoben werden. Es können ganz enge Bereiche eingegrenzt werden, und es können Anlagen verglichen werden, wenn über den Bereich 34a verschiedene Anlagen "angeklickt" werden. Ein sehr komplexer Zusammenhang, der nicht evident ist, obgleich eine Anlagenkonfiguration und ein Layout bekannt sind, ist in der Figur 3.4 dargestellt. Sie zeigt im Bereich 34a aufgetragen den Ertrag pro Jahr (vertikal) und auf der horizontalen Achse den Schattenwinkel, der ein Konstruktionswinkel ist, mit dem die Anlage in ihren Tischabständen auf dem Gebiet nach beispielsweise Figur 2 im Layout konfiguriert wird. Ver¬ ändert man den Neigungswinkel der Achse 43 im Sinne einer Ein¬ schränkung zwischen den Werten 16° und 24,89° (Neigungswinkel der Solarfläche 20 gegenüber der Horizontalen) , so ergibt sich die hervorgehoben dargestellte Gruppe von dadurch ausgewählten Kraftwerken .
Erkenntlich ist aus dieser Darstellung im Bereich 34a, dass für hohe Schattenwinkel Anlagen mit hohem Ertrag ausgegraut oder ausgeblendet werden (oberhalb von 35° Schattenwinkel) .
Für Anlagen mit geringerem Schattenwinkel (unter dem genannten Grenzwert) werden Anlagen mit geringerem Ertrag ausgegraut. Dies ist eine Einschränkung durch die Begrenzung des zugelas- senen Bereichs des Neigungswinkels. Die eingezeichnete Verbin¬ dungslinie 36a verbindet die ausgewählten Eigenschaften der Anlage 107, die mit einem Schattenwinkel von 16° und einem Neigungswinkel von ebenfalls 16° im Abschnitt 3 4a durch einen Kreis hervorgehoben dargestellt ist.
Sie gehört zu den noch ausgewählten Anlagen innerhalb der rechten und linken Grenzen im Arbeitsbereich 35 auf den sechs Eigenschaftsskalen .
Figur 4.1 zeigt einen Szenarienvergleich. Das ist ein Vergleich von zumindest zwei (grundsätzlichen) Arten von Layouts.
Um den Benutzer mit weiter reichenden Informationen zu solchen "Szenarien" zu versorgen, können weitere Details in der graphischen Oberfläche GUI 34 angezeigt werden. In Abbildungen von technischen Eigenschaften, die im Folgenden mit Figur 4.1gezeigt werden, sind die Achsenbeschriftungen "Kosten" und "Ertrag" nur repräsentativ für interessante Kennzahlen zu ver- stehen, die nach Bedarf mit Schaltfeldern 37,38 geändert werden können, vgl. Figur 4.2 mit der Darstellung von "Ertrag" über "Neigungswinkel" (der Solarflächen 20).
Zusätzlich eingeblendet werden können in den Koordinatenbe- reich 34a bspw. Informationen über Kennzahlbereiche, die einzelne Szenarien abdecken.
Zunächst werden der besseren Übersicht halber die in den Kennzahlen abgedeckten Bereiche eines Szenarios als farbige oder andere kontrastierende Strecken neben den Achsen angezeigt. In der Figur 4.1sieht man eine horizontale und eine vertikale dunklere (innen liegende) Strecke entsprechend dem Kennwert "Kosten" bzw. "Ertrag". Dies ist ein erstes Szenario. Es ge¬ hört zu der ersten Art von Layouts, die im weiter links/unten liegenden Gebiet zusammengefasst sind (Rechtsschraffur) . Hat man ein weiteres Szenario definiert, wird dies mit einer anderen Farbe oder anderem Kontrast markiert, wie in der Figur 4.1 zu sehen ist. In der Figur 4.1 sieht man eine zweite horizontale und eine zweite vertikale hellere (außen liegende) Strecke, auch entsprechend dem Kennwert "Kosten" bzw. "Er¬ trag", aber für das zweite Szenario. Es gehört zu der zweiten (grundsätzlichen) Art von Layouts, die im weiter rechts/oben liegenden zweiten Gebiet zusammengefasst sind (Linksschraf- für) .
Nicht ausgewählte Layouts von PV-Anlagen können außerhalb der beiden schraffierten Gebiete auch dargestellt sein.
Beispielsweise könnten die Szenarien ein einfaches, robustes (beim Aufbau weniger störanfällige Anordnung der Tische) und günstiges Layout (dunkler Rechtsschraffur) und ein Individual¬ layout (auf Baufehler empfindlichere Anordnung der Tische) , das teurer ist (heller, Strecken außen, Gebiet rechts oben Linksschraffür) bezeichnen. Dabei sieht der Benutzer, dass zwischen den PV-Anlagenlayouts mit dem jeweils höchsten Ertrag in beiden Szenarien eine Ertragsdifferenz von 0,3 GWh
herrscht, was einer Erweiterung des Optimierungsspielraums um 0,4% durch die Benutzung von Individuallayout gegenüber einem robusten Layout entspricht.
Mit anderen Worten ist mit Individuallayout ein höherer Ertrag erzielbar als mit robustem Layout. Der Benutzer muss nun aber entscheiden, ob der Ertragsgewinn durch individuelles Layout groß genug ist, um z.B. die gestiegenen Kosten (und veränderte andere technische Eigenschaften) zu rechtfertigen.
Ein weiteres Beispiel für eine sinnvolle Funktionalität bei der Visualisierung ist wie folgt gegeben. Der Benutzer kann zwischen zwei beliebigen PV Anlagen (die er z.B. als die jeweils interessantesten aus zwei "Szenarien" identifiziert hat, oder als zwei der interessantesten Anlagen aus einem einzelnen Szenario) eine Strecke ziehen, indem er die beiden PV Anlagen im Koordinatenbereich 34a anklickt. In der Abbildung wird eine Strecke eingeblendet. Die Unterschiede zwischen den beiden Anlagen in den aktuellen Kennzahlen werden ihm absolut und prozentual angezeigt. Hierdurch kann der Be- nutzer analysieren, wie signifikant die Unterschiede der bei¬ den alternativen Layouts in den Kennzahlen sind.
Ein erster Ansatz, diskrete Parameter aus dem Designraum in der Visualisierung verwenden zu können, wäre eine Darstellung als "Pseudo-Zahl", d.h. beispielsweise, dass man einer Ja- Nein- Entscheidung wie "Blockdesign oder nicht?" zwei Werte wie "0" und "1" zuweist, die den Antworten "Nein" und "Ja" entsprechen. Auf diese Weise erhält man eine instantane Integ¬ ration dieser diskreten Parameter in die bestehenden graphi- sehen Konzepte.
In der Kennzahlansicht würden die Anlagen zu "Blockdesign" und "Kein Blockdesign" beispielsweise links bzw. rechts in der Ansicht erscheinen, wenn die x-Achse diesem Parameter ent- spricht. Somit wird eine Visualisierung erreicht und der Be¬ nutzer kann die unterschiedlichen Anlagen in der Oberfläche identifizieren. Dieses Konzept ließe sich auch auf Entschei¬ dungen verallgemeinern, die einer Auswahl aus nicht zu vielen (einigen wenigen) Möglichkeiten bedürfen. Beispielsweise könn- te man fünf verschiedenen Modultechnologien, mit denen man plant, die Zahlenwerte Eins bis Fünf zuweisen.
Es kann eine Aufteilung eines Szenarios in Unterszenarien ("Unterfälle") erfolgen.
Gegeben ist ein Ursprungsszenario (in einer Farbe oder einem Kontrast) . Der Benutzer nimmt das Szenario und lässt die Soft¬ ware das Szenario aufteilen in die Gruppen "PV-Anlage besitzt höchstens fünf Abstandsspalten" und "PV-Anlage besitzt mindes- tens sechs Abstandsspalten". Dies könnte er z.B. dadurch erreichen, dass es in einer Funktion "Szenario aufteilen" die Möglichkeit gibt, mittels eines der Slider aus der graphischen Oberfläche im Bereich 35 einen Schwellenwert für eine Kennzahl (Anzahl Abstandsspalten) ein- zustellen, so dass ein gewähltes Szenario in die Fälle "Kenn¬ zahl höchstens gleich dem Schwellwert" und "Kennzahl größer als der Schwellenwert" aufgeteilt wird. Im konkreten Fall wür¬ de man den Schwellwert für die Anzahl der Abstandsspalten auf den Wert 5 setzen.
Figur 11 zeigt ein schematisches Ablaufdiagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens zur Schaffung eines physikali¬ schen Layouts einer Photovoltaikanlage auf einem spezifizier¬ ten Gebiet.
In Schritt 1101 werden mehr als 20 vorberechnete, fertige Lay¬ outs für die Photovoltaikanlage aus einem Speicher 30 ausgele¬ sen . In Schritt 1102 werden die fertigen Layouts in einer grafischen Darstellung derart dargestellt, dass jedes der fertigen Layouts mit zumindest einer Teilmenge der Vielzahl der techni¬ schen Eigenschaften repräsentiert ist. In Schritt 1103 werden Wertebereiche der dargestellten technischen Eigenschaften verändert, um eine veränderte Anzahl von fertigen Layouts vergleichend darzustellen.
In Schritt 1104 wird ein hinsichtlich der dargestellten Eigen- schaffen optimiertes Layout aus der veränderten Anzahl von fertigen Layouts ausgewählt.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Schaffung eines physikalischen Layouts einer Photovoltaikanlage (100, 101, 102,...) auf einem spezifizierten Gebiet (100a), wobei die Photovoltaikanlage (100, 101, 102,...) durch eine Vielzahl technischer Eigenschaften spezifiziert ist, mit den Schritten:
Auslesen (1101) von mehr als 20 vorberechneten, fertigen Layouts für die Photovoltaikanlage (100, 101, 102,...) aus einem Speicher (30);
Darstellen (1102) der fertigen Layouts in einer grafischen Darstellung derart, dass jedes der fertigen Layouts mit zumindest einer Teilmenge der Vielzahl der technischen Eigenschaften repräsentiert ist;
Verändern (1103) von Wertebereichen der dargestellten technischen Eigenschaften, um eine veränderte Anzahl von fertigen Layouts vergleichend darzustellen; und
Auswählen (1104) eines hinsichtlich der dargestellten Eigenschaften optimierten Layouts aus der veränderten Anzahl von fertigen Layouts.
2. Verfahren nach Anspruch 1,
dadurch gekennzeichnet,
dass das Darstellen (1102) der fertigen Layouts mit der Teil- menge der Vielzahl der technischen Eigenschaften derart vorgenommen wird, dass mehrere technische Eigenschaftsskalen (41,42,43) in einem Skalenbereich (35) der grafischen
Darstellung gebildet werden, wobei auf jeder technischen
Eigenschaftsskala die gleiche technische Eigenschaft der fertigen Layouts aufgetragen wird, und dass in einem
Koordinatenbereich (34a) der grafischen Darstellung jedes dargestellte fertige Layout durch eine Markierung
repräsentiert und über zumindest zwei der technischen
Eigenschaften im Koordinatenbereich (34a) der grafischen
Darstellung lokalisiert wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet, dass die Vielzahl technischer Eigenschaften zumindest umfasst: eine erste Vielzahl (N 100) nebeneinander und/oder hinter¬ einander aufgestellter Solartische (Tn; n=l...N), jeweils mit Solarzellen tragender Fläche (20), die elektrischen Gleich- ström erzeugen;
eine zweite Vielzahl (M) von DC-AC-Wandlern (Im; m=l...M), denen der von den Solartischen (Tn) erzeugte Gleichstrom über Kabel zugeführt wird, und
zumindest eine Trafostation (W) , der eine in der Spannung hochgesetzte Wechselspannung von den DC-AC-Wandlern (Im) über Leitungen zugeführt wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 3,
dadurch gekennzeichnet,
dass die Vielzahl technischer Eigenschaften umfasst:
eine Anordnung aller Solartische (Tn) auf dem spezifizierten Gebiet (100a) ;
eine Platzierung der DC-AC-Wandlern (Im);
Bahnführungen von Kabeln und Leitungen; und
eine Lage der zumindest einen Trafostation (W) .
5. Verfahren nach Anspruch 4,
dadurch gekennzeichnet,
dass die Vielzahl technischer Eigenschaften umfasst:
Gruppen von Solartischen, wobei jede Gruppe von Solartischen einem DC-AC-Wandler zugeordnet ist.
6. Verfahren nach Anspruch 5,
dadurch gekennzeichnet,
dass jedem DC-AC-Wandler nicht mehr als eine Gruppe (G1;G2) der ersten Vielzahl (Nioo) von Solartischen (Tn) zugeordnet wird .
7. Verfahren nach Anspruch 5 oder 6,
dadurch gekennzeichnet,
dass die zweite Vielzahl (M) von DC-AC-Wandlern (Im) kleiner ist als die erste Vielzahl (Nioo) von Solartischen (Tn) ; jedem DC-AC-Wandler (Im) jeweils von seiner zugeordneten Gruppe (Gm; m=l ... M) von Solartischen (Tn) erzeugter
elektrischer Gleichstrom über Kabel zugeführt wird, wobei jede Gruppe von Solartischen (Tn) nicht mehr als die Hälfte der ersten Vielzahl von Solartischen (Tn) enthält und/oder eine Nennleistung (Pm) einer jeweiligen Gruppe (Gm) von
Solartischen (Tn) zumindest der Hälfte einer Nennleistung des der Gruppe (Gm) zugeordneten DC-AC-Wandlers (Im) entspricht; und
der zumindest einen Trafostation (W) die in der Spannung hochgesetzte Wechselspannung zumindest einer ersten Gruppe von DC-AC-Wandlern (Im) über Leitungen zugeführt wird.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 7,
dadurch gekennzeichnet,
dass die Photovoltaikanlage (100, 101, 102,...) eine
Nennleistung (Pioo) oberhalb von 2 MW aufweist.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 - 8,
dadurch gekennzeichnet,
dass zumindest auf einer technischen Eigenschaftsskala (41, 42, 43) einseitig oder beidseitig eine Begrenzung einstellbar ist, um in dem Koordinatenbereich (34a) nur noch die fertigen Layouts durch eine Markierung hervorgehoben zu repräsentieren, deren technischer Eigenschaftswert auf der begrenzten
Eigenschaftsskala (41) innerhalb der eingestellten Grenze (36', 36") liegt.
10. Verfahren nach Anspruch 9,
dadurch gekennzeichnet,
dass zwei technische Eigenschaftsskalen (41, 42) gemeinsam einseitig oder beidseitig mit einer jeweiligen Begrenzung einstellbar sind.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 oder 10,
dadurch gekennzeichnet, dass die einseitige oder beidseitige Begrenzung (36', 36") wieder aufgehoben wird, um die mehr als 20 fertigen Layouts im Koordinatenbereich (34a) erneut einheitlich darzustellen.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 - 11,
dadurch gekennzeichnet,
dass zwei grundsätzlich andere Arten von fertigen Layouts in dem Koordinatenbereich (34a) durch eine jeweils andere
Markierung (A, B) repräsentiert werden und über zumindest zwei der technischen Eigenschaften, jede entlang einer
Koordinatenachse, lokalisiert sind, um die beiden Arten von fertigen Layouts über die beiden technischen Eigenschaften auf den Koordinatenachsen vergleichen zu können.
13. Verfahren nach Anspruch 12,
dadurch gekennzeichnet,
dass eine grundsätzliche Art eine robustere, beim Aufbau weniger störanfällige Anordnung der Tische (Tn) hat, und die andere Art eine auf Baufehler empfindlichere, unregelmäßige Anordnung der Tische (Tn) hat.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 3 - 13,
dadurch gekennzeichnet,
dass je ein DC-AC-Wandler je nur einem Solartisch (Tl) zugeordnet wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 3 - 14,
dadurch gekennzeichnet,
dass die zweite Vielzahl kleiner ist als 50% der ersten
Vielzahl, insbesondere kleiner als 10 %.
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