Programm Dokumentation/Berechnung/Photovoltaik

Was berechnet wird

Der Photovoltaik-Zweig rechnet für jede PV-Anlage des Projekts den Wechselstromertrag Stunde für Stunde, verteilt ihn nach dem Sonnenstand auf Viertelstunden und verrechnet ihn je Viertelstunde mit dem Strombedarf. Ergebnisgrößen sind die Erzeugung [kWh], der Direktverbrauch (der Teil der Erzeugung, der in derselben Viertelstunde im Haus verbraucht wird), der Überschuss (die Einspeisung ins Netz), die Abregelung (Überschuss über einer Einspeisegrenze) und der Reststrom (der verbleibende Netzbezug). Der Stromspeicher wird hier nicht gerechnet — er sieht Überschuss und Reststrom als Eingang und wird getrennt bilanziert.

Ist dem Projekt eine PV-Ganglinie zugeordnet, ersetzt sie die Modulrechnung ganz; die Bilanz je Viertelstunde bleibt dieselbe (Abschnitt „Rechnen mit einer PV-Ganglinie").

Für die Modulrechnung gibt es zwei Rechenmodelle, die je Anlage gewählt werden: einfach (isotrope Einstrahlung, linearer Temperaturgang, pauschaler Wechselrichter-Wirkungsgrad) und erweitert (anisotrope Einstrahlung nach Hay-Davies, Schwachlichtmodell nach Huld, Wechselrichterkennlinie mit Clipping).

Eingangsgrößen

Größe	Einheit	Herkunft im Programm
Globalstrahlung, Direktstrahlung, Diffusstrahlung, Außentemperatur	W/m², °C	Klimadatenreihe der Klimaregion des Projekts, 8 760 Stundenwerte
Längengrad, Breitengrad	°	Klimaregion des Projekts (Sonnenstand)
Neigung	°	Dialog „Verwaltung Photovoltaik Module", Abschnitt „PV Anlage Eigenschaften", Feld „Neigung"
Azimut	°	derselbe Abschnitt, Feld „Azimut"
Anzahl Module	Stück	derselbe Abschnitt, Feld „Anzahl Module"
Rechenmodell (einfach / erweitert)	—	derselbe Abschnitt, Klappliste „Rechenmodell"
Wechselrichter-Wirkungsgrad	— (0…1)	derselbe Abschnitt; wirkt nur im einfachen Modell. Leer = 0,95
Systemverluste	%	derselbe Abschnitt; wirkt in beiden Modellen. Leer = 0 %
AC-Nennleistung des Wechselrichters	kW	Knopf „Wechselrichter…"; nur im erweiterten Modell. Leer = kein Clipping
Kennlinienpunkte $\eta$ bei 10 / 50 / 100 % Auslastung	— (0…1)	Knopf „Wechselrichter…"; leer = 0,94 / 0,975 / 0,97
Modul-Nennleistung	W	Modulkatalog, Feld „Leistung"
Modulwirkungsgrad	%	Modulkatalog, Feld „Wirkungsgrad" (nur im Rückfall, siehe Schritt 1)
Modullänge, Modulbreite	m	Modulkatalog (nur im Rückfall, siehe Schritt 1)
Temperaturkoeffizient ${\gamma }_{\mathrm{P}\mathrm{M}\mathrm{P}}$	%/K	Modulkatalog
Zelltemperatur-Kennzahl NOCT	°C	Modulkatalog
Zelltechnologie	—	Modulkatalog; nur im erweiterten Modell (Schwachlichtmodell)
Wechselrichterweg (vereinfacht / mit Wechselrichter)	—	Dialog „Verwaltung Photovoltaik Module", Abschnitt „Wechselrichter und Stränge". Leer = vereinfacht
Strangzuordnung (Gerät, Gerätenummer, MPP-Eingang, Module in Reihe, parallele Stränge, Neigung, Azimut)	—	derselbe Abschnitt, Strangtabelle. Neigung und Azimut leer = Anlagenwert
Gerätedaten (AC-Nennleistung, sechs Kennlinienpunkte, Einschaltschwelle, Nachtverbrauch, Kosten)	kW, —, W, W, €	Wechselrichterkatalog über die Projektkopie; nur im Weg „mit Wechselrichter"
Strombedarf des Projekts	kWh je Viertelstunde	Strombedarf des Projekts, nach Abzug der vorgelagerten Erzeuger
Einspeisegrenze	kW oder %	Projekteinstellung „Einspeisegrenze"; leer = keine
PV-Ganglinie (Stunden- oder Viertelstundenwerte) und ihre Nennleistung	kW, kWp	Katalog der PV-Ganglinien, dem Projekt zugeordnet; ersetzt alle Größen der Module und der Klimadaten außer dem Sonnenstand

Formelzeichen und Parameter

Die Schreibweise ist die der ganzen Rubrik: $t$ ist die Stunde des Jahres (1…8 760), $P$ eine Leistung, $G$ eine Bestrahlungsstärke, $\vartheta$ eine Temperatur in Grad Celsius, $\eta$ ein Wirkungsgrad. Der Index sagt, worauf sich die Größe bezieht — $\mathrm{D}\mathrm{C}$ vor dem Wechselrichter, $\mathrm{A}\mathrm{C}$ dahinter. Umlaute stehen in den Formeln in ASCII-Umschrift: der Überschuss heißt $P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}$, das Gerät $\mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t}$. Ein Strich am Symbol ($G^{\prime }$) bezeichnet eine bezogene Größe.

Parameter

Eingaben, Katalogwerte, Vorgaben und Konstanten. Sie ändern sich innerhalb eines Laufs nicht.

Symbol	Bedeutung	Einheit	Herkunft
$\beta$	Neigung der Modulebene gegen die Waagerechte	°	Dialog „Verwaltung Photovoltaik Module", Abschnitt „PV Anlage Eigenschaften", Feld „Neigung"; im Strangweg wahlweise je Strang
$\gamma$	Azimut der Modulebene	°	derselbe Abschnitt, Feld „Azimut"; im Strangweg wahlweise je Strang
$n$	Anzahl Module der Anlage	Stück	derselbe Abschnitt, Feld „Anzahl Module"
$P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}$	Nennleistung eines Moduls unter Standardbedingungen	W	Modulkatalog, Feld „Leistung"
${\eta }_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}$	Modulwirkungsgrad	%	Modulkatalog, Feld „Wirkungsgrad" — nur im Rückfall der Flächenformel
$l$, $b$	Modullänge, Modulbreite	m	Modulkatalog — nur im Rückfall der Flächenformel
${\gamma }_{\mathrm{P}\mathrm{M}\mathrm{P}}$	Temperaturkoeffizient der MPP-Leistung	%/K	Modulkatalog, Feld „Temperaturkoeffizient"
$\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}$	Zelltemperatur bei Normalbetrieb	°C	Modulkatalog; außerhalb 20…60 °C gilt der Rückfall 45 °C
$k_1\dots k_6$	Koeffizienten des Schwachlichtmodells	—	fest je Zelltechnologie, Tabelle in Schritt 4
${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}$	pauschaler Wechselrichter-Wirkungsgrad	—	PV-Anlage, Feld „Wechselrichter-Wirkungsgrad"; Vorgabe: 0,95. Nur im einfachen Modell
$v_{\mathrm{S}\mathrm{y}\mathrm{s}}$	Systemverluste (Verschmutzung, Leitung, Mismatch)	%	PV-Anlage, Feld „Systemverluste"; Vorgabe: 0 %
$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}$	AC-Nennleistung des Wechselrichters	kW	PV-Anlage, Feld „AC-Nennleistung" bzw. Wechselrichterkatalog; leer = kein Clipping
${\eta }_{10}$, ${\eta }_{50}$, ${\eta }_{100}$	Stützstellen der Anlagenkennlinie bei 10 / 50 / 100 % Auslastung	—	PV-Anlage, Felder „Wirkungsgrad bei 10 / 50 / 100 % Auslastung"; Vorgaben: 0,94 / 0,975 / 0,97
${\eta }_5\dots {\eta }_{100}$	sechs Stützstellen der Gerätekennlinie (5, 10, 20, 30, 50, 100 %)	—	Wechselrichterkatalog; fehlende Punkte werden übersprungen
$P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}$	Einschaltschwelle des Geräts — das Katalogfeld „Standby-Verbrauch"	W	Wechselrichterkatalog; leer = 0
$P_{\mathrm{N}\mathrm{a}\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{t}}$	Nachtverbrauch des Geräts	W	Wechselrichterkatalog; leer = 0
$n_{\mathrm{R}}$, $n_{\mathrm{P}}$	Module in Reihe, parallele Stränge eines Strangs	Stück	Strangtabelle des Abschnitts „Wechselrichter und Stränge"
$\rho$	Boden-Albedo	—	Feld Albedo der Anlage, 0 bis 1; leer 0,2 — in beiden Transpositionsmodellen und im Weg mit Wechselrichter
$G_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$	Bestrahlungsstärke der Standardbedingungen	W/m²	Konstante: 1 000
${\vartheta }_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$	Zelltemperatur der Standardbedingungen	°C	Konstante: 25
$G_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$	Solarkonstante	W/m²	Konstante: 1 367
$G_{\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}}$	Bezugsbestrahlungsstärke des NOCT-Modells	W/m²	Konstante: 800
${\vartheta }_{\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}}$	Bezugslufttemperatur des NOCT-Modells	°C	Konstante: 20
$G{\text{'}}_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}$	untere Klemme des Schwachlichtmodells	—	Konstante: 0,001 (entspricht 1 W/m²)
$f_{\mathrm{K}\mathrm{a}\mathrm{t}}$	zulässige Abweichung der Katalogwerte voneinander	—	Konstante: 0,03 (3 %)

Variablen

Größen, die der Lauf je Stunde oder je Anlage bildet.

Symbol	Bedeutung	Einheit	berechnet in
$t$	Stunde des Jahres, 1…8 760	—	Laufindex der Stundenschleife
$d(t)$	Tag des Jahres, 1…365	—	Zeitmarke der Klimadatenzeile
$\mathrm{G}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)$, $\mathrm{D}\mathrm{N}\mathrm{I}(t)$, $\mathrm{D}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)$	Global-, Direkt- und Diffusstrahlung	W/m²	Klimadatenreihe (Eingang)
${\vartheta }_{\mathrm{L}\mathrm{u}\mathrm{f}\mathrm{t}}(t)$	Außentemperatur	°C	Klimadatenreihe (Eingang)
$\theta (t)$	Einfallswinkel der Direktstrahlung auf die Modulebene	°	Sonnenstand aus Längen- und Breitengrad, $\beta$ und $\gamma$ (Schritt 2)
${\theta }_{\mathrm{z}}(t)$	Zenitwinkel der Sonne	°	Sonnenstand (Schritt 2)
$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$	Nennleistung des Modulfeldes	kWp	(1)
$A_{\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{s}}$	Modulfläche des Feldes	m²	(2), nur im Rückfall
$G_{\mathrm{t}}(t)$	Bestrahlungsstärke in der Modulebene	W/m²	(4) einfach, (8) erweitert
$R_{\mathrm{b}}(t)$	Geometriefaktor der Direktstrahlung	—	(5)
$G_{\mathrm{0}\mathrm{n}}(t)$	extraterrestrische Normalstrahlung	W/m²	(6)
$A_{\mathrm{i}}(t)$	Anisotropieindex nach Hay-Davies	—	(7)
${\vartheta }_{\mathrm{Z}}(t)$	Zelltemperatur	°C	(9)
$f_{\vartheta }(t)$	Temperaturfaktor des linearen Modells	—	(10)
$G^{\prime }(t)$	Bestrahlungsstärke, auf 1 000 W/m² bezogen	—	(13)
${\vartheta }^{\prime }(t)$	Abstand der Zelltemperatur von 25 °C	K	(14)
${\eta }_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{l}}(t)$	relativer Modulwirkungsgrad des Schwachlichtmodells	—	(15)
$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)$	Gleichstromleistung der Anlage	kW	(11), (12) bzw. (16)
$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}\mathrm{y}\mathrm{s}}(t)$	Gleichstromleistung nach Systemverlusten	kW	(18)
$x(t)$	Auslastung des Wechselrichters	—	(19) bzw. (35)
${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}(x)$	Wirkungsgrad des Wechselrichters bei der Auslastung $x$	—	(20)
$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{r}\mathrm{o}\mathrm{h}}(t)$	Wechselstromleistung vor dem Clipping	kW	(21)
$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)$	Wechselstromleistung der Anlage bzw. des Geräts	kW	(17), (22) bzw. (36), (37)
$P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(t)$	Erzeugung aller PV-Anlagen des Projekts	kW	(23)
$P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(q)$	Erzeugung der Viertelstunde nach dem Sonnenstand	kW	(24)
$B(q)$	zu deckender Strombedarf der Viertelstunde	kW	(25)
$P_{\mathrm{d}\mathrm{i}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{k}\mathrm{t}}(q)$	Direktverbrauch	kW	(26)
$P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}(q)$	Überschuss vor dem Speicher	kW	(27)
$P_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}\mathrm{z}}(q)$	Reststrom, Netzbezug	kW	(28)
$P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}(q)$	Einspeisung ins Netz	kW	(29)
$P_{\mathrm{a}\mathrm{b}}(q)$	Abregelung an der Einspeisegrenze	kW	(30)
$P_{\mathrm{g}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{z}}$	Einspeisegrenze; leer = keine	kW bzw. %	Projekteinstellung „Einspeisegrenze"
$P_{\mathrm{R}\mathrm{e}\mathrm{s}\mathrm{t}}(t)$	Reststrombedarf nach den vorgelagerten Erzeugern	kW	Eingang aus der Strombilanz
${\eta }_{\mathrm{e}\mathrm{u}\mathrm{r}\mathrm{o}}$	europäischer Wirkungsgrad des Geräts	—	(31)
$n_{\mathrm{s}}$	Module eines Strangs	Stück	(32)
$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C},\mathrm{s}}$	Nennleistung eines Strangs	kWp	(33)
$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}}(t)$	Gleichstromleistung eines Strangs	kW	Modulformel des Modells mit $P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C},\mathrm{s}}$
$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)$	Gleichstromleistung eines Geräts nach Systemverlusten	kW	(34)

Rechenweg

Gerechnet wird im festen Jahresraster von 8 760 Stunden; $t$ ist in allen Gleichungen dieser Seite die laufende Stunde des Jahres und wird deshalb in den Legenden nicht wiederholt. Der Ertrag entsteht je Stunde (Schritte 1 bis 5). Die Bilanz mit dem Strombedarf rechnet je Viertelstunde, also über die 35 040 Viertelstunden des Jahres (Schritt 6); die Stundenreihen der Ergebnisse sind die Mittel ihrer vier Viertelstunden.

Die Klimadatenreihe wird in Ortszeit gelesen: Die gespeicherte Reihe steht in UTC, gelesen wird sie um eine Stunde (Normalzeit) beziehungsweise zwei Stunden (Sommerzeit) versetzt. Die Umstellung liegt auf dem letzten Sonntag im März und im Oktober. Sonnenstand und Einfallswinkel rechnen weiter auf der UTC-Zeitmarke, die jede Zeile mitführt.

Schritt 1 — Nennleistung des Modulfeldes

$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}=\frac{P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}}{1000}\cdot n$   (1)

$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$ – Nennleistung des Modulfeldes [kWp]

$P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}$ – Nennleistung eines Moduls unter Standardbedingungen [W]

$n$ – Anzahl Module der Anlage [Stück]

$1000$ – Umrechnung von W in kW [W/kW]

Führt der Katalog keine Nennleistung ($P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}=0$), gilt ersatzweise die Flächenformel über Länge, Breite und Wirkungsgrad; sie tritt an die Stelle der Modulformel (12), nicht an die Stelle dieser Gleichung:

$A_{\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{s}}=l\cdot b\cdot n$   (2)

$A_{\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{s}}$ – Modulfläche des Feldes [m²]

$l$, $b$ – Länge und Breite eines Moduls [m]

$n$ – Anzahl Module der Anlage [Stück]

Der Lauf schreibt dazu einen Hinweis ins Simulationsprotokoll. Weichen Nennleistung und Flächenformel um mehr als $f_{\mathrm{K}\mathrm{a}\mathrm{t}}=3$ % voneinander ab, meldet der Lauf das ebenfalls:

$\frac{|P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}-l\cdot b\cdot \frac{{\eta }_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}}{100}\cdot 1000|}{P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}}>f_{\mathrm{K}\mathrm{a}\mathrm{t}}$   (3)

$P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}$ – Nennleistung eines Moduls aus dem Katalog [W]

$l$, $b$ – Länge und Breite eines Moduls [m]

${\eta }_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}$ – Modulwirkungsgrad des Katalogs [%]

$1000$ – Umrechnung von kW in W [W/kW]

$f_{\mathrm{K}\mathrm{a}\mathrm{t}}$ – zulässige Abweichung der Katalogwerte [–], Konstante 0,03

Gerechnet wird dann mit der Nennleistung, weil die Vergütungsrechnung ihre kWp aus derselben Größe bildet.

Schritt 2 — Einstrahlung auf die Modulebene

Im einfachen Modell isotrop:

$G_{\mathrm{t}}(t)=\mathrm{D}\mathrm{N}\mathrm{I}(t)\cdot \cos \theta (t)+\mathrm{D}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)\cdot \frac{1+\cos \beta }{2}+\mathrm{G}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)\cdot \rho \cdot \frac{1-\cos \beta }{2}$   (4)

$G_{\mathrm{t}}(t)$ – Bestrahlungsstärke in der Modulebene [W/m²]

$\mathrm{D}\mathrm{N}\mathrm{I}(t)$ – Direktstrahlung (senkrecht zur Sonne) [W/m²]

$\theta (t)$ – Einfallswinkel der Direktstrahlung auf die Modulebene [°]

$\mathrm{D}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)$ – Diffusstrahlung auf die Horizontale [W/m²]

$\beta$ – Neigung der Modulebene [°]

$\mathrm{G}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)$ – Globalstrahlung auf die Horizontale [W/m²]

$\rho$ – Boden-Albedo der Anlage [–]; leer 0,2

Im erweiterten Modell anisotrop nach Hay-Davies — nur der Diffusanteil ändert sich:

$R_{\mathrm{b}}(t)=\frac{\cos \theta (t)}{\max (\cos {\theta }_{\mathrm{z}}(t),\cos 85^{\circ })}$   (5)

$R_{\mathrm{b}}(t)$ – Geometriefaktor der Direktstrahlung [–]

$\theta (t)$ – Einfallswinkel auf die Modulebene [°]

${\theta }_{\mathrm{z}}(t)$ – Zenitwinkel der Sonne [°]

$\cos 85^{\circ }$ – Klemme am Horizont; sie hält den Nenner endlich [–]

$G_{\mathrm{0}\mathrm{n}}(t)=G_{\mathrm{S}\mathrm{C}}\cdot (1+\mathrm{0,033}\cdot \cos (360^{\circ }\cdot \frac{d(t)}{365}))$   (6)

$G_{\mathrm{0}\mathrm{n}}(t)$ – extraterrestrische Normalstrahlung [W/m²]

$G_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$ – Solarkonstante [W/m²], Konstante 1 367

$\mathrm{0,033}$ – Schwankung durch die Bahnexzentrizität der Erde [–]

$d(t)$ – Tag des Jahres, 1…365 [–]

$A_{\mathrm{i}}(t)=\min (\max (\frac{\mathrm{D}\mathrm{N}\mathrm{I}(t)}{G_{\mathrm{0}\mathrm{n}}(t)},0),1)$   (7)

$A_{\mathrm{i}}(t)$ – Anisotropieindex nach Hay-Davies; auf 0…1 begrenzt [–]

$\mathrm{D}\mathrm{N}\mathrm{I}(t)$ – Direktstrahlung [W/m²]

$G_{\mathrm{0}\mathrm{n}}(t)$ – extraterrestrische Normalstrahlung aus (6) [W/m²]

$G_{\mathrm{t}}(t)=\mathrm{D}\mathrm{N}\mathrm{I}(t)\cdot \cos \theta (t)+\mathrm{D}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)\cdot [A_{\mathrm{i}}(t)\cdot R_{\mathrm{b}}(t)+(1-A_{\mathrm{i}}(t))\cdot \frac{1+\cos \beta }{2}]+\mathrm{G}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)\cdot \rho \cdot \frac{1-\cos \beta }{2}$   (8)

$G_{\mathrm{t}}(t)$ – Bestrahlungsstärke in der Modulebene [W/m²]

$\mathrm{D}\mathrm{N}\mathrm{I}(t)$ – Direktstrahlung [W/m²]

$\theta (t)$ – Einfallswinkel auf die Modulebene [°]

$\mathrm{D}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)$ – Diffusstrahlung auf die Horizontale [W/m²]

$A_{\mathrm{i}}(t)$ – Anisotropieindex aus (7) [–]

$R_{\mathrm{b}}(t)$ – Geometriefaktor aus (5) [–]

$\beta$ – Neigung der Modulebene [°]

$\mathrm{G}\mathrm{H}\mathrm{I}(t)$ – Globalstrahlung auf die Horizontale [W/m²]

$\rho$ – Boden-Albedo der Anlage [–]; leer 0,2

Die Klemme auf $\cos 85^{\circ }$ in (5) hält den Geometriefaktor am Horizont endlich. Bei Nacht — Sonne unter dem Horizont — ist $G_{\mathrm{t}}(t)=0$.

Schritt 3 — Zelltemperatur

${\vartheta }_{\mathrm{Z}}(t)={\vartheta }_{\mathrm{L}\mathrm{u}\mathrm{f}\mathrm{t}}(t)+\frac{G_{\mathrm{t}}(t)}{G_{\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}}}\cdot (\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}-{\vartheta }_{\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}})$   (9)

${\vartheta }_{\mathrm{Z}}(t)$ – Zelltemperatur [°C]

${\vartheta }_{\mathrm{L}\mathrm{u}\mathrm{f}\mathrm{t}}(t)$ – Außentemperatur der Stunde [°C]

$G_{\mathrm{t}}(t)$ – Bestrahlungsstärke in der Modulebene [W/m²]

$G_{\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}}$ – Bezugsbestrahlungsstärke des NOCT-Modells [W/m²], Konstante 800

$\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}$ – Zelltemperatur bei Normalbetrieb aus dem Katalog [°C]

${\vartheta }_{\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}}$ – Bezugslufttemperatur des NOCT-Modells [°C], Konstante 20

Liegt der NOCT des Katalogs außerhalb des Fensters 20…60 °C, gilt der Rückfallwert 45 °C und der Lauf meldet es. Das Fenster ist eng gewählt, weil im Altbestand des Katalogs an dieser Stelle vielfach der Kurzschlussstrom des Moduls steht.

Schritt 4 — Gleichstromleistung

Einfaches Modell (linearer Temperaturgang):

$f_{\vartheta }(t)=1+\frac{{\gamma }_{\mathrm{P}\mathrm{M}\mathrm{P}}}{100}\cdot ({\vartheta }_{\mathrm{Z}}(t)-{\vartheta }_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}})$   (10)

$f_{\vartheta }(t)$ – Temperaturfaktor des linearen Modells [–]

${\gamma }_{\mathrm{P}\mathrm{M}\mathrm{P}}$ – Temperaturkoeffizient der MPP-Leistung [%/K]

${\vartheta }_{\mathrm{Z}}(t)$ – Zelltemperatur aus (9) [°C]

${\vartheta }_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$ – Zelltemperatur der Standardbedingungen [°C], Konstante 25

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)=P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}\cdot \frac{G_{\mathrm{t}}(t)}{G_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}}\cdot f_{\vartheta }(t)$   (11)

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)$ – Gleichstromleistung der Anlage [kW]

$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$ – Nennleistung des Modulfeldes aus (1) [kWp]

$G_{\mathrm{t}}(t)$ – Bestrahlungsstärke in der Modulebene [W/m²]

$G_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$ – Bestrahlungsstärke der Standardbedingungen [W/m²], Konstante 1 000

$f_{\vartheta }(t)$ – Temperaturfaktor aus (10) [–]

Ohne gepflegte Nennleistung tritt die Flächenformel an ihre Stelle:

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)=\frac{G_{\mathrm{t}}(t)\cdot A_{\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{s}}\cdot \frac{{\eta }_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}}{100}\cdot f_{\vartheta }(t)}{1000}$   (12)

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)$ – Gleichstromleistung der Anlage [kW]

$G_{\mathrm{t}}(t)$ – Bestrahlungsstärke in der Modulebene [W/m²]

$A_{\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{s}}$ – Modulfläche des Feldes aus (2) [m²]

${\eta }_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}$ – Modulwirkungsgrad des Katalogs [%]

$f_{\vartheta }(t)$ – Temperaturfaktor aus (10) [–]

$1000$ – Umrechnung von W in kW [W/kW]

${\gamma }_{\mathrm{P}\mathrm{M}\mathrm{P}}$ geht so in die Rechnung, wie er im Katalog steht. Ein Wert 0 („kein Temperaturgang hinterlegt"), ein positiver Wert oder ein Wert unter −1 %/K werden gemeldet, aber nicht korrigiert.

Erweitertes Modell (Schwachlichtmodell nach Huld):

$G^{\prime }(t)=\frac{G_{\mathrm{t}}(t)}{G_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}}$   (13)

$G^{\prime }(t)$ – Bestrahlungsstärke, auf 1 000 W/m² bezogen [–]

$G_{\mathrm{t}}(t)$ – Bestrahlungsstärke in der Modulebene [W/m²]

$G_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$ – Bestrahlungsstärke der Standardbedingungen [W/m²], Konstante 1 000

${\vartheta }^{\prime }(t)={\vartheta }_{\mathrm{Z}}(t)-{\vartheta }_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$   (14)

${\vartheta }^{\prime }(t)$ – Abstand der Zelltemperatur von 25 °C [K]

${\vartheta }_{\mathrm{Z}}(t)$ – Zelltemperatur aus (9) [°C]

${\vartheta }_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$ – Zelltemperatur der Standardbedingungen [°C], Konstante 25

${\eta }_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{l}}(t)=1+k_1\cdot \ln G^{\prime }+k_2\cdot {(\ln G^{\prime })}^2+k_3\cdot {\vartheta }^{\prime }+k_4\cdot {\vartheta }^{\prime }\cdot \ln G^{\prime }+k_5\cdot {\vartheta }^{\prime }\cdot {(\ln G^{\prime })}^2+k_6\cdot \vartheta {\text{'}}^2$   (15)

${\eta }_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{l}}(t)$ – relativer Modulwirkungsgrad des Schwachlichtmodells [–]

$k_1\dots k_6$ – Koeffizienten der Zelltechnologie [–], Tabelle unten

$G^{\prime }$ – bezogene Bestrahlungsstärke aus (13) [–]

${\vartheta }^{\prime }$ – Abstand der Zelltemperatur von 25 °C aus (14) [K]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)=P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}\cdot G^{\prime }(t)\cdot {\eta }_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{l}}(t)$   (16)

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)$ – Gleichstromleistung der Anlage [kW]

$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$ – Nennleistung des Modulfeldes aus (1) [kWp]

$G^{\prime }(t)$ – bezogene Bestrahlungsstärke aus (13) [–]

${\eta }_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{l}}(t)$ – relativer Modulwirkungsgrad aus (15) [–]

Unterhalb $G^{\prime }=G{\text{'}}_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}=\mathrm{0,001}$ (also 1 W/m²) ist $P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)=0$; ein rechnerisch negatives Ergebnis wird auf 0 gesetzt. Die sechs Koeffizienten hängen an der Zelltechnologie:

Zelltechnologie	$k_1$	$k_2$	$k_3$	$k_4$	$k_5$	$k_6$
kristallines Silizium (C_SI)	−0,017237	−0,040465	−0,004702	0,000149	0,000170	0,000005
CIS/CIGS	−0,005554	−0,038724	−0,003723	−0,000905	−0,001256	0,000001
CdTe	−0,046689	−0,072844	−0,002262	0,000276	0,000159	−0,000006

Für amorphes Silizium und für „Sonstige" gibt es keinen veröffentlichten Satz. Fehlt die Technologie, fehlt der Satz oder fehlt die Nennleistung, rechnet das erweiterte Modell die Modulformel des einfachen Modells — also (10) und (11) —, aber mit der Hay-Davies-Einstrahlung (8). Jeder dieser drei Rückfälle wird einzeln im Protokoll benannt.

Schritt 5 — Systemverluste und Wechselrichter

Einfaches Modell — ein fester Faktor je Stunde:

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)=P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)\cdot {\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}\cdot (1-\frac{v_{\mathrm{S}\mathrm{y}\mathrm{s}}}{100})$   (17)

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)$ – Wechselstromleistung der Anlage [kW]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)$ – Gleichstromleistung der Anlage [kW]

${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}$ – pauschaler Wechselrichter-Wirkungsgrad [–], Vorgabe 0,95

$v_{\mathrm{S}\mathrm{y}\mathrm{s}}$ – Systemverluste [%], Vorgabe 0

mit der Vorgabe ${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}=\mathrm{0,95}$ und $v_{\mathrm{S}\mathrm{y}\mathrm{s}}=0$ %. Es gibt in diesem Modell kein Clipping.

Erweitertes Modell — Teillastkennlinie und Clipping:

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}\mathrm{y}\mathrm{s}}(t)=P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)\cdot (1-\frac{v_{\mathrm{S}\mathrm{y}\mathrm{s}}}{100})$   (18)

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}\mathrm{y}\mathrm{s}}(t)$ – Gleichstromleistung nach Systemverlusten [kW]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C}}(t)$ – Gleichstromleistung der Anlage [kW]

$v_{\mathrm{S}\mathrm{y}\mathrm{s}}$ – Systemverluste [%]

$x(t)=\frac{P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}\mathrm{y}\mathrm{s}}(t)}{P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}}$   (19)

$x(t)$ – Auslastung des Wechselrichters [–]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}\mathrm{y}\mathrm{s}}(t)$ – Gleichstromleistung nach Systemverlusten aus (18) [kW]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}$ – AC-Nennleistung des Wechselrichters [kW]

${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}(x)={\eta }_{\mathrm{u}}+({\eta }_{\mathrm{o}}-{\eta }_{\mathrm{u}})\cdot \frac{x-x_{\mathrm{u}}}{x_{\mathrm{o}}-x_{\mathrm{u}}}$   (20)

${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}(x)$ – Wirkungsgrad des Wechselrichters bei der Auslastung $x$ [–]

${\eta }_{\mathrm{u}}$, ${\eta }_{\mathrm{o}}$ – Wirkungsgrad an der unteren und der oberen Stützstelle [–]

$x$ – Auslastung des Wechselrichters [–]

$x_{\mathrm{u}}$, $x_{\mathrm{o}}$ – Auslastung der unteren und der oberen Stützstelle [–]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{r}\mathrm{o}\mathrm{h}}(t)=P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}\mathrm{y}\mathrm{s}}(t)\cdot {\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}(x(t))$   (21)

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{r}\mathrm{o}\mathrm{h}}(t)$ – Wechselstromleistung vor dem Clipping [kW]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}\mathrm{y}\mathrm{s}}(t)$ – Gleichstromleistung nach Systemverlusten [kW]

${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}(x(t))$ – Wirkungsgrad bei der Auslastung der Stunde aus (20) [–]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)=\min (P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{r}\mathrm{o}\mathrm{h}}(t),P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}})$   (22)

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)$ – Wechselstromleistung der Anlage [kW]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{r}\mathrm{o}\mathrm{h}}(t)$ – Wechselstromleistung vor dem Clipping aus (21) [kW]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}$ – AC-Nennleistung des Wechselrichters [kW]

Die Kennlinie (20) ist stückweise linear; die zwei Stützstellen, zwischen denen $x$ liegt, sind $(x_{\mathrm{u}},{\eta }_{\mathrm{u}})$ und $(x_{\mathrm{o}},{\eta }_{\mathrm{o}})$:

Auslastung $x$	untere Stützstelle	obere Stützstelle
$x<\mathrm{0,1}$	$(0,0)$	$(\mathrm{0,1},{\eta }_{10})$
$\mathrm{0,1}\le x<\mathrm{0,5}$	$(\mathrm{0,1},{\eta }_{10})$	$(\mathrm{0,5},{\eta }_{50})$
$\mathrm{0,5}\le x<\mathrm{1,0}$	$(\mathrm{0,5},{\eta }_{50})$	$(\mathrm{1,0},{\eta }_{100})$
$x\ge \mathrm{1,0}$	konstant ${\eta }_{100}$ — dahinter greift das Clipping (22)

Vorgaben der Kennlinie, wenn die Anlage keine führt: ${\eta }_{10}=\mathrm{0,94}$, ${\eta }_{50}=\mathrm{0,975}$, ${\eta }_{100}=\mathrm{0,97}$ (typischer Strang-Wechselrichter). Ohne gepflegte AC-Nennleistung entfällt das Clipping, und die Auslastung (19) bezieht sich ersatzweise auf $P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$; beides steht im Protokoll.

Weg „mit Wechselrichter" — an die Stelle der Schritte 1 bis 5 tritt der Strangweg des Abschnitts „Wechselrichter", Option 2. Er gilt in beiden Rechenmodellen; die Modellwahl entscheidet weiterhin über Einstrahlung und Modulformel, nicht über den Wechselrichter.

Schritt 6 — Summe über alle Anlagen und Verbrauchsbilanz

Die stündlichen Wechselstromleistungen aller PV-Anlagen des Projekts werden aufsummiert und anschließend auf die vier Viertelstunden der Stunde verteilt; die Bilanz rechnet je Viertelstunde $q$:

$P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(t)=\sum _{\mathrm{A}\mathrm{n}\mathrm{l}\mathrm{a}\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{n}}{P}_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)$   (23)

$P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(t)$ – Erzeugung aller PV-Anlagen des Projekts [kW]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)$ – Wechselstromleistung einer Anlage [kW]

$P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(q)=4\cdot P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(t)\cdot \frac{\cos {\theta }_z(q)}{\sum _{q^{\prime }\in t}\cos {\theta }_z(q^{\prime })}$   (24)

$P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(q)$ – Erzeugung der Viertelstunde $q$ der Stunde $t$ [kW]

$\cos {\theta }_z(q)$ – Kosinus des Zenitwinkels der Sonne in der Mitte der Viertelstunde, 0 bei Sonne unter dem Horizont [–]

$4$ – Viertelstunden je Stunde [–]

Die Verteilung ist energieerhaltend: Das Mittel der vier Viertel ist der Stundenwert. Steht die Sonne in allen vier Vierteln unter dem Horizont, tragen alle vier den Stundenwert. Danach gilt je Viertelstunde:

$B(q)=\max (0,P_{\mathrm{R}\mathrm{e}\mathrm{s}\mathrm{t}}(q))$   (25)

$B(q)$ – zu deckender Strombedarf der Viertelstunde [kW]

$P_{\mathrm{R}\mathrm{e}\mathrm{s}\mathrm{t}}(q)$ – Reststrombedarf nach den vorgelagerten Erzeugern; negativ = BHKW-Überschuss [kW]

$P_{\mathrm{d}\mathrm{i}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{k}\mathrm{t}}(q)=\min (P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(q),B(q))$   (26)

$P_{\mathrm{d}\mathrm{i}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{k}\mathrm{t}}(q)$ – Direktverbrauch der Viertelstunde [kW]

$P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(q)$ – Erzeugung der Viertelstunde aus (24) [kW]

$B(q)$ – zu deckender Strombedarf aus (25) [kW]

$P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}(q)=P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(q)-P_{\mathrm{d}\mathrm{i}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{k}\mathrm{t}}(q)$   (27)

$P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}(q)$ – Überschuss vor Speicher und Einspeisegrenze [kW]

$P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(q)$ – Erzeugung der Viertelstunde aus (24) [kW]

$P_{\mathrm{d}\mathrm{i}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{k}\mathrm{t}}(q)$ – Direktverbrauch aus (26) [kW]

$P_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}\mathrm{z}}(q)=B(q)-P_{\mathrm{d}\mathrm{i}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{k}\mathrm{t}}(q)$   (28)

$P_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}\mathrm{z}}(q)$ – Reststrom, Netzbezug [kW]

$B(q)$ – zu deckender Strombedarf aus (25) [kW]

$P_{\mathrm{d}\mathrm{i}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{k}\mathrm{t}}(q)$ – Direktverbrauch aus (26) [kW]

Mit einer Einspeisegrenze (Projekteinstellung, in kW oder in Prozent der installierten Leistung) wird der Überschuss über ihr abgeregelt:

$P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}(q)=\min (P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}(q)-P_{\mathrm{l}\mathrm{a}\mathrm{d}\mathrm{e}}(q),P_{\mathrm{g}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{z}})$   (29)

$P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}(q)$ – eingespeiste Leistung [kW]

$P_{\mathrm{l}\mathrm{a}\mathrm{d}\mathrm{e}}(q)$ – Ladung des Stromspeichers und Standby des Speichersystems aus dem Überschuss, ohne Speicher 0 [kW]

$P_{\mathrm{g}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{z}}$ – Einspeisegrenze; in Prozent: Anteil der installierten Leistung des Projekts (Summe der Modulfelder, bei einer PV-Ganglinie deren Kennleistung) [kW]

$P_{\mathrm{a}\mathrm{b}}(q)=P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}(q)-P_{\mathrm{l}\mathrm{a}\mathrm{d}\mathrm{e}}(q)-P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}(q)$   (30)

$P_{\mathrm{a}\mathrm{b}}(q)$ – abgeregelte Leistung [kW]

Der Speicher lädt vor dem Abregeln: Was er aufnimmt, wird weder eingespeist noch abgeregelt. Ohne Einspeisegrenze ist $P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}=P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}-P_{\mathrm{l}\mathrm{a}\mathrm{d}\mathrm{e}}$ und $P_{\mathrm{a}\mathrm{b}}=0$.

$P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}$ ist der Überschuss vor dem Speicher, $P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}$ die Einspeisung, $P_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}\mathrm{z}}$ der Netzbezug. Die Stundenwerte der Ergebnisreihen sind die Mittel ihrer vier Viertelstunden. Ein negativer Reststrombedarf $P_{\mathrm{R}\mathrm{e}\mathrm{s}\mathrm{t}}(q)$ ist BHKW-Überschuss aus einer vorgelagerten Kaskadenstufe. Er ist keine PV-Erzeugung, wird deshalb in (25) auf 0 geklemmt und getrennt ausgewiesen — sonst würde er als PV-Einspeisung vergütet.

Rechnen mit einer PV-Ganglinie

Statt der Module kann eine importierte PV-Ganglinie die Erzeugung liefern. Sie rechnet, sobald dem Projekt eine Ganglinie zugeordnet ist, deren Projektkopie vollständig ist: 8 760 Werte im Stundenraster oder 35 040 Werte im Viertelstundenraster, jeder Wert endlich und nicht negativ. Dann entfallen die Schritte 1 bis 5 und die Module der Anlagen rechnen nicht. Eine unvollständige Ganglinie rechnet nicht: Die Module rechnen, und das Simulationsprotokoll nennt den Mangel. Sind mehrere Ganglinien zugeordnet, rechnet die zuerst zugeordnete.

Ein Wert ist die Wechselstromleistung der Anlage im Zeitschritt [kW]. Die Jahresarbeit ist die Summe der Werte mal der Dauer des Zeitschritts (1 h oder 0{,}25 h).

• Stundenraster: Die Werte sind die Stundenerträge $P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(t)$ und werden wie die Module nach dem Sonnenstand auf die Viertelstunden verteilt (24).
• Viertelstundenraster: Die Werte gehen unmittelbar als $P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}(q)$ in die Bilanz; der Stundenertrag ist das Mittel der vier Viertel.

Die Bilanz (25) bis (30) ist dieselbe wie bei den Modulen. Die Kennleistung der Ganglinie ist ihre gepflegte Nennleistung, ohne Nennleistung ihr Höchstwert; sie gilt als installierte Leistung für die Einspeisegrenze in Prozent, für Bericht und Wirtschaftlichkeit. Beim Import wird die Nennleistung aus dem Dateikopf vorbelegt, nennt er keine, mit dem Höchstwert der Reihe. Liegt der Höchstwert über der 1{,}1-fachen Nennleistung, gibt der Import einen Hinweis (Nennleistung oder Einheit der Datei prüfen); der Import läuft trotzdem durch.

Wechselrichter

Für den Wechselrichter gibt es zwei Wege.

Option 1 — vereinfacht, ohne Wechselrichter, mit Pauschalen

Das ist der heutige Weg und die Vorbelegung. Der Wechselrichter ist kein eigenes Gerät, sondern ein Wirkungsgrad:

• im einfachen Modell ein konstanter Faktor ${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}$ (Vorgabe 0,95) nach (17), dazu pauschale Systemverluste;

• im erweiterten Modell die Dreipunkt-Kennlinie (20) mit einer frei eingebbaren AC-Nennleistung, an der (22) klippt. Beides hängt an der Anlage, nicht an einem Gerät aus einem Katalog. Es gibt keine Stränge, keine MPP-Tracker, keine Auslegungsprüfung und keine Nachtverbrauchsrechnung. Für eine Anlage mit einer Ausrichtung und einem Wechselrichtertyp ist das eine tragfähige Näherung.

Option 2 — mit Wechselrichter

Der Wechselrichter ist ein Katalogobjekt mit Projektkopie — wie Kessel, BHKW oder Modul —, und die Anlage bekommt eine Strangzuordnung: je Strang die Zahl der Module in Reihe, die Zahl paralleler Stränge, das Gerät, die Gerätenummer, der MPP-Eingang, wahlweise eine eigene Neigung und ein eigener Azimut und wahlweise ein eigener Modultyp. Damit werden das Ost/West-Feld und die um einen zweiten Modultyp erweiterte Anlage rechenbar.

Der Katalog führt AC-Nennwirkleistung, maximale AC-Scheinleistung, maximale DC-Eingangsleistung, MPP-Spannungsfenster, maximale DC-Spannung, maximalen DC-Strom je MPP-Tracker, Zahl der MPP-Tracker, sechs Stützstellen der Wirkungsgradkennlinie (5, 10, 20, 30, 50, 100 %), den europäischen Wirkungsgrad, die Einschaltschwelle, den Nachtverbrauch und den Gerätepreis. Der europäische Wirkungsgrad ist dabei die bekannte Wichtung

${\eta }_{\mathrm{e}\mathrm{u}\mathrm{r}\mathrm{o}}=\mathrm{0,03}\cdot {\eta }_5+\mathrm{0,06}\cdot {\eta }_{10}+\mathrm{0,13}\cdot {\eta }_{20}+\mathrm{0,10}\cdot {\eta }_{30}+\mathrm{0,48}\cdot {\eta }_{50}+\mathrm{0,20}\cdot {\eta }_{100}$   (31)

${\eta }_{\mathrm{e}\mathrm{u}\mathrm{r}\mathrm{o}}$ – europäischer Wirkungsgrad des Geräts [–]

${\eta }_5\dots {\eta }_{100}$ – die sechs Stützstellen der Gerätekennlinie bei 5, 10, 20, 30, 50 und 100 % Auslastung [–]

$\mathrm{0,03}\dots \mathrm{0,20}$ – die Wichtungen der Norm; sie summieren sich zu 1 [–]

Wann dieser Weg rechnet — zwei Bedingungen müssen zusammenkommen: Die Anlage steht auf „mit Wechselrichter", und sie führt mindestens einen Strang mit einem Gerät. Fehlt eines von beidem, rechnet die Anlage Zeichen für Zeichen den Weg der Option 1, und der Lauf sagt es im Protokoll.

Der Stundenweg

Der Stundenweg wird um zwei Ebenen tiefer. Je Stunde:

Schritt A — je Strang die Gleichstromleistung. Neigung und Azimut sind die des Strangs, ersatzweise die der Anlage. Die Einstrahlung wird je Ausrichtungspaar ($\beta$, $\gamma$) genau einmal gerechnet — ein Ost/West-Feld mit acht Strängen rechnet die Sonnengeometrie zweimal, nicht achtmal.

$n_{\mathrm{s}}=n_{\mathrm{R}}\cdot n_{\mathrm{P}}$   (32)

$n_{\mathrm{s}}$ – Module eines Strangs [Stück]

$n_{\mathrm{R}}$ – Module in Reihe [Stück]

$n_{\mathrm{P}}$ – parallele Stränge [Stück]

$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C},\mathrm{s}}=\frac{P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}}{1000}\cdot n_{\mathrm{s}}$   (33)

$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C},\mathrm{s}}$ – Nennleistung eines Strangs [kWp]

$P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}$ – Nennleistung eines Moduls [W]

$n_{\mathrm{s}}$ – Module des Strangs aus (32) [Stück]

$1000$ – Umrechnung von W in kW [W/kW]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}}(t)$ ist dann die Modulformel des gewählten Rechenmodells — (11) beziehungsweise (16) — mit $P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C},\mathrm{s}}$ an der Stelle von $P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$.

Jeder Strang rechnet mit SEINEM Modul. Führt die Strangzeile einen eigenen Modultyp, so kommen $P_{\mathrm{M}\mathrm{o}\mathrm{d}}$ in (33) und alle übrigen Modulgrößen der Stundenrechnung — Zelltemperatur über $T_{\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}}$ in (7), Temperaturgang ${\gamma }_{\mathrm{P}\mathrm{M}\mathrm{P}}$ in (11), Fläche und Wirkungsgrad der Rückfallformel (12) sowie der Schwachlichtsatz nach Zelltechnologie in (16) — aus DIESEM Modul; sonst aus dem Modul der Anlage. Ein Strang mit einem Modul, das das Projekt nicht (mehr) führt, rechnet wie einer ohne Angabe, und der Lauf sagt es im Protokoll. Ohne eigenen Modultyp ändert sich nichts — genau das ist der Regelfall, eine Anlage mit einem Modultyp.

Die Nennleistung eines Geräts ist damit die Summe seiner Stränge, jeder mit seiner eigenen Modulleistung; die kWp der Anlagenzeile bleibt daneben stehen und wird nur noch verglichen. Weichen beide voneinander ab, meldet der Lauf es und rechnet mit der Strangsumme.

Schritt B — Summe je MPP-Eingang und je Gerät. Der MPP-Eingang ist eine reine Prüfgröße (Prüfungen P4 und P5); eine eigene Leistungsgrenze je Tracker gibt es nicht. Die Summe über die MPP-Eingänge eines Geräts ist damit die Summe über seine Stränge. Ein Gerät ist das Paar aus Wechselrichtertyp und Gerätenummer — Gerät 1 der Anlage „Dach Süd" und Gerät 1 der Anlage „Halle" sind zwei Geräte.

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)=(\sum _{s\in \mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t}}{P}_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}}(t))\cdot (1-\frac{v_{\mathrm{S}\mathrm{y}\mathrm{s}}}{100})$   (34)

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)$ – Gleichstromleistung eines Geräts nach Systemverlusten [kW]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{s}}(t)$ – Gleichstromleistung eines Strangs $s$ des Geräts [kW]

$v_{\mathrm{S}\mathrm{y}\mathrm{s}}$ – Systemverluste der Anlage [%]

Die Systemverluste bleiben ein Anlagenwert: Verschmutzung, Leitungsverluste und Mismatch gelten für das Feld, nicht für den Strang.

Schritt C — Kennlinie, Clipping, Nachtverbrauch je Gerät.

$x(t)=\frac{P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)}{P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}}$   (35)

$x(t)$ – Auslastung des Geräts [–]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)$ – Gleichstromleistung des Geräts aus (34) [kW]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}$ – AC-Nennleistung des Geräts [kW]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)=\min (P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)\cdot {\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}(x(t)),P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}})$   (36)

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)$ – Wechselstromleistung des Geräts [kW]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)$ – Gleichstromleistung des Geräts aus (34) [kW]

${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}(x(t))$ – Wirkungsgrad bei der Auslastung der Stunde, Kennlinie (20) über sechs Stützstellen [–]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}$ – AC-Nennleistung des Geräts; hier klippt es [kW]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)\le \frac{P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}}{1000}\to P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)=-\frac{P_{\mathrm{N}\mathrm{a}\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{t}}}{1000}$   (37)

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)$ – Wechselstromleistung des Geräts; unter der Schwelle negativ [kW]

$P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)$ – Gleichstromleistung des Geräts aus (34) [kW]

$P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}$ – Einschaltschwelle des Geräts, das Katalogfeld „Standby-Verbrauch" [W]

$P_{\mathrm{N}\mathrm{a}\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{t}}$ – Nachtverbrauch des Geräts [W]

$1000$ – Umrechnung von W in kW [W/kW]

Die Kennlinie ${\eta }_{\mathrm{W}\mathrm{R}}(x)$ ist dieselbe stückweise Interpolation (20), nur über die sechs Stützstellen des Katalogs statt über drei; unter der kleinsten läuft sie linear von $(0,0)$, über $x=\mathrm{1,0}$ bleibt sie konstant — dahinter greift das Clipping. Eine fehlende Stützstelle wird übersprungen; interpoliert wird dann zwischen den beiden nächsten vorhandenen Punkten. Führt der Katalog keine einzige, gilt die Dreipunkt-Vorgabe 0,94 / 0,975 / 0,97, und der Lauf meldet es. Die drei Stützstellen 10 / 50 / 100 % des vereinfachten Wegs sind in den sechs enthalten — an den gemeinsamen Punkten ändert sich nichts, dazwischen wird die Kennlinie genauer.

Der Nachtverbrauch (37) ist eine negative Erzeugung: Unterhalb der Einschaltschwelle speist das Gerät nicht ein, sondern verbraucht. Beide Gerätewerte stehen im Katalog in Watt und gehen als Kilowatt in die Rechnung. Führt der Katalog keinen Nachtverbrauch, ist das Ergebnis 0. Ohne gepflegte Einschaltschwelle ist $P_{\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{n}}=0$ — dann sind es genau die Stunden ohne Einstrahlung.

Schritt D — Summe je Anlage. Die Wechselstromleistungen aller Geräte der Anlage werden addiert; ab da läuft Schritt 6 unverändert weiter.

Kennzahlen

Je Gerät und je Anlage schreibt der Lauf ins Simulationsprotokoll und in den Ergebnisreiter „Photovoltaik":

Kennzahl	Formel	Einheit
DC/AC-Verhältnis	$\frac{\sum _{s\in \mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t}}{P}_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C},\mathrm{s}}}{P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}}$	—
Clipping-Verlust	$\sum _t\max (0,P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{r}\mathrm{o}\mathrm{h}}(t)-P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}})$	kWh/a
Clipping-Anteil	$\frac{\mathrm{C}\mathrm{l}\mathrm{i}\mathrm{p}\mathrm{p}\mathrm{i}\mathrm{n}\mathrm{g}}{\mathrm{E}\mathrm{r}\mathrm{t}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{g}+\mathrm{C}\mathrm{l}\mathrm{i}\mathrm{p}\mathrm{p}\mathrm{i}\mathrm{n}\mathrm{g}}$	%
Volllaststunden AC	$\frac{\mathrm{E}\mathrm{r}\mathrm{t}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{g}}{P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}}$	h/a
Jahresnutzungsgrad	$\frac{\sum _t{P}_{\mathrm{A}\mathrm{C}}(t)}{\sum _t{P}_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{r}}(t)}$	—
Nachtverbrauch	$\sum _t{P}_{\mathrm{N}\mathrm{a}\mathrm{c}\mathrm{h}\mathrm{t}}$ über die Stunden unter der Einschaltschwelle	kWh/a

Der Jahresnutzungsgrad ist die Zahl, mit der sich der europäische Wirkungsgrad ${\eta }_{\mathrm{e}\mathrm{u}\mathrm{r}\mathrm{o}}$ des Datenblatts gegen das tatsächliche Betriebsverhalten dieser Anlage vergleichen lässt.

Kosten

Der Gerätepreis des Katalogs geht als eigener Posten in die Investition der Photovoltaik ein: Preis je Gerät × Zahl der Geräte dieses Typs. Gezählt werden nur Geräte an Anlagen, die auf dem Weg „mit Wechselrichter" rechnen — eine Anlage, die vereinfacht rechnet, trägt auch keine Gerätekosten.

Dazu kommen acht Auslegungsprüfungen als Ampel im Dialog — ausführlich mit Formeln, Zahlenbeispiel und Auslegungshilfe im Abschnitt Modul, Strang und Wechselrichter —, gerechnet für −10 °C (kalter Fall, höchste Spannung) und 70 °C Zelltemperatur (heißer Fall, niedrigste Spannung, höchster Strom):

Nr.	Prüfung	Bewertung bei Verletzung
P1	Leerlaufspannung des Strangs im kalten Fall gegen die maximale DC-Spannung	rot
P2	MPP-Spannung im heißen Fall gegen die untere Grenze des MPP-Fensters	rot
P3	MPP-Spannung im kalten Fall gegen die obere Grenze des MPP-Fensters	gelb
P4	Eingangsstrom je MPP-Tracker im heißen Fall gegen den zulässigen DC-Strom	rot
P5	Zahl paralleler Stränge je MPP-Tracker gegen den zulässigen Wert	gelb
P6	DC/AC-Verhältnis außerhalb 1,0…1,5	gelb
P7	DC-Nennleistung des Geräts gegen die maximale DC-Eingangsleistung	gelb
P8	Summe der Module aller Stränge gegen die Modulanzahl $n$ der Anlage	gelb

Fehlt ein Modulwert, entfällt die zugehörige Prüfung und wird als „nicht prüfbar" gemeldet — sie schlägt nicht fehl. Für die MPP-Spannung setzen P2 und P3 den Temperaturkoeffizienten ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$ der Leerlaufspannung ein; einen eigenen Koeffizienten für die MPP-Spannung führt der Modulkatalog nicht.

Ergebnisneutral für Bestandsprojekte: Solange eine Anlage nicht auf „mit Wechselrichter" steht und eine Strangzeile mit Gerät führt, rechnet sie Zeichen für Zeichen wie zuvor. Erst beide Bedingungen zusammen schalten den Strangweg ein.

Modul, Strang und Wechselrichter — Prüfung und Auslegung

Sobald eine Anlage auf dem Weg „mit Wechselrichter" rechnet, prüft das Programm beim Bearbeiten der Strangtabelle, ob Modul und Gerät elektrisch zusammenpassen: acht Regeln P1 bis P8, dargestellt als Ampel unter der Strangzeile und als Chip im Kopf des Abschnitts „Wechselrichter und Stränge". Die Prüfung entscheidet nichts — sie rechnet nicht mit, verhindert kein Speichern und verändert kein Ergebnis. Sie sagt etwas, und hinter jeder roten oder gelben Meldung sagt sie zusätzlich, was passen würde.

Was geprüft wird — und was nicht

Geprüft werden Datenblattgrenzen des gewählten Geräts: maximale DC-Spannung, MPP-Spannungsfenster, maximaler DC-Strom je MPP-Tracker, maximale DC-Eingangsleistung, AC-Nennleistung. Nicht geprüft werden Anlagen- und Personenschutz, Leitungsquerschnitte, Überspannungsschutz, Netzanschluss und Anmeldung; dafür ist die einschlägige Normenreihe maßgeblich und eine Elektrofachkraft zuständig. Auch eine absolute Systemspannungsgrenze (1 000 V beziehungsweise 1 500 V DC) prüft das Programm nicht — P1 misst allein gegen die maximale Eingangsspannung des gewählten Geräts.

Begriffe

Begriff	Bedeutung
Modul	Ein Katalogeintrag mit $U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$, $U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}$, $I_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$, ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$, ${\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$ und der Nennleistung $P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$
Strang	$n$ Module in Reihe — die Spannungen addieren sich, der Strom bleibt der eines Moduls
parallele Stränge	$p$ gleich aufgebaute Stränge an demselben MPP-Tracker — die Ströme addieren sich, die Spannung bleibt
MPP-Tracker	Ein Regeleingang des Geräts mit eigenem Spannungsfenster und eigener Stromgrenze
Gerät	Ein physischer Wechselrichter. Stränge mit derselben Gerätenummer hängen an demselben Gerät; ein zweites Gerät desselben Typs bekommt die Nummer 2. Leer heißt 1.
DC/AC-Verhältnis	Summe der Modulnennleistungen an einem Gerät geteilt durch dessen AC-Nennleistung

Kennwerte und ihre Einheiten

Größe	Bedeutung	Einheit	Vorzeichen	typisch
$U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$	Leerlaufspannung bei STC	V	+	30…50
$U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}$	Spannung im Arbeitspunkt bei STC	V	+	25…42
$I_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$	Kurzschlussstrom bei STC	A	+	9…14
${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$	Temperaturkoeffizient der Leerlaufspannung	V/K	negativ	−0,10…−0,15
${\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$	Temperaturkoeffizient des Kurzschlussstroms	A/K	positiv	+0,002…+0,006
$P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$	Nennleistung des Moduls	W	+	260…600

Achtung bei den Koeffizienten: Datenblätter geben sie häufig relativ in %/K an (typisch −0,25…−0,35 %/K für die Spannung, +0,04…+0,06 %/K für den Strom) oder in mV/K beziehungsweise mA/K. Der Modulkatalog von EPOS-Plan führt sie absolut in V/K und A/K. Ein ungerechnet übernommener Prozentwert verschiebt die Prüfungen P1 bis P4 um Größenordnungen. Die Umrechnung lautet ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}[\mathrm{V}/\mathrm{K}]=\frac{{\beta }_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{l}}[\mathrm{\%}/\mathrm{K}]\cdot U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}[\mathrm{V}]}{100}$ für die Spannung und ${\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}[\mathrm{A}/\mathrm{K}]=\frac{{\alpha }_{\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{l}}[\mathrm{\%}/\mathrm{K}]\cdot I_{\mathrm{S}\mathrm{C}}[\mathrm{A}]}{100}$ für den Strom.

Der Import aus PVsyst-Dateien (.PAN) rechnet selbsttätig um; die Verwaltung der PV-Module hat für ${\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$ und ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$ kein Eingabefeld — sie kommen allein aus dem Import. Der Leistungskoeffizient ${\gamma }_{\mathrm{P}\mathrm{M}\mathrm{P}}$ steht als einziger relativ in %/K — er geht nicht in die Auslegungsprüfung ein, sondern in die Ertragsrechnung (Schritt 4).

Die beiden Auslegungsfälle

Alle Katalogwerte gelten unter Standard-Testbedingungen (STC: 1 000 W/m², 25 °C Zelltemperatur, AM 1,5). Diese treten im Betrieb praktisch nie auf. Für die Auslegung zählt deshalb die Hüllkurve zweier fester Fälle:

• kalter Fall, −10 °C Zelltemperatur — Kälte hebt die Spannung. Der ungünstigste Zustand ist der klare Wintermorgen, bevor der Wechselrichter zuschaltet. Hier entscheidet sich, ob das Gerät Schaden nimmt (P1) und ob das MPP-Fenster nach oben verlassen wird (P3).

• heißer Fall, +70 °C Zelltemperatur — Wärme senkt die Spannung deutlich und hebt den Strom leicht. Hier entscheidet sich, ob der Strang aus dem MPP-Fenster fällt (P2) und ob der Trackerstrom überschritten wird (P4).

−10 °C und +70 °C sind die Vorgaben; $T_{\mathrm{k}\mathrm{a}\mathrm{l}\mathrm{t}}$ und $T_{\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{s}\mathrm{s}}$ sind Projektparameter und lassen sich in der Zeile Auslegungstemperaturen des Abschnitts „Wechselrichter und Stränge" ändern (Bedienung). Der Knopf Vorschlag aus Klimadaten übernehmen schlägt kalt als Jahresminimum der Außentemperatur der Klimareihe des Projekts vor und heiß über dieselbe Zelltemperaturformel wie in Schritt 3 (9) bei Volleinstrahlung $G=1000$ W/m² aus deren Jahresmaximum und der Nennbetriebstemperatur $T_{\mathrm{N}\mathrm{O}\mathrm{C}\mathrm{T}}$ des Anlagenmoduls (Rückfall 45 °C außerhalb 20…60 °C, wie in Schritt 3). Übernommen wird erst auf Knopfdruck; welche Zahl richtig ist, bleibt Sache des Planers. Gerechnet wird linear um den STC-Punkt:

$U_{\mathrm{S}\mathrm{t}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{n}\mathrm{g}}(T)=n\cdot [U_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}+{\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot (T-25)]$   (38)

$U_{\mathrm{S}\mathrm{t}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{n}\mathrm{g}}(T)$ – Spannung des Strangs bei der Zelltemperatur $T$ [V]

$n$ – Zahl der Module in Reihe [–]

$U_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}$ – $U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$ für P1, $U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}$ für P2 und P3 [V]

${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$ – Temperaturkoeffizient der Leerlaufspannung [V/K], negativ

$T$ – Zelltemperatur des betrachteten Falls: $T_{\mathrm{k}\mathrm{a}\mathrm{l}\mathrm{t}}$ (Vorgabe −10 °C) oder $T_{\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{s}\mathrm{s}}$ (Vorgabe +70 °C), Projektparameter [°C]

$I_{\mathrm{S}\mathrm{t}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{n}\mathrm{g}}(T)=I_{\mathrm{S}\mathrm{C}}+{\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}\cdot (T-25)$   (39)

$I_{\mathrm{S}\mathrm{t}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{n}\mathrm{g}}(T)$ – Strom eines Strangs bei der Zelltemperatur $T$ [A]

${\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$ – Temperaturkoeffizient des Kurzschlussstroms [A/K], positiv

Der Strom eines Strangs ist von der Zahl der Module in Reihe unabhängig; parallele Stränge addieren ihn. Für die MPP-Spannung führt der Modulkatalog keinen eigenen Koeffizienten — (38) setzt dafür ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$ ein, wie es die Auslegungspraxis ebenfalls tut. Der Fehler liegt bei wenigen Prozent. Zu beachten ist die Richtung: Der relative Koeffizient der MPP-Spannung ist betragsmäßig größer als der der Leerlaufspannung, weshalb P2 im heißen Fall eher etwas zu günstig ausfällt und P3 im kalten Fall konservativ.

Die acht Regeln

Nr.	Prüfung	Bedingung	Ebene	Verletzung
P1	Leerlaufspannung im kalten Fall	$n\cdot [U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}+{\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot (T_{\mathrm{k}\mathrm{a}\mathrm{l}\mathrm{t}}-25)]\le U_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ — ohne ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$: $n\cdot U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot \mathrm{1,15}\le U_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$	je Strang	rot — das Gerät kann bei Frost und Sonne Schaden nehmen
P2	MPP-Fenster im heißen Fall	$n\cdot [U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}+{\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot (T_{\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{s}\mathrm{s}}-25)]\ge U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P},\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}$	je Strang	rot — der Strang regelt im Sommer ab
P3	MPP-Fenster im kalten Fall	$n\cdot [U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}+{\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot (T_{\mathrm{k}\mathrm{a}\mathrm{l}\mathrm{t}}-25)]\le U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$	je Strang	gelb — das Gerät regelt an der Grenze
P4	Eingangsstrom je MPP-Tracker	$\sum _{s\in \mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}\mathrm{T}}{p}_s\cdot [I_{\mathrm{S}\mathrm{C}}+{\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}\cdot (T_{\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{s}\mathrm{s}}-25)]\le I_{\mathrm{S}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ und $\le I_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$	je Tracker	rot über $I_{\mathrm{S}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$; gelb nur über $I_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ — ohne $I_{\mathrm{S}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$: rot über $I_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$
P5	Zahl paralleler Stränge je Tracker	$\sum _{s\in \mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}\mathrm{T}}{p}_s\le p_{\mathrm{z}\mathrm{u}\mathrm{l}}$	je Tracker	gelb — mehr Stränge als Anschlussklemmen
P6	DC/AC-Verhältnis	$\mathrm{1,0}\le \frac{\sum _{s\in \mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t}}{P}_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C},s}}{P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}}\le \mathrm{1,5}$	je Gerät	gelb in beide Richtungen
P7	DC-Eingangsleistung	$\sum _{s\in \mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t}}{P}_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C},s}\le P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$	je Gerät	gelb — über der Anschlussgrenze des Herstellers
P8	Modulsumme	$\sum _s(n_s\cdot p_s)=n_{\mathrm{A}\mathrm{n}\mathrm{l}\mathrm{a}\mathrm{g}\mathrm{e}}$	je Anlage	gelb — Strangtabelle und Anlagenwert laufen auseinander

$T_{\mathrm{k}\mathrm{a}\mathrm{l}\mathrm{t}}$, $T_{\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{s}\mathrm{s}}$ – Auslegungstemperaturen, Projektparameter mit Vorgabe −10 °C / +70 °C [°C]

$U_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ – maximale DC-Eingangsspannung des Geräts [V]

$U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P},\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}$, $U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ – Grenzen des MPP-Spannungsfensters [V]

$I_{\mathrm{S}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ – maximaler Kurzschlussstrom je MPP-Tracker, optionales Katalogfeld [A]

$I_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ – maximaler DC-Strom (Betriebsstrom) je MPP-Tracker [A]

$p_s$ – parallele Stränge der Zeile $s$, $p_{\mathrm{z}\mathrm{u}\mathrm{l}}$ – zulässige Stränge je Tracker [–]

$P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}$ – AC-Nennwirkleistung [kW], $P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ – maximale DC-Eingangsleistung [kW]

$n_{\mathrm{A}\mathrm{n}\mathrm{l}\mathrm{a}\mathrm{g}\mathrm{e}}$ – „Anzahl Module" der Anlagenzeile [–]

Die Farbe eines Abschnitts ist die schlechteste seiner Zeilen. Rot bedeutet: so nicht zulässig — verhindert aber nicht das Speichern, weil ein Planer einen Zwischenstand ablegen können muss. Gelb bedeutet: möglich, aber nicht empfohlen.

Ein fehlender Wert macht gelb, nicht grün und nicht rot — mit einer Ausnahme: Fehlt bei P1 nur ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$ (nicht aber $U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$), rechnet sie über den Rückfall $\mathrm{1,15}$ weiter, statt zu entfallen (siehe „Grenzen dieser Prüfung" unten). Sonst gilt: Fehlt eine Angabe (0 oder leer), entfällt die betroffene Prüfung, die Zeile wird gelb, und die Meldung nennt jede fehlende Angabe einzeln — dazu bei Modulwerten den Pflegeweg. Eine Prüfung, die auf fehlenden Daten grün leuchtet, würde etwas behaupten. Fehlt die Zahl der MPP-Tracker, wird auf einem gerechnet: der konservative Fall, und die Meldung sagt es.

P8 vergleicht gegen den gespeicherten Anlagenwert „Anzahl Module". Ein Bestand, dessen zwei Zahlen — Strangtabelle und Anlagenzeile — von Hand auseinandergelaufen sind, wird damit erkannt.

Auslegungshilfe

Hinter jeder roten oder gelben Meldung steht, was passen würde — dieselben Regeln, rückwärts gerechnet und auf ganze Module gerundet, Untergrenzen auf, Obergrenzen ab:

$n_{\min }=\lceil \frac{U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P},\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}}{U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}+{\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot 45}\rceil$   (40)

$n_{\min }$ – kleinste Modulzahl in Reihe, aus P2 [–]

$n_{\max }=\lfloor \min (\frac{U_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}}{U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}+{\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot (-35)},\frac{U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}}{U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}+{\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot (-35)})\rfloor$   (41)

$n_{\max }$ – größte Modulzahl in Reihe, aus P1 und P3 [–]

$p_{\max }=\min (\lfloor \frac{I_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}}{I_{\mathrm{S}\mathrm{C}}+{\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}\cdot 45}\rfloor ,p_{\mathrm{z}\mathrm{u}\mathrm{l}})$   (42)

$p_{\max }$ – Stränge je MPP-Tracker, aus P4 und P5 [–]

$n_{\mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t},\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}=\lceil \frac{\mathrm{1,0}\cdot P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}}}{P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}}\rceil n_{\mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}=\lfloor \min (\mathrm{1,5}\cdot P_{\mathrm{A}\mathrm{C},\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{n}\mathrm{n}},P_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}})/P_{\mathrm{S}\mathrm{T}\mathrm{C}}\rfloor$   (43)

$n_{\mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t},\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}$, $n_{\mathrm{G}\mathrm{e}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{e}\mathrm{t},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ – Module je Gerät aus dem DC/AC-Band (P6) und der DC-Grenze (P7) [–]

Leistungen in (43) in derselben Einheit einzusetzen

Die Hilfe rechnet auf derselben Grundlage wie die Ampel: Die Zahlen 45 und −35 sind die Vorgabewerte $T_{\mathrm{h}\mathrm{e}\mathrm{i}\mathrm{s}\mathrm{s}}-25$ und $T_{\mathrm{k}\mathrm{a}\mathrm{l}\mathrm{t}}-25$ der projektweise einstellbaren Auslegungstemperaturen. Fehlt in (41) der Koeffizient ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$, tritt an die Stelle von $U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}+{\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot (T_{\mathrm{k}\mathrm{a}\mathrm{l}\mathrm{t}}-25)$ derselbe Rückfall wie bei P1: $U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot \mathrm{1,15}$. In (42) tritt an die Stelle von $I_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ der Kurzschlussstrom $I_{\mathrm{S}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ des MPP-Trackers, sobald der Katalog ihn führt — ist er nicht gepflegt, gilt weiterhin $I_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$.

Für das Rechenbeispiel oben ergibt das $n=4\dots 14$ Module in Reihe, einen Strang je Tracker und 10…13 Module je Gerät. Genau das steht dann in der Ampel: „passend wären 4…14 Module in Reihe" beziehungsweise „passend wären 10…13 Module je Gerät". Liegt die Untergrenze über der Obergrenze, gibt es zu diesem Gerät keine passende Reihe, und die Meldung rät zu einem anderen Gerät. Fehlen alle beteiligten Werte, rät die Hilfe nicht.

Der Knopf „Auslegung vorschlagen". Aus Modul, gewähltem Katalogsatz und Modulzahl wird eine ganze Aufteilung gerechnet und die Strangtabelle damit ersetzt: gleich lange Stränge, gleich belegte Geräte, die Stränge so gleichmäßig auf die MPP-Tracker verteilt, wie die Zahl es zulässt. Die Rangfolge ist dreistufig — möglichst wenige Geräte, darunter DC/AC möglichst nahe 1,25 (der Mitte des Bandes), darunter die längste Reihe (höhere Spannung, kleinerer Strom). Die Klappliste „Wechselrichter aus dem Katalog" ist dagegen nach der Bewertung von „Wechselrichter vorschlagen" geordnet: geeignete Geräte zuerst, mit DC/AC-Verhältnis und Gerätezahl im Text, danach bedingte und ungeeignete mit ihrem wichtigsten Grund („bedingt: …", „ungeeignet: …"). Gibt es keine Aufteilung, bleibt die Tabelle stehen, und der Grund wird genannt.

Grenzen dieser Prüfung

• Kein Sicherheitsfaktor auf den Strom. P4 rechnet allein die thermische Korrektur nach (39) — bei einem üblichen Modul rund +2 %. Der in der Auslegungspraxis gebräuchliche Faktor 1,25 auf den Kurzschlussstrom (Wolkenrand- und Albedoeffekte) ist nicht enthalten.

• $I_{\mathrm{S}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$ kommt aus keinem Import. Weder die CEC-Wechselrichterliste noch das OND-Format (PVsyst) führen einen Kurzschlussstrom je Eingang. Das Feld bleibt nach jedem Import leer und wird im Katalogdialog von Hand gepflegt; solange es leer ist, prüft P4 wie ohne die Zweistufigkeit — rot allein über $I_{\mathrm{D}\mathrm{C},\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$.

• Die Auslegungstemperaturen sind eine Annahme, kein Messwert. Sie sind je Projekt einstellbar (Abschnitt „Die beiden Auslegungsfälle"), mit −10 °C/+70 °C als Vorgabe. Der Klimadatenvorschlag nennt das Jahresminimum eines Testreferenzjahres — das ist nicht dieselbe Größe wie die am Standort niedrigste zu erwartende Temperatur; welche Zahl richtig ist, entscheidet der Planer.

• Der Rückfall ohne Koeffizienten ist eine Ersatzannahme. Fehlt ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$, rechnet P1 mit $U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}\cdot \mathrm{1,15}$ weiter, statt zu entfallen; fehlt auch $U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$, bleibt es bei „nicht prüfbar". Der Faktor 1,15 gilt für kristallines Silizium und ist an sehr kalten Standorten knapp; er ist bewusst nicht einstellbar — Ersatz für einen fehlenden Katalogwert, nicht ein zweiter Auslegungsparameter. Der richtige Weg bleibt, den Koeffizienten zu pflegen.

• Die Einschaltspannung wird nicht geprüft. Sie steht im Gerätekatalog, geht aber in keine der acht Regeln ein.

• Keine Verschattung, keine Leitungsverluste. Ein Strang an der unteren Grenze von P2 kann in der Wirklichkeit eher abregeln, als die Prüfung erwarten lässt.

• Keine Mischung auf einem Tracker. P4 summiert die Ströme eines Trackers vollständig; ein Ost/West-Paar an einem Eingang wird dadurch strenger bewertet, als es der Wirklichkeit entspricht. Ein Modultyp gilt je Strang, nicht innerhalb eines Strangs.

• Die Prüfung läuft im Dialog und beim Simulationsstart. Für jede Anlage im Weg „mit Wechselrichter" schreibt der Lauf denselben Ampelsatz in die Hinweise zum Lauf, mit dem Vorspann PV-Anlage „…": davor: rote Meldungen als Warnung, gelbe als Hinweis; grüne bleiben stumm. Das blockiert die Berechnung nicht — ein Projekt mit roter Auslegung rechnet weiter.

Grenzen und Annahmen

• Keine Verschattung. Weder Horizont noch Eigenverschattung der Modulreihen gehen ein.
• Eine Ausrichtung je Anlage — außer im Weg „mit Wechselrichter". $\beta$ und $\gamma$ hängen an der Anlagenzeile; im Strangweg trägt jeder Strang wahlweise eigene Werte, und damit ist das Ost/West-Feld eine Anlage (siehe Abschnitt „Wechselrichter", Option 2).

• Kein Ein-Dioden-Modell. Spannungen und Ströme des Strangs werden nicht gerechnet. Die sechs elektrischen Kenngrößen des Modulkatalogs ($U_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}$, $U_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$, $I_{\mathrm{M}\mathrm{P}\mathrm{P}}$, $I_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$, ${\alpha }_{\mathrm{S}\mathrm{C}}$, ${\beta }_{\mathrm{O}\mathrm{C}}$) gehen in die Auslegungsprüfungen P1 bis P5 ein, aber in keine Stundenrechnung.

• Keine Leistungsgrenze je MPP-Eingang. Der MPP-Eingang ist eine Prüfgröße; geklemmt wird am Gerät.

• Ein Modultyp je STRANG. Ein Strang rechnet mit genau einem Modultyp; verschiedene Stränge derselben Anlage dürfen verschiedene tragen. Ohne eigene Angabe gilt das Modul der Anlage. Was es nicht gibt: zwei Modultypen INNERHALB eines Strangs — dafür wären zwei Stränge anzulegen.

• Keine Kennzahlen je Strang. Ertrag und Volllaststunden werden je Gerät ausgewiesen, nicht je Strang.

• Keine Alterung im Stundenlauf. Die Degradation ist eine Größe der Wirtschaftlichkeit (Jahresreihe), nicht der Stundensimulation.

• Kein Clipping im einfachen Modell auf dem vereinfachten Weg, auch dann nicht, wenn eine AC-Nennleistung gepflegt ist — sie wirkt dort nur im erweiterten Modell (22). Im Weg „mit Wechselrichter" klemmt das Gerät dagegen in beiden Modellen (36): Ein Wechselrichter ist ein Gerät, keine Modellverfeinerung.

• Klimadaten in Stunden. Die Erzeugung entsteht stündlich; innerhalb der Stunde folgt sie allein dem Sonnenstand (24). Wolkenzüge innerhalb einer Stunde sind nicht abgebildet — außer eine PV-Ganglinie im Viertelstundenraster bringt sie mit.
• Die Einspeisegrenze ist eine Leistungsgrenze je Viertelstunde am Netzanschluss; sie regelt nur Photovoltaik ab, nie BHKW-Strom.
• Der Boden-Albedo $\rho$ gilt je Anlage für das ganze Jahr und für alle Stränge der Anlage; Schnee im Winter und ein heller Sommerboden lassen sich nicht getrennt angeben.
• Zwei Stunden im Jahr sind durch die Ortszeitumstellung doppelt beziehungsweise gar nicht belegt. Beide liegen nachts; Einstrahlung und Sonnenwinkel sind dort null, die Jahressumme der Globalstrahlung bleibt unverändert.

• Der Stromspeicher gehört nicht hierher: Er wird getrennt gerechnet und verändert den hier ausgewiesenen PV-Ertrag nicht.

Ergebnisse und wo sie stehen

• Simulationsergebnis, Reiter „Photovoltaik" — je Modulfeld Name, Gesamtfläche, Anzahl und Jahresertrag; im erweiterten Modell zusätzlich das DC/AC-Verhältnis, der Clipping-Verlust und der Wechselrichterverlust. Rechnet eine Anlage auf der Strangebene, steht darüber eine zweite Tabelle mit einer Zeile je Gerät (DC/AC, Ertrag, Clipping in kWh und %, Volllaststunden AC, Jahresnutzungsgrad, Nachtverbrauch).

• Karte „Photovoltaik" der Simulationskonfiguration — Zahl der Geräte und Stränge sowie das DC/AC-Verhältnis, sobald eine Strangzuordnung rechnet.

• Simulationsergebnis, Reiter „Photovoltaik" und Bericht — rechnet eine PV-Ganglinie, steht statt der Moduldaten die Quelle: Name der Ganglinie, Raster und Nennleistung.
• Simulationsergebnis, Reiter „Photovoltaik" — mit Einspeisegrenze zusätzlich die Abregelung in kWh/a und in Prozent der Erzeugung sowie die Grenze in kW.
• Simulationsergebnis, Reiter „Ergebnis" — Eigenverbrauch, Einspeisung, Netzbezug und Autarkie.
• Simulationsergebnis, Reiter „Stromgang" — die Ganglinien von Erzeugung, Direktverbrauch, Überschuss und Reststrom, also $P_{\mathrm{P}\mathrm{V}}$, $P_{\mathrm{d}\mathrm{i}\mathrm{r}\mathrm{e}\mathrm{k}\mathrm{t}}$, $P_{\mathrm{u}\mathrm{e}\mathrm{b}\mathrm{e}\mathrm{r}}$ und $P_{\mathrm{n}\mathrm{e}\mathrm{t}\mathrm{z}}$.

• Simulationsprotokoll — jeder Rückfallwert und jede Katalogunstimmigkeit im Klartext, dazu im erweiterten Modell die Kennzahlen je Anlage (DC/AC, Jahresertrag, Volllaststunden, Wechselrichter- und Clipping-Verlust) und im Weg „mit Wechselrichter" eine Zeile je Gerät und eine je Anlage.

• Bericht und Wirtschaftlichkeit — Jahreserträge, Eigenverbrauchsquote und die Vergütungsrechnung bauen auf denselben Zahlen auf.

Bezüge

• Photovoltaik — Bedienung des Dialogs, Modulkatalog, Import, PV-Ganglinie
• Grundlagen: Photovoltaik — Begriffe und Zusammenhänge
• Berechnung: Simulationsablauf — Reihenfolge der Erzeuger, Kaskade und Stundenschleife
• Berechnung: Stromspeicher — was mit Überschuss und Reststrom danach geschieht
• Berechnung: Solarthermie — dieselbe Sonnengeometrie, anderes Kollektormodell
• Berechnung: BHKW — Herkunft des BHKW-Stromüberschusses
• Klimadaten — Herkunft und Pflege der Strahlungsreihen
• Wirtschaftlichkeit — Vergütung, Degradation und Marktwert