Ein internationales Forschungsteam hat eine neue Methode vorgestellt, mit der sich die Neigung und der Azimut von Photovoltaik-(PV)-Anlagen auf Dächern durch die Analyse von Betriebsleistungsdaten bestimmen lassen. Genauige Ausrichtungsinformationen sind entscheidend für die Schätzung der Stromerzeugung und die Erkennung von Systemfehlern, doch Installationsaufzeichnungen fehlen häufig oder sind ungenau, während physische Vor-Ort-Inspektionen für große PV-Portfolios unpraktisch bleiben.

Der korrespondierende Autor Hanrong Huang erklärte, dass die Studie eine praktische Lösung bietet, um die Ausrichtung der Module ohne einen Vor-Ort-Besuch wiederherzustellen, selbst wenn partielle Verschattung und geometrische Grenzen bei geringen Neigungswinkeln berücksichtigt werden. Das Team validierte den Ansatz unter Verwendung von Betriebsdaten, die 2025 von 17 gewerblichen Dachsystemen in Australien gesammelt wurden, wobei die Ausrichtungen unabhängig verifiziert wurden. Der Datensatz bestand aus DC-Leistungsmessungen, die für jeden Maximum Power Point Tracker (MPPT) in Fünf-Minuten-Intervallen aufgezeichnet wurden.

Um die Sonneneinstrahlung auf Module unter verschiedenen Winkeln zu schätzen, nutzten die Forscher das pvlib Clear-Sky-Modell zusammen mit ERA5-Wetterdaten. Durch die Auswahl von Zeiträumen mit hoher direkter Einstrahlung und ausreichenden Messwerten am Morgen und Nachmittag identifizierte ein Optimierungsalgorithmus die Ausrichtung, die am besten zur gemessenen Leistungsabgabe passte, wobei gleichzeitig die effektive Systemkapazität angepasst wurde, um Leistungsverluste zu berücksichtigen.

Die Studie verglich zwei Anpassungsmetriken, R² und Huber-Loss, und bewertete, wie Faktoren wie Verschattung, geringe Neigungswinkel, Datenauflösung, Modultemperatur und Inverter-Clipping die Genauigkeit beeinflussten. Während R² die Übereinstimmung zwischen modellierter und beobachteter Leistung misst, minimiert der Huber-Loss den Einfluss von Ausreißern, die durch Verschattung verursacht werden. Bei nicht verschatteten Systemen ermittelte die Methode die Neigung mit einem Medianfehler von etwa 2° und den Azimut mit 4°, wobei ausschließlich DC-Leistungsdaten und Standortkoordinaten verwendet wurden. Dieser Ansatz ermöglicht es auch, die Ausrichtung einzelner Arrays auf MPPT-Ebene zu bestimmen.

Die Ergebnisse zeigten, dass Clear-Sky-Modellierung konsistent besser abschneidet als ERA5-Daten; die alleinige Nutzung von ERA5 führte bei nicht verschatteten Systemen zu deutlich höheren Medianfehlern von 10° bis 12° für die Neigung und 48° bis 62° für den Azimut. Es wurde festgestellt, dass Verschattung die Azimutfehler erhöht, wobei diese mit Huber-Loss von 4° auf 35° und mit R² von 15° auf 27° anstiegen. Darüber hinaus erwies sich die Bestimmung des Azimuts bei Neigungswinkeln unter 5° als schwierig, da die Modulausrichtung nur einen minimalen Einfluss auf die auftreffende Einstrahlung hat, obwohl diese Einschränkung einen geringeren Einfluss auf die geschätzte Stromerzeugung hat.

Huang merkte an, dass der nächste Hauptschritt darin besteht, den Effekt der partiellen Verschattung auf die Genauigkeit der Wiederherstellung zu reduzieren, was nach wie vor die Hauptbeschränkung der Methode darstellt. Das Team beabsichtigt auch, die Technik gegenüber anderen realen Betriebsbedingungen wie Inverter-Clipping und -Auslösen robuster zu machen, um eine zuverlässige Anwendung im großen Maßstab sicherzustellen. Die Ergebnisse wurden unter dem Titel „Recovering rooftop photovoltaic array tilt and azimuth from operational power data

Quellen: pv magazine.