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ArcGIS Solar Radiation Tool - Wie wird die lokale Sonnenzeit/Lokale Zeit als Eingabe für die Zeitkonfiguration "innerhalb des Tages" behandelt?


Ich schreibe stündliche Intervallläufe des Area Solar Radiation Tools und benötige eine Hand, um zu verstehen, wie die lokale Sonnenzeit (LST) im Vergleich zur lokalen Zeit (LT) innerhalb des Tools berücksichtigt wird.

Zunächst einmal verstehe ich den Unterschied zwischen Sonnen- und Ortszeit und die praktische / grundlegende Grundlage des von Drs. Fu & Rich. Für diejenigen, die etwas Kontext für diese Frage benötigen, besuchen Sie bitte die folgenden hervorragenden Ressourcen:

ESRI-Hilfe zum Solar Radiation Tool / Solarzeit von PVeducation.org / Wie die Solarstrahlung berechnet wird

Hier ist die Frage: Betrachtet man den folgenden Absatz aus dem ersten Link:

Bei untertägigen Zeitkonfigurationen werden die Start- und Endzeiten als Sonnenzeit (Einheiten: Dezimalstunden) angezeigt. Verwenden Sie das Zeitumrechnungs-Dialogfenster, um die lokale Standardzeit und die lokale Sonnenzeit (HMS) zu konvertieren. Bei der Umrechnung der lokalen Standardzeit in die Sonnenzeit berücksichtigt das Programm die Zeitgleichung.

Wenn dies als Skript ausgeführt wird, wie würde man dann sein "TimeWithinDay" -Objekt unter Berücksichtigung der obigen Antwort erstellen?

Ich habe mir die TimeWithinDay-Hilfeseite angesehen und hier ist der Code als Beispiel dafür, wie ich das Skript ausführen möchte:

# Name: TimeWithinDay_Ex_02.py # Beschreibung: AreaSolarRadiation mit dem TimeWithinDay-Objekt ausführen # Anforderungen: Spatial Analyst Extension # Systemmodule importieren arcpy von arcpy importieren import env from arcpy.sa import * # Umgebungseinstellungen festlegen env.workspace = "C:/sapyexamples /data" # Lokale Variablen festlegen inRaster = "solar_dem" # TimeWithinDay Object erstellen day = 100 startTime = 0 endTime = 24 myTimeWithinDay = TimeWithinDay(day, startTime, endTime) # Prüfen Sie die ArcGIS Spatial Analyst-Erweiterungslizenz arcpy.CheckOutExtension("Spatial ") # AreaSolarRadiation ausführen outAreaSolar = AreaSolarRadiation(inRaster, "", 200, myTimeWithinDay, 14, 0.5, "NOINTERVAL", 1, "FROM_DEM", 32, 8, 8, "UNIFORM_SKY", 0.3, 0.5) # Ausgabe speichern outAreaSolar.save("C:/sapyexamples/output/areasolartwd2")

Wie auch immer, zurück zur Frage ... betrachtet der obige Code die Start- und Endzeiten, die über das Objekt "myTimeWithinDay" in das Tool "gespeist" und automatisch in LST berechnet werden, oder nimmt er LT-Eingaben an und berechnet entsprechend? Es stellt fest, dass die "Zeitgleichung" berücksichtigt wird. Was ist, wenn ich es LST-Zeiten übergebe?

Gibt es eine Möglichkeit, den "Dialogfenster"-Konverter zum Konvertieren zwischen LST und LT auszuführen, bevor (oder während) die Start- und Endzeiten an das Tool selbst übergeben werden?

Wenn nicht, kann ich LST für gewünschte LT-Intervalle berechnen und LST-Zeiten in das Skript einspeisen, um dann ein stündliches Bestrahlungsintervall zu haben, das für LT berechnet wurde, richtig?

Um zu verstehen, Warum Ich bin daran interessiert zu wissen, wie dies funktioniert, da ich die Durchlässigkeit und den diffusen Anteil empirischer Stundenwerte, die in Ortszeit gemessen wurden, zugrunde legen möchte. Ich benötige diese beiden Zeitreihen, um über eine bestimmte Stunde Laufzeit des Tools abzugleichen.


Versuchen Sie, das Tool über das Dialogfeld auszuführen. Wenn das Tool ausgeführt wurde, klicken Sie im Ergebnisfenster mit der rechten Maustaste auf das Ergebnis und wählen Sie Als Python-Snippet kopieren. Fügen Sie es in Ihren Code-Editor ein.

Dies ist eine gute Möglichkeit, um zu sehen, wie die GUI-Eingabe in einen Python-formatierten Befehl übersetzt wird. Dies ist keine direkte Antwort auf den ersten Teil Ihrer Frage, aber dies sollte einen Einblick geben.


Wärmebildkameras testen Solarmodule

Im Bereich Forschung und Entwicklung sind Wärmebildkameras ein etabliertes Werkzeug zur Bewertung von Solarzellen und Panels. Der Einsatz von Wärmebildkameras zur Auswertung von Solarpanels ist jedoch nicht auf den Forschungsbereich beschränkt. Ungekühlte Wärmebildkameras werden derzeit immer häufiger für die Qualitätskontrolle von Solarmodulen vor der Installation und für regelmäßige vorbeugende Wartungskontrollen nach der Installation des Moduls verwendet. Da diese preisgünstigen Kameras handgehalten und leicht sind, ermöglichen sie einen sehr flexiblen Einsatz im Feld.

Mit einer Wärmebildkamera können potenzielle Problembereiche erkannt und behoben werden, bevor es zu tatsächlichen Problemen oder Ausfällen kommt. Doch nicht jede Wärmebildkamera ist für die Solarzelleninspektion geeignet, und es gibt einige Regeln und Richtlinien, die beachtet werden müssen, um eine effiziente Inspektion durchzuführen und richtige Schlussfolgerungen zu ziehen. Die Beispiele in diesem Artikel basieren auf Photovoltaikmodulen mit kristallinen Solarzellen, die Regeln und Richtlinien gelten jedoch auch für die thermografische Prüfung von Dünnschichtmodulen, da die Grundkonzepte der Thermografie gleich sind.

Verfahren zur Inspektion von Sonnenkollektoren mit Wärmebildkameras

Während des Entwicklungs- und Produktionsprozesses werden Solarzellen entweder elektrisch oder durch den Einsatz von Blitzlampen gezündet. Dies gewährleistet einen ausreichenden thermischen Kontrast für genaue thermografische Messungen. Diese Methode kann jedoch nicht beim Testen von Solarmodulen im Feld angewendet werden, sodass der Betreiber für einen ausreichenden Energieeintrag durch die Sonne sorgen muss.

Um einen ausreichenden thermischen Kontrast bei der Inspektion von Solarzellen im Feld zu erreichen, ist eine Sonneneinstrahlung von 500 W/m2 oder höher erforderlich. Für das maximale Ergebnis empfiehlt sich eine Sonneneinstrahlung von 700 W/m2. Die Sonneneinstrahlung beschreibt die momentan auf eine Oberfläche einfallende Leistung in der Einheit kW/m2, die entweder mit einem Pyranometer (für globale Sonneneinstrahlung) oder einem Pyrheliometer (für direkte Sonneneinstrahlung) gemessen werden kann. Es hängt stark vom Standort und dem lokalen Wetter ab. Niedrige Außentemperaturen können auch den thermischen Kontrast erhöhen.

Welche Art von Kamera benötigen Sie?

Handgehaltene Wärmebildkameras für prädiktive Wartungsinspektionen haben typischerweise einen ungekühlten Mikrobolometer-Detektor, der im 8&ndash14&mgr;m-Wellenband empfindlich ist. Allerdings ist Glas in diesem Bereich nicht transparent. Bei der Frontalinspektion von Solarzellen sieht eine Wärmebildkamera die Wärmeverteilung auf der Glasoberfläche. Nur indirekt kann es die Wärmeverteilung in den darunter liegenden Zellen erkennen. Daher sind die auf der Glasoberfläche des Solarpanels messbaren und sichtbaren Temperaturunterschiede gering. Damit diese Unterschiede sichtbar werden, benötigt die für diese Inspektionen verwendete Wärmebildkamera eine Wärmeempfindlichkeit von &le0,08K. Um kleine Temperaturunterschiede im Wärmebild deutlich sichtbar zu machen, sollte die Kamera auch eine manuelle Anpassung von Füllstand und Spanne ermöglichen.

Photovoltaik-Module werden in der Regel auf hochreflektierenden Aluminiumrahmen montiert, die auf dem Wärmebild als kalte Fläche erscheinen, weil sie die vom Himmel abgegebene Wärmestrahlung reflektieren. In der Praxis bedeutet dies, dass die Wärmebildkamera die Gerüsttemperatur deutlich unter 0°C aufzeichnet. Da sich der Histogrammausgleich der Wärmebildkamera automatisch an die gemessenen Höchst- und Tiefsttemperaturen anpasst, sind viele kleine thermische Anomalien nicht sofort sichtbar. Um ein kontrastreiches Wärmebild zu erzielen, wäre eine kontinuierliche manuelle Korrektur des Pegels und der Spanne erforderlich.

Abhilfe schafft die sogenannte DDE-Funktionalität (Digital Detail Enhancement). DDE optimiert automatisch den Bildkontrast in Szenen mit hohem Dynamikumfang und das Wärmebild muss nicht mehr manuell angepasst werden. Eine Wärmebildkamera mit DDE eignet sich daher gut für schnelle und genaue Inspektionen von Solarmodulen.

Nützliche Funktionen

Ein weiteres nützliches Feature für eine Wärmebildkamera ist das Taggen von Wärmebildern mit GPS-Daten. Dies hilft, fehlerhafte Module in großen Bereichen, z. B. in Solarparks, leicht zu lokalisieren und auch die Wärmebilder der Anlage, z. B. in Berichten, zuzuordnen.

Die Wärmebildkamera sollte über eine eingebaute Digitalkamera verfügen, damit das zugehörige visuelle Bild (Digitalfoto) mit dem dazugehörigen Wärmebild gespeichert werden kann. Sinnvoll ist auch ein sogenannter Fusionsmodus, bei dem sich Wärme- und Sichtbild überlagern lassen. Hilfreich für die Berichterstattung sind Sprach- und Textkommentare, die zusammen mit dem Wärmebild in der Kamera gespeichert werden können.

Positionierung der Kamera unter Berücksichtigung von Reflexionen und Emissionsgrad

Obwohl Glas einen Emissionsgrad von 0,85–0,90 im 8&ndash14&mgr;m-Wellenbereich hat, sind thermische Messungen an Glasoberflächen nicht einfach durchzuführen. Glasreflexionen sind spiegelnd, was bedeutet, dass umliegende Objekte mit unterschiedlichen Temperaturen im Wärmebild deutlich zu erkennen sind. Dies führt im schlimmsten Fall zu Fehlinterpretationen (falsche "Hotspots") und Messfehlern.

Dieses Wärmebild zeigt große Bereiche mit erhöhten Temperaturen. Ohne weitere Informationen ist nicht ersichtlich, ob es sich um thermische Anomalien oder Schatten/Reflexionen handelt.

Um Reflexionen der Wärmebildkamera und des Bedieners im Glas zu vermeiden, sollte diese nicht senkrecht zum zu prüfenden Modul positioniert werden. Der Emissionsgrad ist jedoch am höchsten, wenn die Kamera senkrecht steht, und nimmt mit zunehmendem Winkel ab. Ein Blickwinkel von 5&ndash60&Grad ist ein guter Kompromiss (wobei 0&Grad senkrecht ist).

Fernbeobachtungen

Es ist nicht immer einfach, beim Messaufbau einen geeigneten Betrachtungswinkel zu erreichen.

Betrachtungswinkel empfohlen (grün) und zu vermeiden (rot) bei thermografischen Prüfungen.

Wärmebild, aufgenommen mit einer FLIR P660-Kamera bei einem Flug über einen Solarpark. (Thermogramm mit freundlicher Genehmigung von Evi Müllers, IMM)

In diesen Fällen kann die größere Entfernung zum Ziel von Vorteil sein, da in einem Durchgang ein größerer Bereich zu sehen ist. Um die Qualität des Wärmebildes zu gewährleisten, sollte für diese längeren Distanzen eine Wärmebildkamera mit einer Bildauflösung von mindestens 320 x 240 Pixel, vorzugsweise 640 x 480 Pixel verwendet werden.

Die Kamera sollte auch über ein Wechselobjektiv verfügen, damit der Bediener für Fernbeobachtungen auf ein Teleobjektiv umsteigen kann. Es empfiehlt sich jedoch, bei Wärmebildkameras nur Teleobjektive mit hoher Bildauflösung zu verwenden. Wärmebildkameras mit niedriger Auflösung sind nicht in der Lage, die kleinen thermischen Details zu erfassen, die bei Fernmessungen mit einem Teleobjektiv auf Solarpanelfehler hinweisen.

Eine andere Perspektive

In den meisten Fällen können installierte Photovoltaikmodule auch von der Rückseite eines Moduls mit einer Wärmebildkamera inspiziert werden. Dieses Verfahren minimiert störende Reflexionen von Sonne und Wolken. Außerdem können auf der Rückseite höhere Temperaturen erreicht werden, da die Zelle direkt und nicht durch die Glasoberfläche gemessen wird.

Umgebungs- und Messbedingungen

Bei thermografischen Untersuchungen sollte der Himmel klar sein, da Wolken die Sonneneinstrahlung reduzieren und auch durch Reflexionen stören. Aber auch bei bedecktem Himmel können aussagekräftige Bilder gewonnen werden, sofern die verwendete Wärmebildkamera ausreichend empfindlich ist. Ruhige Bedingungen sind wünschenswert, da jeder Luftstrom auf der Oberfläche des Solarmoduls eine Konvektionskühlung verursacht und somit den Wärmegradienten verringert. Je kühler die Lufttemperatur, desto höher der potenzielle thermische Kontrast. Die Durchführung von thermografischen Inspektionen am frühen Morgen ist eine Option.

Eine andere Möglichkeit, den thermischen Kontrast zu verbessern, besteht darin, die Zellen von einer Last zu trennen, um den Stromfluss zu verhindern, wodurch eine Erwärmung allein durch Sonneneinstrahlung erfolgen kann. Anschließend wird eine Last angeschlossen und die Zellen in der Aufheizphase beobachtet.

Unter normalen Umständen sollte das System jedoch unter normalen Betriebsbedingungen, nämlich unter Last, inspiziert werden. Je nach Zelltyp und Art des Fehlers oder Ausfalls können Messungen im Leerlauf oder im Kurzschlussfall zusätzliche Informationen liefern.

Messfehler

Messfehler entstehen vor allem durch schlechte Kamerapositionierung und suboptimale Umgebungs- und Messbedingungen.

Liste typischer Modulfehler. (Quelle: ZAE Bayern e.V., &ldquoÜberprüfung der Qualität von Photovoltaik-Modulen mittels Infrarot-Aufnahmen&rdquo ["Qualitätsprüfung von Photovoltaik-Modulen mittels Infrarot-Aufnahme&rdquo], 2007)

Typische Messfehler werden verursacht durch:

  • zu flacher Betrachtungswinkel.
  • Änderung der Sonneneinstrahlung im Laufe der Zeit (z. B. aufgrund von Änderungen der Himmelsbedeckung).
  • Reflexionen (z. B. Sonne, Wolken, umliegende Gebäude größerer Höhe, Messaufbauten).
  • teilweise Verschattung (z. B. durch umliegende Gebäude oder andere Strukturen).

Was Sie im Wärmebild sehen

Wenn Teile des Solarpanels heißer sind als andere, werden die warmen Bereiche im Wärmebild deutlich sichtbar. Je nach Form und Lage können diese Hot Spots und Bereiche auf verschiedene Fehler hinweisen. Wenn ein ganzes Modul wärmer als üblich ist, kann dies auf Verbindungsprobleme hinweisen.

Dieses Wärmebild zeigt ein Beispiel für das sogenannte &lsquopatchwork-Muster, das anzeigt, dass dieses Panel eine defekte Bypass-Diode hat.

Schatten und Risse in Zellen zeigen sich als Hot Spots oder polygonale Flecken im Wärmebild. Der Temperaturanstieg einer Zelle oder eines Teils einer Zelle weist auf eine defekte Zelle oder Verschattung hin.

Diese roten Punkte zeigen Module an, die konstant heißer sind als die anderen, was auf fehlerhafte Verbindungen hindeutet.

Wärmebilder, die unter Last-, Leerlauf- und Kurzschlussbedingungen aufgenommen wurden, sollten verglichen werden. Auch ein Vergleich der Wärmebilder der Vorder- und Rückseite des Moduls kann wertvolle Informationen liefern.

Dieser Hot Spot innerhalb einer Solarzelle weist auf eine physikalische Beschädigung innerhalb der Zelle hin.

Zur korrekten Fehlererkennung müssen natürlich auch Module mit Anomalien elektrisch geprüft und optisch inspiziert werden.

Korrekte und informative Bilder

Die thermografische Inspektion von Photovoltaikanlagen ermöglicht die schnelle Lokalisierung potenzieller Defekte auf Zell- und Modulebene sowie die Erkennung möglicher elektrischer Verbindungsprobleme. Die Inspektionen werden unter normalen Betriebsbedingungen durchgeführt und erfordern keine Systemabschaltung.

Für korrekte und aussagekräftige Wärmebilder sollten bestimmte Bedingungen und Messverfahren eingehalten werden:

  • eine geeignete Wärmebildkamera mit dem richtigen Zubehör sollte verwendet werden
  • ausreichende Sonneneinstrahlung ist erforderlich (mindestens 500 W/m2 &ndash über 700 W/m2 bevorzugt)
  • der Betrachtungswinkel muss innerhalb der sicheren Grenzen liegen (zwischen 5° und 60°)
  • Schatten und Reflexionen müssen verhindert werden.

Wärmebildkameras werden hauptsächlich zur Lokalisierung von Defekten eingesetzt. Die Einordnung und Bewertung der festgestellten Anomalien erfordert ein fundiertes Verständnis der Solartechnik, Kenntnisse der untersuchten Anlage und zusätzliche elektrische Messungen. Eine ordnungsgemäße Dokumentation ist natürlich ein Muss und sollte alle Inspektionsbedingungen, zusätzliche Messungen und andere relevante Informationen enthalten.

Inspektionen mit einer Wärmebildkamera – beginnend mit der Qualitätskontrolle in der Installationsphase, gefolgt von regelmäßigen Kontrollen – ermöglichen eine lückenlose und einfache Zustandsüberwachung der Anlage. Dies trägt dazu bei, die Funktionalität der Solarmodule zu erhalten und ihre Lebensdauer zu verlängern. Der Einsatz von Wärmebildkameras für die Inspektion von Solarmodulen wird daher den Return on Investment der Betreibergesellschaft drastisch verbessern.

Geschrieben von Ruud Heijsman - Public Relations Manager EMEA bei FLIR Systems.


Abstrakt

Diese Studie verwendet GIS-basierte Modellierung der einfallenden Sonnenstrahlung, um fein aufgelöste raumzeitliche Reaktionen der monatlichen Durchschnittstemperatur und der täglichen Temperaturschwankungen zu verschiedenen Zeiten und Orten innerhalb eines Feldstudiengebiets an der Ostküste Schwedens zu quantifizieren. Die oberflächennahen Temperaturen werden im Frühjahr und Sommer 2011 von einem Netzwerk von Temperatursensoren gemessen und anschließend als Basis für die Modellentwicklung und -erprobung verwendet. Die Modellierung der feinskaligen raumzeitlichen Variation berücksichtigt Topographie, Entfernung vom Meer und beobachtete Variationen der atmosphärischen Bedingungen, wobei Breitengrad, Höhe, Oberflächenorientierung, tägliche und jahreszeitliche Verschiebungen des Sonnenwinkels und Auswirkungen von Schatten von der umgebenden Topographie berücksichtigt werden. Die Autoren stellen eine Verzögerungszeit zwischen der Sonneneinstrahlung und der nachfolgenden Temperaturreaktion fest, die einem exponentiellen Abfall von Küsten- zu Binnenstandorten folgt. Sie entwickeln weiter ein lineares Regressionsmodell, das diese Verzögerung bei der Quantifizierung der feinaufgelösten raumzeitlichen Temperaturentwicklung berücksichtigt. Dieses Modell gilt in der betrachteten Vegetationsperiode für die räumliche Verteilung über die untersuchte küstennahe Landschaft.


Schau das Video: Area Solar Radiation in ArcMap - Mapping in GIS (Oktober 2021).