Christian Dorst

Vielen Dank, hat geholfen. Beste Grüße Christian Dorst

Hallo allerseits, ich habe kürzlich das Update auf PV*Sol 2020 (R5) installiert, und musste feststellen, dass dieses die Skalierungsoption von Windows 10 nicht korrekt umsetzt. Dadurch ist die GUI nur noch schwer nutzbar, da die Eingabefelder/Beschriftungen überdeckt und/oder verschoben sind. Ich nutze ein Surface mit recht hoher Auflösung, sodass ich für eine ordentliche Schriftgröße normalerweise eine Skalierung von 200% nutze. Mit 100% brauche ich eine Lupe zur Nutzung von PV*Sol. Beste Grüße Christian Dorst PS: hier noch ein Screenshot Christian Dorst

Aus gegebenen Anlass wollte ich auf noch auf die aktuelle Speicherinspektion der HTW Berlin hinweisen: https://pvspeicher.htw-berlin.de/wp-content/uploads/Stromspeicher-Inspektion-2020.pdf Im Anhang findet man die Wirkungsgradkennlinien für alle 4 Energiefluss-Richtungen. Die Umsetzung dieses Konzeptes mit entsprechenden Stützstellen (siehe unten) der Wirkungsgrade im unteren Leistungsbereich würde mich schon interessieren. Beste Grüße Christian Dorst Hallo, wie im Thread zum Thema AC/DC-Speicher schon geschrieben: 1. AC- und DC-gekoppelte Systeme sollten in der Simulation mit den gleichen Bedingungen berechnet werden. Also bei beiden Systemen minütliche Simulation beim Vorliegen dieser Werte in den Verbrauchsprofilen. Andernfalls sehe ich hier eine klare Bevorzugung von AC-gekoppelten Systemen, da sie unter den von Dir angebenen Bedingungen besser abschneiden müssen. 2. Anpassung der Wirkungsgrad-Kennlinien der PV- und Speicherwechselrichter. Die ersteren laufen momentan beim Startpunkt 0% / 0% los, und die erste Stützstelle der Kennlinie liegt bei 5% Auslastung, wodurch sich für den Bereich bis 5% Auslastung sehr geringe Wirkungsgrade ergeben. Bei den Speicherwechselrichtern ist der Startpunkt bei 0% Auslastung bereits bei einem annehmbaren Wirkungsgrad. Dadurch ergeben sich weitere Abweichungen beim Vergleich AC- vs. DC-gekoppelten Systemen. Beste Grüße Christian Dorst

Hallo Martin, danke für Deine ausführliche Antwort. Ich möchte meine Gedanken und Anregungen dazu ausführen: 1. AC- und DC-gekoppelte Systeme sollten in der Simulation mit den gleichen Bedingungen berechnet werden. Also bei beiden Systemen minütliche Simulation beim Vorliegen dieser Werte in den Verbrauchsprofilen. Andernfalls sehe ich hier eine klare Bevorzugung von AC-gekoppelten Systemen, da sie unter den von Dir angebenen Bedingungen besser abschneiden müssen. 2. Anpassung der Wirkungsgrad-Kennlinien der PV- und Speicherwechselrichter. Die ersteren laufen momentan beim Startpunkt 0% / 0% los, und die erste Stützstelle der Kennlinie liegt bei 5% Auslastung. Dadurch sind alle Werte unter 5% Auslastung, welche ja in der Praxis - wie Du beschreibst - recht oft vorkommen, unterirdisch schlecht. Entspricht dies der Realität? Bei den Speicherwechselrichtern ist der Startpunkt bei 0% Auslastung bereits bei einem annehmbaren Wirkungsgrad (hier 88,4% sowohl für den AC- als auch den DC-gekoppelten WR hinterlegt). Entspricht dies der Realität? Ich denke auch der Speicherwechselrichter hat bei weniger 1% Auslastung einen kleineren Wirkungsgrad als 88,4%. Schau ich mir den SPI von der HTW-Berlin für die RCT Geräte oder auch die DC-gekoppelten Kostal + BYD Kombination an, denke ich, dass der sehr geringe Wirkungsgrad unter 5% Auslastung so recht weit von der Realität entfernt ist. Vlt. wäre ein Wert bei 1% Auslastung praxisrelevanter. Habt Ihr dazu mehr Werte? Wo kommen die Werte überhaupt her, vom Hersteller? Sonnige Grüße aus Erfurt Christian

Hallo allerseits, mir ist heute beim Auslegen einer PV-Anlage mit RCT Geräten aufgefallen, dass die Berechnung des Eigenverbrauchs nicht ganz schlüssig ist. Da ich ausschließlich DC-gekoppelte Systeme anbiete, hatte ich die Unterschiede so noch nicht gesehen. Hier die Eckdaten der verwendeten Simulation: Verbrauchsprofil 2 Personen mit 2 Kindern 2000 kWh im Jahr 2,6 kWp an RCT Power Storage DC 4.0 wird nun eine Power Battery 3.8 DC gekoppelt kommt man auf folgende Werte: PV-Generatorenergie (AC-Netz) mit Batterie 2257 kWh | EV 1062 kWh = 47% wird die Power Battery 3.8 AC gekoppelt erhält man: PV-Generatorenergie (AC-Netz) 2402 kWh | direkter EV 521 kWh | EV mit Batterie netto 860 kWh | Batterieladung 992 kWh = 63% Als erstes machen mich die Verluste stutzig, da ja das DC-gekoppelte System besser aussehen müsste: AC: 992 - 860 = 132 kWh DC: 2402 - 2257 = 145 kWh Allerdings noch interessanter finde ich den absoluten EV: AC: 521 + 860 = 1381 kWh DC: siehe oben 1062 kWh Wie kann das schlechter angebundene System einen höheren Eigenverbrauch generieren? Netto 30% mehr! Da ich hier in Thüringen zur Ermittlung der Förderfähigkeit einen EV von 60% rechnerisch erreichen muss, habe ich damit ein mittelgroßes Problem, zumal beim AC-System die Verluste in die EV-Quote mit eingehen (was klar ist), im DC-System aber nicht, wodurch meine Quote weiter sinkt. Ich habe das jetzt bei den RCT Geräten beobachtet, denke aber es betrifft alle DC gekoppelten Systeme. Ich freue mich auf konstruktive Antworten. Beste Grüße Christian Dorst