TWe

Danke für die Antwort. Das habe ich mir so dann auch irgendwann gedacht, dass das "aktuelle" Wetter pro Tag genommen wird (bzw. evtl. habt ihr auch über mehrere Jahre gemittelt?). Für eine realistische Ertragssimulation für ein Jahr ist das auch richtig und sinnvoll so. Ich wollte die (theoretische) Maximalbelastung der Strings bzw. WR-Eingänge haben und die ist bei einer solchen Simulation nicht unbedingt gegeben (einstrahlungstechnisch bester Tag aber mit schlechtem Wetter). Dafür wäre jeden Tag bei 100% Sonne zu ermitteln. Sind diese Maximal-Daten irgendwo abzulesen? Bei der Verschaltung werden die Modulmaximimalwerte genommen, die aber durch Ausrichtung+Dachneigung praktisch selbst im Optimalfall anders sind. (Konkrete Situation: zwei Strings parallel, I(MPP) der Module ist 11,7 A, also max 23,4A. WR kann aber max. 20A. Die 11,7A werden jedoch durch Ost-Nord-Ost und 45° Dachneigung wohl nie erreicht, da wohl max. 800W/m² (oder noch weniger) und damit I unter 10A bleibt.)

Hallo! Ich habe eine PV-Anlage geplant, aber die Simulationsergebnisse sind von Tag zu Tag sehr unterschiedlich, für mich sehr unplausibel. Beieinander liegende Tage müssten doch nahezu die gleichen Verläufe haben? Tun sie aber nicht, sowohl bei minütlicher wie stündlicher Simulation. Habe ich einen groben Gedankenfehler oder ist die Simulation falsch? Als Info dazu: Ich habe Daten von PVGIS besorgt ("HOURLY RADIATION DATA") mit "PV power" und "Radiation components". Da sind auch für mich völlig unplausible Werte drin, siehe links = Ostseite bei :0456+0556 oder rechts = Westseite bei :1356). Sind die Geo-Basisdaten evtl. falsch - dann kann PVSOL natürlich auch nichts Korrektes daraus zaubern? Zeitreihe "PV-Energie DC" für die drei MPPT-Strings (gelb ist Ostseite, blau ist Westseite, grau ist recht flacher Bereich (Gaube + Carport) ). PVGIS-Daten: