Simulation: Teilabschattung / Abschattung

[PH2]

Hallo!

Ich habe eine 3D-Planung mit PVGIS-Daten. Das ostseitige Dach wird im Winter durch Berge sehr stark beschattet. Bei der Berechnung der Ergebnisse sehe ich Modulspezifische Teilabschattunge, die relativ hoch sind. Ich sehe aber keinen Wert für Modulunabhängige Abschattung, wie dies in folgenden thread dargestellt ist. 

 Ich habe die Erläuterungen dazu so verstanden, dass bei den Modulspezifischen Abschattungen alle Verluste summiert werden, die bei einzelnen Modulen, also z.B. durch Verschattung von Gaupen udgl. entstehen (und die ich z.B. bei der Schattenberechnung sehe), und bei den Modulunabhängigen Abschattungen (kWh/m²) vor allem auch die Verschattungen an der Horizontlinie, also durch Berge erfasst werden. D.h., für die gesamten Schattenverluste müsste ich die beiden Werte (die modulunabhängingen mit den Quadratmetern multipliziert) addieren.

Aber wieso sehe ich bei meinem Projekt keine Modulunabhängige Verschattungswerte?

Ich habe meine Berechnungsergebnisse angehängt.

Grüße Harald

[hotline_oh]

Hallo PH2,

vielen Dank für deine Anfrage.

Bitte sende uns deine Projektdatei (*.pvprj) an hotline@valentin-software.com, dann sehen wir uns das mal an.

[PH2]

Hallo!
Danke für den Vorschlag, Projekt, in welchem die praktische Ausführung in die Theorie umgesetzt wurde, ist unterwegs! Ich habe auch eine Alternative versucht (STW Polystring Reihe V01.pvprj), sehe aber mangels erkennbarer Auswirkung der Abschattungen in PVSOL keine wesentlichen Verbesserungen. Auch das Voltage Blocking müsste eigentlich beim ausgeführten Projekt lt. Monitoring ein großes Thema sein, kann ich aber auch in PVSOL´nicht erkennen.

Danke und Grüße Harald

[hotline_oh]

Hallo Harald,

die modulunabhängige Abschattung (aufgrund der Horizontlinie) beträgt zwei Prozent:

Variante 1:

Variante 2:

Die Leistungskurven sind plausibel, mit einer leichten Abschattung in den Morgenstunden:

Im Mai:

Im Juli:

Beantwortet das deine Fragen?

[PH2]

Hallo! Danke für die Prüfung, das sind (natürlich) genau die Ergebnisse, die ich auch habe. ABER:

Das Projekt stellt die Praxis nach. Tatsächlich ist gerade im Winter die modulunabhängige Beschattung auf der Ostseite extrem hoch. Derzeit ist bis ca. 11:30 nur Diffuseinstrahlung, erst danach endet die Beschattung. Du hast Kurven om Sommer gewählt, wenn ich Kurven aus dem Winter, also vom 9. Jänner nehme, dann entsprechen diese in etwa der Realität (mit Ausnahme des Ausreissers am 10.1 auf 14.000 W), siehe screenshot.

Diese auch in den Diagrammen ersichtliche Abschattung müsste doch über das Jahr gesehen eine wesentlch höhere modulunabhängige Abschattung als 2% ergeben (auch im Sommer ist auf der Ostseite erst ca. 4 Stunden nach Sonnenaufgang Solareinstrahlung). Dieser Wert ist für mich völlig unplausibel - und damit haben Vergleichskonfigurationen keine Aussagekraft.

Ich bezweifle auch die Richtigkeit der Werte für die modulspezifische Teilabschattung: Es gibt in der Praxis keine wesentlchen Abschattungen, dies wird auch durch die Abschattungen im 3D-Editor bestätigt, Für mich stellt es sich so dar, dass in den modulspezifischen Werten zumindest teilweise auch modulunabhängige Beschattungen inkludiert sind.

Weitere Themen sind:

Ich habe im Forum gelesen, dass PVSol bei den Berechnungen das Unterschreiten der Startspannung der Wechselrichter nicht berücksichtigt. Dies tritt bei mir derzeit extrem oft und stark auf (gestern hat ein WR 8 Stunden produziert, der zweite nur 1 Stunde!). Wahrscheinlich ließe sich durch eine andere Verstringung eine Verbesserung erzielen, aber die Alternativen kann ich offenbar mit PVSol nicht rechnen. In den Diagrammen könnte ich zwar den Wert "Unterschreitung der DC-Startleistung" auswählen, bei mir wird aber keine Kurve angezeigt). Und der Wert von 0,01%  für Veruste durch Unterschreitung der DC-Starleistung in den Ergebnissen ist nach der Praxis völlig unplausibel

Aufgrund der von meinem Solateur gewählten Konfiguration kommt es offenbar auch sehr häufig zu Voltage-Blocking. Kann ich das in den Diagrammen auch erkennen, und wenn ja, ist das modul- bzw. stringspezifisch auszuwerten?

 

 

PVSol Diagramm Abschattung 9.Jänner

[developer_mh]

Hallo Harald,

das sind jetzt einige Themen und Fragen, ich versuche mal der Reihe nach darauf einzugehen.

On 1/13/2025 at 1:30 PM, PH2 said:

Das Projekt stellt die Praxis nach.

Hierbei auch immer das vermeintlich Selbstverständliche beachten: Die Klimadaten, mit denen simuliert wird, sind natürlich etwas anderes als die live in der Praxis gemessenen Werte. Aber abgesehen davon, kann man schon eine in der Praxis gebaute Anlage auf diese Weise nachrechnen. Man darf eben nur die Werte auf Stunden- oder Minutenbasis vergleichen.

 

Zu den Abschattungswerten:

On 1/6/2025 at 7:33 PM, PH2 said:

Ich habe die Erläuterungen dazu so verstanden, dass bei den Modulspezifischen Abschattungen alle Verluste summiert werden, die bei einzelnen Modulen, also z.B. durch Verschattung von Gaupen udgl. entstehen (und die ich z.B. bei der Schattenberechnung sehe), und bei den Modulunabhängigen Abschattungen (kWh/m²) vor allem auch die Verschattungen an der Horizontlinie, also durch Berge erfasst werden. D.h., für die gesamten Schattenverluste müsste ich die beiden Werte (die modulunabhängingen mit den Quadratmetern multipliziert) addieren.

Das trifft es nicht ganz. Die modulunabhängige Abschattung ist sozusagen der kleinste gemeinsame Nenner über alle Diffusabschattungswerte der Module. Die Werte können für jedes Modul unterschiedlich sein, wenn jedes Modul einen etwas anderen Teil des Himmels sieht. Dabei spielt die Modulneigung und -ausrichtung eine Rolle, auch die Horizontlinie und nahe abschattende Objekte wie Aufbauten oder auch Nachbargebäude. Der gleichförmige Teil der Diffusabschattung wird der modulunabhängigen Abschattung zugerechnet, der Rest der modulspezifischen. In die modulspezifische Abschattung fließt dann natürlich auch alles an Direktverschattung ein.

Daraus ergibt sich auch, dass die modulunabhängige Abschattung sehr klein werden kann, wenn die Diffusabschattung auf den Modulen stark unterschiedlich und bei einem Modul sehr gering ist. Dafür würde in diesem Fall die modulspezifische Abschattung höher ausfallen.

Zu beachten ist, dass sich die Verluste der modulabhängigen Abschattung auf die Strahlung in kWh/m² beziehen, während die modulspezifischen Verluste elektrische Verluste in kWh darstellen. Das hast du schon verstanden, wie ich deinem Post entnehmen kann, ich schreibe es nur nochmal für alle anderen mit dazu. Direkt addieren kann man die beiden Größen nicht, da vor allem im mittleren Block der Energiebilanz alles stark voneinander abhängt und sie an verschiedenen Positionen in der Energiebilanz auftauchen.

 

On 1/13/2025 at 1:30 PM, PH2 said:

Diese auch in den Diagrammen ersichtliche Abschattung müsste doch über das Jahr gesehen eine wesentlch höhere modulunabhängige Abschattung als 2% ergeben (auch im Sommer ist auf der Ostseite erst ca. 4 Stunden nach Sonnenaufgang Solareinstrahlung).

Ja, doch, das kann schon sehr gut sein. Gerade, wenn die Abschattung vor allem bei niedrigen Sonnenständen stattfindet. Man kann sich das anhand der Stundenwerte aber auch gut nachrechnen, wenn einen das so sehr interessiert. Einfach mal das Projekt mit Abschattung rechnen, Stundenwerte (z.B. der PV Energie am WR Eingang) exportieren, dann Schatten ausschalten, wieder simulieren, wieder Werte exportieren und dann vergleichen.

 

On 1/13/2025 at 1:30 PM, PH2 said:

Ich bezweifle auch die Richtigkeit der Werte für die modulspezifische Teilabschattung:

Meine Erklärung weiter oben bringt da hoffentlich Klarheit.

 

Startspannung: Korrekt, die wird derzeit nicht berücksichtigt. Es wird jedoch die minimale Einspeiseleistung berücksichtigt, sowie die untere MPP-Spannungs-Grenze. Ich würde mal davon ausgehen, dass bei einem ordentlich dimensionierten Strang der Fehler nicht allzu groß ist.

Was meinst du denn mit Voltage Blocking?

 

Ich habe gerade deine Projektdatei nicht vorliegen, ich schau morgen nochmal rein, vielleicht seh ich da noch mehr.

 

Beste Grüße,
Martin