pvgis PV-Ertrag im Winter viel zu hoch

@nick81  Dann hat man wieder die jährlichen Abweichungen drin und nichts ist mehr vergleichbar....

@voltmeter

Hi Leute,

es geht hier immer noch um die Erträge von pvgis, die für die Wintermonate zu hoch sind.

Basis: Sarah bzw Sahrah2-db

Zeitraum: 2005-2016 (also im die Vergangenheit)

Ausrichtung Süd,

Neigung 38°

inst. PV-Peak: 1kWp (wegen Vergleichbarkeit)

Verluste: 14%

Ort: Köln

mir ist aufgefallen, dass die gemittelten Erträge (2005-2016) für Dezember und Januar gegenüber anderen Quellen für diesen Zeitraum zu hoch sind.

           Dezember Januar

PVGIS        34     39 kWh/kWp

andere        17     23 kWh/kWp

Damit sind die Erträge trotz der Einstellung 14% Verluste fast doppelt so hoch wie aus anderen vertrauenswürdigen Quellen.

Und nochmal, große Bitte, es geht nicht um die aktuellen Erträge, auch nicht um die Streuung oder die Sonne, die gerade mehr weg zu sein scheint….

Weiß jemand, woran das liegt? Andere dürfen sich zurückhalten.

Bisheriger Verdacht:

Da bei PVGIS pauschal die Verluste (default=14%) abgezogen werden, wird die Ansprechschwelle der WR’s nicht angemessen berücksichtigt.

Genauer gesagt, wenn im Winter nur wenig PV-Leistung vom Dach kommt und davon 14% abgezogen werden, entspricht das vielleicht noch annähernd den Verlusten der DC/AC-Umsetzung, aber bei weitem nicht den Verlusten der Ansprechschwelle.

Im Zahlen ausgedrückt: Wenn ein WR vom Hersteller mit einer Verlustleistung von unter 3% beworben wird, so bezieht sich das auf die Optimalbetrieb-Maximalleistung (z. Bspl. PVmax=6500Watt *3%Verluste = 195Watt Verluste).

Die 2.te Herangehensweise habe ich dann gestern Abend mal zufuss gemacht:

• PV-Ertragsdaten für 1kWp , Süd, 38° für 2005-2020 von PVGIS herunterladen.

• Ertragsdaten für Dez und Jan filtern

  • (bash: for i in {2005..2020}; do grep -E '^(....01|....12)' pv05-15.csv |grep $i >pv05-15-$i.csv; done

• dann die Daten in libre-cal einlesen

  • Erträge (jährlich) summieren,

  • Mittelwert finden,

  • damit Referenzjahr festlegen

• mit diesem Referenzjahr die angeblichen Verluste solange anpassen, bis die Summe den tatsächlichen Erträgen für Januar und Dezember entspricht.

Ergebnis: Bei einer Vorgabe von 200W Verluste, durch die Ansprechschwelle des WR’s und sehr ungünstigen Betriebsbedingungen im untersten BetriebsBereich, wurden die tatsächlichen, realen Erträge für Januar und Dezember erreicht.

Fazit: Da sich beide Ergebnisse, ausgehend von den Verlusten bei Optimalbetrieb-Maximalleistung und Herantasten an die tatsächlichen, realen Erträge gleichen, gehe ich davon aus, dass der Wert schon sehr gut den tatsächlichen Verlusten entspricht.

PVGIS macht einen sehr guten Job, aber man sollte die Erträge der Wintermonate nicht einfach so übernehmen.

Veröffentlicht von: @tifo15

↑

Bei einer Vorgabe von 200W Verluste, durch die Ansprechschwelle des WR’s und sehr ungünstigen Betriebsbedingungen im untersten BetriebsBereich, wurden die tatsächlichen, realen Erträge für Januar und Dezember erreicht.

Das erscheint mir aber auch nicht realistisch. Das würde ja bedeuten, dass die Hälfte der Erträge im Dezember/Januar in Verluste gehen. Klar sind die Verluste im Winter höher, weil der Wechselrichter im unteren Bereich arbeitet. Aber doch nicht in solchen Dimensionen.

200 W Verluste ist auch keine gute Vorgabe. Wie kommst du darauf? Wechselrichter laufen doch nicht erst bei 200 Watt los.

Bitte auch mal "Andere seriöse Quellen" genauer benennen.

Ich glaube du hast den falschen Ansatz um das was du herausfinden was du möchtest. pvgis rechnet mit einem theoretischen Verlust, das ist korrekt. Du kannst das aber besser errechnen, wenn du gar nicht die PV-Berechnung von pvgis nutzt, sondern einfach mit den Strahlungswert pro Monat * PV-Effizienz. Damit vergleichst du ein paar Monate im Sommer und Winter und kommst auf eine theoretischen Systemverlust. 

Das könntest du ganz Basic machen, indem du die TMY daten nutzt oder teilweise vorgerechnet mit den Strahlungswerten unter Monthly Data. 

Der eingerechnete pauschale Verlust von 14% ist wirklich nicht so gut. Ich hatte mal überlegt gehabt, das PV-Tool mittels den TMY oder Hourly Data zu berechnen. Dann könnte man diese Teillast-Verluste besser steuern.