Speichernachrüstung 20 kWh+x für Altanlage

@Baumhaus: Der Multiplus ist mit dem Anschluß "AC in" mit dem Netz gekoppelt. Der Notstrom Ausgang ist AC 1 out. Ich plane diesen tatsächlich später zu nutzen um die im gleichen Raum verbauten Kommunikationsgeräte (Router, Switch, NAS), die aktuell an einer kleinen unterbrechungsfreien Stromversorgung hängen, hier anzuschließen. Dazu muß ich einfach meine Steckdosenleiste an AC 1 hängen. Der Solaredge-Inverter hängt dreiphasig im Netz, d.h. aktuell eben an "AC in" und würde bei Stromausfall nicht laufen. Was passieren würde, wenn ich sein L1 an "AC 1 out" anklemme, ist mir nicht klar, da ich nicht weiß a) ob er so einphasig anläuft und b) ob ich überhaupt eine solche Doppelklemmung machen darf.

Aber ein ganz anderes Problem. ich habe mir einmal meine Einspeisung über die letzten 12 Monate hinweg angesehen (Siehe Grafik, 15 Minuten Werte). Von November - Januar tut sich da nicht viel. Auch Oktober und März sind schwach. D.h. mein Speicher wird in der Winterzeit kaum gefüllt werden. Ob sich 25 kW im Sommer tgl. füllen werden, muß man sehen. Ich habe nun die Option auf unseren Carport-Dach zu erweitern. Das ist mit der Aufständerung völlig unproblematisch, bekomme ich gut hin. Einzig der Hausgiebel verursacht einen Schattenwurf, so daß ich nicht die ganze Fläche nutzen kann und bei tiefstehender Sonne und am frühen Morgen ebenfalls noch Schatten haben. Aber 3,6 kW Peak sind machbar. Eine Erweiterung der Dachpanele ist aufgrund von Verschattung durch Bäume nicht sinnvoll. D.h. ich plane aktuell das durchzuführen, zwei parallele Strings an einen Victron 250/100 und DC seitig in den Speicher. Dachte ursprünglich damit würde ich auch die Förderung erhalten, die bei gleichzeitigen Speicher und PV-Bau möglich ist. Diese setzt aber mind. 5 kW Peak PV Neubau voraus. Wie das nun mit der Anmeldung läuft weiß ich nicht. Beim MaStR ja in jeden Fall, aber beim Versorger? Wird dieser dann auch bei der geringen Leistung einen extra Zähler wollen, wäre ja umständlich und teuer?

Soeben habe ich meinen Netzversorger über den geplanten Bau/Anschluß des Batteriespeichers und einer 3,6 kW peak PV Anlage in Eigenleistung informiert und um weitere Details zur Meldung/Anmeldung gebeten. ich möchte da keineswegs in eine "illegale" oder "juristisch unklare" Situation kommen. Das Verhältnis zum Versorger ist eigentlich recht gut. Berichte weiter.

Da habe ich eine Frage dazu:
Du planst eine Erweiterung deiner PV-Anlage auf ca. 14kWp.
Ich habe irgendwo gelesen, dass man bei einer Erzeugungsleistung von größer 10kWp den Batteriewechselrichter 3-phasig ausführen muss.
Das schreibt wohl eine VDE Norm vor. Leider kann ich nicht mehr finden, wo ich das gelesen habe.
Weisst du darüber was?

Ehrlicherweise, nein. Ich denke, das bezieht sich auf die Schieflast. Mehr als 4,6 kW einphasig sind nicht zulässig, aber mit den Multiplus 2 bin ich klar darunter.

@Baumhaus: Der Multiplus ist mit dem Anschluß "AC in" mit dem Netz gekoppelt. Der Notstrom Ausgang ist AC 1 out. Ich plane diesen tatsächlich später zu nutzen um die im gleichen Raum verbauten Kommunikationsgeräte (Router, Switch, NAS), die aktuell an einer kleinen unterbrechungsfreien Stromversorgung hängen, hier anzuschließen. Dazu muß ich einfach meine Steckdosenleiste an AC 1 hängen. Der Solaredge-Inverter hängt dreiphasig im Netz, d.h. aktuell eben an "AC in" und würde bei Stromausfall nicht laufen. Was passieren würde, wenn ich sein L1 an "AC 1 out" anklemme, ist mir nicht klar, da ich nicht weiß a) ob er so einphasig anläuft und b) ob ich überhaupt eine solche Doppelklemmung machen darf.

Ok, danke für deine Einschätzung.
Leider habe ich auch noch keine Konfiguration gefunden, mit der man mit sinnvollem Aufwand bei einem SolarEdge 3Phasen-WR einen Speicher ankoppeln kann und dabei Ersatzstrom/Notstrom bietet. Auch die SolarEdge Komplettlösung finde ich suboptimal, da sie nur einen einphasigen Wechselrichter bietet (für Ersatzstrom im Notfall ok, aber generell alle PV-Leistung auf eine Phase...? Habe auch eine Wärmepumpenheizung laufen), nur mit einem HV-Speicher auf DC-Seite funktioniert (schlecht für DIY) und ob PV-Strom bei Netzausfall genutzt werden kann bleibt für mich in den Produktbeschreibungen unklar...
Jetzt ärgere ich mich, dass ich mich damals nicht umfassend informiert habe und jetzt die Nachteile/Inkompatibilitäten von SE mit den Moduloptimierern habe.

Heute habe ich meinen Netzbetreiber angerufen und gefragt, was ich nun genau machen müßte um mein Projekt anzumelden. Die klare Antwort war, ein beim Betreiber zugelassenes Solarunternehmen zu finden, das über das Onlineportal des Netzversorgers die Solaranlage anmeldet. Ich selbst könne das nicht, würde dafür ja keinen Zugang bekommen. Eine Anmeldung auf anderen Weg sei nicht möglich. Ein erster Anruf bei einem lokalen Unternehmen war komplett negativ. Schon mein Ansinnen mit "Eigenbau" stieß auf Verwunderung. "Das machen wir nicht". Wir haben genug mit der Anmeldung der selbst aufgestellten Anlagen zu tun. Was den Batteriespeicher angeht, wußte beim Netzbetreiber in der Hotline niemand Bescheid.

Wer lesen kann ist im Vorteil. Natürlich hat mein Netzbetreiber ein Formblatt für die Anmeldung eines Batteriespeichers auf seiner Website. Auch die dazugehörigen VDE Hinweise. Das Formblatt verlangt die Unterschrift eines lizenzierten Elektrikers, dies muß aber kein Solaranlageninstallateur sein. Damit sollte die Anmeldung des Eigenbauspeichers eigentlich gut machbar sein. Ich werde die Firma fragen, die schon den EM24 installiert hatte.

Heute Mittag werden 8 Pakete aus China über Ungarn per DPD geliefert. Das Testen aller Akkus würde mindestens 1-2 Monate dauern. Die elektronsiche Last/Ladegerät wäre ja ggf. über einen freundlichen Kollegen hier aus dem Forum leihbar. Aber der Zeitaufwand für das Testen ist immens. Die stichprobenartige Prüfung scheidet aus, da dann die Zellen unterschiedlich geladen wären. D.h. es wird auf eine reine Sicht-, Spannungs- und Innenwiderstandsprüfung (YR-1030) hinauslaufen. Mein Netzanbieter ist äußerst kooperativ. Er wollte für Speicher und PV die Anmeldung beim MaStR mit den entsprechenden Nummern, für den Speicher reiche ich das Blatt aus der VDE Anlage, das ein Elektroinstallateur ausfüllen muß, noch nach. D.h. der Speicher wird mit etwas Optimismus in Kürze installiert sein, die 3,6 kW PV-Anlage auf dem Carport installiere ich über Ostern. Bis auf die TIGO-Internet-Anbindung (Lieferzeit Ende 03 Anfang 04/22) ist das Material schon da. bei der Lieferung war eines der 12 Panels beschädigt, der Lieferant sagte Nachlieferung zu, kann aber alles aktuell etwas dauern. Beim Abholen der Teile zur Aufständerung der Panels meinte der Firmenmitarbeiter, sie müssen aufgrund der Nachfrage phasenweise Ihren Internetshop vom Netz nehmen, da sie mit der Lieferung nicht hinterher kommen.

Das klingt ja vielversprechend, viel Erfolg bei der Anmeldung.
Bzgl. Betrieb des SE-Wechselrichters mit einem Victron bin ich noch auf folgende Info gestoßen:
https://www.victronenergy.com/live/venus-os:gx_solaredge

2019 hat SolarEdge eine neue Funktion eingeführt, die die AC-Kopplung mit alternativen Stromquellen (oder netzunabhängigen Stromquellen) wie den Wechselrichtern/Ladegeräten von Victron Energy ermöglicht und so die kontinuierliche Solarproduktion bei Stromausfällen oder in netzfernen Szenarien erleichtert.

Hier noch der Link zur Funktionsbeschreibung von SE:
https://www.solaredge.com/sites/default/files/se-inverter-support-of-voltage-sources.pdf

Sicherlich sehr interessant für alle SolarEdge-Besitzer, die ihre Anlage ersatzstromfähig mit Speicher aufrüsten wollen.
Jetzt weiß ich nur noch nicht, wie ich die CPU- und Firmaware-Version von meinem WR rauskriege...

Ist ja cool. Es gibt anscheinend noch mehr so "Bekloppte" wie mich 🙂
Wir haben seit 9 Jahren eine 18kWp PV auf dem Dach. Unsere Anlage erzeugt jährliche im Schnitt 18700 kWh pa, wir verbrauchen aktuell ca. 8000kWh und haben eine Autarkie von ziemlich genau 50%. Seit 7 Jahren fahren wir einen Leaf 1 und seit August 21 noch einen Mustang Mach E.
Unser gesamtes Haus wird über ioBroker gesteuert und hier liegen natürlich auch alle wichtigen Energiedaten vor.
Die beiden GO-E Charger werden natürlich auch darüber gesteuert und die geplante WP soll dann auch darüber laufen.
Da nun im Mai noch eine 7kW Panasonic WP kommt, dürfte unser Stromverbrauch auf rund 14-15000kWh pa steigen.
Haus/Garten/Pool 7000kWh
Leaf 1500kWh
Mustang 3000kWh
Wärmepumpe 3000kWh

Geplant (und schon bestellt) ist ein MP2 5kW mit 19kWh Speicher (32x230AH CATL Akkus).
Als Steuerzentrale dient ein Raspi mit Venus OS und die Zählerdaten sollen per MQTT aus dem ioBroker übermittelt werden.
Den EM24 habe ich mir erst mal gespart, Zur not kann ich den immer noch nachrüsten.
Aus den vorliegenden echten Daten des Vorjahres habe ich via Lade/Entladeprognose die richtige Größe in Bezug auf unseren Verbrauch und unsere PV-Anlage erstellt und komme auf einen Bezug aus dem Speicher von guten 3000kWh pa, wenn ich davon ausgehe, dass der Leaf (täglich nur etwa 6kWh) Vorrang hat. Das Auto über Speicher zu laden, macht wegen der hohen Verluste kaum Sinn. Der Mustang muss nur einmal die Woche geladen werden und ist fast immer zu Hause. Der nimmt sich dann quasi den Überschuss, wenn der Leaf geladen und der Speicher Voll ist. Ein Vergrößern des Speichers hat daher kaum noch Auswirkung, weil er gar nicht mehr geladen werden kann und im Sommer sowieso nicht gebraucht wird.

Im Gegensatz zu den hier beschriebenen Anlagen, plane ich die WP über den AC out 1 laufen zu lassen, damit wenigstens die Bude warm bleibt und es von der Verkabelung sehr umständlich wäre, den Notstrom ins Haus zu kriegen. Der MP2 wir in einem Nebengebäude installiert und hängt elektrisch an einer Unterverteilung.
D.h. das Netz an AC In kann ohne Stromausfall problemlos bedient werden, bei einem Stromausfall würde nur noch die Heizung funktionieren (bis der Speicher leer ist).
Daher soll von Mitte November bis Mitte Februar der Speicher immer mindestens 60% SoC behalten, es sei denn, am nächsten Tag ist viel Sonne vorhergesagt.

Wir rechnen mit einem Eigenverbrauch von ca. 10.000kWh und mit einer Einspeisung von ca. 7500-8000kWh, der Einkauf dürfte dann noch bei 4500kWh pa liegen.
D.h. wir kaufen 4500kWh Strom, bei einem Preis von 40Cent wären das rund 1800€ im Jahr.
Durch die Einspeisevergütung bekommen wir ca. 1000€ zurück und für die beiden BEVs gibts noch mal 3x300€ THG zurück.
Somit belaufen sich unsere echten Energiekosten (vor Steuern) im Jahr auf ca. 200€ für Hausstrom, Heizung und ca. 20tkm mit den Elektroautos.
Geplante kosten für WP und ESS System sind in Summe ca. 11000€.
Damit könnte ich echt gut leben.

Bin gespannt ob das alles so läuft wie ich mir das vorstelle.
Darf ich mal fragen, wie ihr eure Zellen balanced? Nur über das BMS oder habt ihr einen aktiven Balancer verbaut?
Bin für Ideen, Anregungen oder Fragen immer offen 🙂

Aber der Zeitaufwand für das Testen ist immens. Die stichprobenartige Prüfung scheidet aus, da dann die Zellen unterschiedlich geladen wären. D.h. es wird auf eine reine Sicht-, Spannungs- und Innenwiderstandsprüfung (YR-1030) hinauslaufen.

Das Risiko würde ich auf keinen Fall eingehen. Die Zellen können mit einem vernünftigen Tester (ca. 200€) in einem Monat durchgetestet werden.
Kauf dir zur Not zwei davon und verkauf die Teile wieder, wenn du fertig bist. Aber ungetestete und nicht bilanzierte Zellen zu verbauen? Ernsthaft?
Die Zeit solltest du dir auf jeden Fall nehmen. Wenn da ein faules Ei bei ist, läuft der ganze Akku nicht gut. Das wäre für mich ein absolutes NoGo.

Hm, jedenfalls habe ich sie heute ausgepackt. Optisch 1a, alle 3,3 Volt, Innenwiderstand 0,19 mΩ oder 0,20 mΩ.

Habe mich dann doch getraut, sie ohne Kapazitätsprüfung zu verbauen. Zwischen die Zellen liegen 1 mm Moosgummi.

Nach dem Einschalten des REC BMS lief dieses erst einmal problemlos, das FirmwareUpdate für die WIFI Einheit ging durch. Die Victron Color Control GX erkannte allerdings das BMS nicht. Spielte daraufhin mit Anschluß und Einstellungen herum, bis ein Temperatursensorfehler beim BMS kam. Mein externer Batteriesensor des REC BMS fiel aus. Offensichtlich defekt. Muß nun warten, bis Ersatz kommt. Solange kann ich nicht weiter testen, wie ich es schaffe das BMS in der Victron Control zu sehen.

Ohoh, du solltest unbedingt noch eine massive steife Platte an die jeweiligen Stirnseiten unter den Spanngurten platzieren, so dass die punktuellen Kräfte der Spanngurte flächig auf die Modulseiten übertragen werden. Und statt Mossgummi ein druckfestes Kunststoffmaterial nehmen, die Module sollen ja nicht "atmen" können.

Danke! Gute Idee, das mit den Stirnseiten habe ich direkt erledigt. Der 1mm Moosgummi ist nach dem Anziehen schon "platt".