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Hallo Thomas Fröschl, in der Regel kann man den Fehler genau so beheben, wie es da vorgeschlagen wird. In die 3D Visualisierung gehen und wieder zurück, dann sollte die Zuordnung wieder stimmen. Wenn das nicht klappt, gerne das Projekt schicken an unseren technischen Support: https://valentin-software.com/support/technischer-support/ Für dieses Jahr wird das aber aller Voraussicht nach nichts mehr. Beste Grüße, Martin

Hallo Robin, wir rechnen in PV*SOL mit den STC-Werten, die die Hersteller bei uns in der Datenbank hinterlegen. Für das Meyer Burger Glass 380 sind für die Leerlaufspannung 44,6 V hinterlegt, weswegen wir die Anlagenprüfung mit diesem Wert durchführen. Für den konkreten Fall würde ich empfehlen, sowohl bei Meyer Burger als auch bei SMA nachzufragen, wie sie zu dem Sachverhalt stehen. Meyer Burger gibt das Modul ja auch nur bis 1500 V Systemspannung frei. Der Prüfpunkt ist mit -10°C und 1000 W/m² allerdings auch wirklich großzügig gewählt. Beste Grüße, Martin

Hallo Tom, ja dies dürfte machbar sein. Wenden Sie sich am besten an die Hotline zur weiteren Klärung. Beste Grüße, Ben

Hello Ryan, the difference is caused by the minimum SOC and maximum SOC values of the battery system (90%, 20% = 30% "loss" overall, means 70% usable energy). If you calculate the overall energy (460.8 * 53) and multiply it by the value (0.7) you will get the amount displayed in the bottom left corner. Best regards, Ben

Hallo Mikio, danke für die Nachricht. Ich habe das Projekt über PN geschickt. Viele Grüße vknigel

Hello, I'm trying to model a GivEnergy 20.4kwh battery. The battery has a voltage of 460.8V and Capacity C10 of 53Ah, multiplying these together gives the 20.4kWh capacity as per the name of the product on the database, however the Usable Battery Energy C10 is only showing 17.1kWh - what is the reason for this difference and which should I be going off, the GivEnergy product name or the PVSOL calc for working out the usable energy? Many Thanks

Bekomme folgende Warnung in PV Sol: Die Screenshots der Modulflächen in 3D konnten nicht zweifelsfrei zugeordnet werden. Bitte gehen Sie erneut in die 3D_Visualisierung oder überprüfen Sie die Screenshots im Projektbericht. Wie kann ich diesen Fehler beheben?

Guten Tag, ich hätte eine Frage zu Ihrer Software. Und zwar möchte ich eine 50 kWp Anlage (Südost/Nordwest Belegung) mit einem Sofar HYD 15KTL und einem SMA Sun2000-36 KTL ausstatten. Dabei sollen die Wechselrichter so verschaltet werden, dass der Strom erst in das Haus, dann in die Batterie (Strom beider Wechselrichter) und erst wenn diese voll bzw. der maximale Ladestrom erreicht ist, in das Netz eingespeist wird. Als Batterie habe ich eine Pylontech Force H3 mit 30kWh Speicherkapazität ausgewählt. Ist dies machbar und wenn ja wie? Ich habe es schon versucht, jedoch keine Lösung gefunden. Danke schon einmal im voraus. Mit freundlichen Grüßen Tom

Hallo MartinS, soweit ich weiß, gibt es aktuell keine fertige Vorlage für Ost-West-Aufständerung in V-Form. Ich würde dafür zwei gewöhnliche aufgeständerte Reihen in V-Form ausrichten und diese dann immer wieder duplizieren. Über Rechtsklick auf die Formation > Kopieren, kannst du die Formation immer wieder auf die Belegungsfläche ziehen (die Checkbox 'Mehrfach kopieren' muss dazu angewählt sein). In Folgendem Post findest du eine kurze Beschreibung, wie du eine nach Süden ausgerichtete Reihe um 90 ° drehen kannst: Hilft das weiter? Viele Grüße Mikio

Hallo A. Fuchshofer, vielen Dank für deine Frage und willkommen in unserem Forum. Du kannst das umsetzten, indem du erst ein Haus mit Satteldach und dann ein Haus mit Pultdach erstellst, mittels Rechtsklick auf eines der Häuser, dessen Kollision deaktivierst und die Häuser dann ineinander schiebst. Mit Rechtsklick > Bearbeiten oder Doppelklick auf ein Haus, gelangst du in den Bearbeitungsdialog indem du Höhe, Breite, Tiefe und Neigung des Daches anpassen kannst. Das Ergebnis könnte in etwa so aussehen: Viele Grüße Mikio

Hi Majkl262, thank you for your report. Please take a look at this post to solve the problem: Kind regards Mikio

Dear Users with the described problem, my colleague has found the cause. The problem occurs when an old version of the product is still selected. Please perform a database update and select the current version of the product. Then the problem should be solved. Kind regards Mikio

Hello @Nanta Ragavander, peak shaving is already covered via time controlled charging. Specific limits can be set for the charging period. What is not currently implemented is a limit on the overall power that can be drawn from the grid. Such a function would be technically more challenging to implement, as it could potentially lead to shortages that would have to be taken into account. Best regards, Ben

Hi CarlSEL, Thank you for your question. Unfortunately, I have not yet understood exactly what losses you mean. Do you mean the reduction in yield due to shading, as we indicate on the results page under Simulation > PV system for the entire system, but broken down for each module area? Under 'PV System Energy Balance Balance' > 'Configuration', we also specify the module-specific partial shading for each inverter and MPP tracker. Does this information help you? Or do you mean the solar radiation losses per module area? Hope this helps you to get closer to the answer. Kind regards Mikio

Hi klb, thanks for your report. Yes, this is possible. By right clicking on the table, you can copy the data to the clipboard. Unfortunately I couldn't reproduce the behavior you described. I tested it with our sample project 'Solar Park Neuhardenberg'. If it persists, I think the easiest way to find the cause is to contact our support by phone. Please keep your customer number ready. You can find the contact data here: https://valentin-software.com/en/support/technical-support/ Kind regards Mikio

Hallo vknigel, vielen Dank für deinen Report. Grundsätzlich sollte das kein Problem sein, wenn es um die reine Modulanzahl geht. Könnte es sein, dass der PC nicht mehr den Systemanforderungen für PV*SOL Premium (ich gehe davon aus, es handelt sich um eine 3D Planung) entspricht? Die allgemeinen Anforderungen für PV*SOL Premium findest du hier: https://valentin-software.com/produkte/pvsol-premium/#release-notes Du kannst uns auch gerne die Projektdatei senden, damit wir uns das Projekt im Detail ansehen können. Entweder als private Nachricht im Forum oder (am besten mit deiner Kundennummer) an hotline@valentin-software.com. Viele Grüße Mikio

Hey CarlSEL, there are two ways to read your question: Do you mean what is the accuracy of the hourly GHI values from Meteonorm in comparison to the minute values? Or do you mean what is the accurarcy of Meteonorm 8.2 overall? The second question is hard to answer, because the evaluation is not simple. Meteonorm offers TMY's, which means they don't represent a specific year (which you could evaluate if you have the exact weather data + output data of that location), but a represantative year of at least 10 years. On top of that, Meteonorm uses a special synthesis method of satellite data which is part of their business secret. But we evaluated the meteonorm 8.2 files internally in regards to plausibility, similiar to NREL studies [1]. MeteoNorm 3x3(COV).bmp You can see that the meteonorm data for germany has a really low COV, which is a very good result and means that it's very plausible. Best regards, Ben [1] https://www.nrel.gov/grid/solar-resource/assets/data/ases_47760_final.pdf

Hi lholt, thank you for your inquiry. Unfortunately, I was unable to reproduce the behavior with the same combination. Please send us your project file either as a private message in the forum or to our hotline at hotline@valentin-software.com so that we can take a look at the project. Kind regards Mikio

Guten Tag, in wie weit wird der Einfluss bifazialer Module bei der Spannungsüberprüfung der Systemspannung am Wechselrichter berücksichtigt? Kann es sein, dass hier nur die Vorderseite der Module berücksichtigt wird, wenn es um Spannung, Strom und Leistung geht? PVsol gibt mir z.B. für eine maximale Systemspannug von 1.500 V maximal 31 Module in Reihe an (Prüfung der Leerlaufspannung bei -10 °C berücksichtigt den Temperaturkoeffizienten), händisch nachgerechnet würde ich dabei allerdings auf 1.502 V kommen. Die Leerlaufspannung des Moduls liegt laut Datenblatt bei STC bei 44,6 V, unter Berücksichtigung der Bifazialität allerdings bei 44,8 V. STC: 31x44,6V(1-(-10°C-25°C)*0,234%/°C)=1.495,83 V Bifazial: 31x44,8V(1-(-10°C-25°C)*0,234%/°C)=1.502,54 V Damit wäre die maximale Systemspannung bei Verwendung der bifazialen Module überschritten, es wird aber ein korrekter Wert von 1497,2 V im grünen Bereich ausgegeben. Wechselrichter: SMA SHP 180-21 Modul: Meyer Burger Glass 380 Liegt hier ein generelles Problem bei der Berücksichtigung der Mehrleistung durch bifaziale Module vor oder fehlen hier einfach Angaben durch den Hersteller in Ihrer Datenbank? Ich freue mich über die Rückmeldung. Grüße Robin

Guten Tag, ich versuche gerade eine Unterkonstruktion mit einer V-Form, wie es sie von K2 gibt in PV-Sol einzufügen. Leider ist der der Ost/West-Aufständerung nur eine A-Form möglich. Wie kann ich dies anpassen? Vielen Dank! Martin

Hallo, ich stehe vor folgendem Problem, und habe keine Ahnung wie ich das angehen soll. Haus mit Satteldach und "integriertem Pultdach". Das Satteldach hat eine Neigung von 24°, Das Pultdach hat 16°. Vielleicht hat jemand einen Tipp für mich auf Lager.

Solax Power Battery Database Problem. Shows us the value when configuring batteries :Usable Battery Energy - 0kWh, This error appeared with the last update 2025(R2). Therefore, it is not possible to use the current Solax Power Triple battery database. How to proceed? Should I install an older version back?

Hi, Can you tell me if there is a way I can export the shading loss % per array as an annual figure? Thanks

Hi, I would like to know if I set the p-value to either P75 and P90, can I also download the yield result of the P75 and P90 value? So far I saw the p50 value result even I set it to either p75 or p90. I really need an answer for this since the bank requires the yield result of p90. Thank you.

Ich habe genau das gleiche "Problem". "PV-Generatorenergie (AC-Netz)" ohne Batterie: 17171 kWh "PV-Generatorenergie (AC-Netz)" mit Batterie: 16792 kWh Welche Verluste (bitte Angabe in Zahlen) muss ich bei Batterienutzung mit der "PV-Generatorenergie (AC-Netz)" verrechnen? Ich komme nicht auf die Werte. Für mich wäre es verständlicher, wenn in der Übersicht folgende 2 Werte aufgelistet werden würden erzeugte PV-Energie DC-seitig (mit und ohne Batterie identisch) "Direkter Eigenverbrauch" aufsplitten in "Direkter Eigenverbrauch" und "Eigenverbrauch aus Batterie"