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Hallo, vielen Dank für deine Anfrage. Wir stimmen dir zu, dass es nicht optimal ist, dass Verschaltung und Kabelplan gelöscht werden, wenn einzelne Anlagenkomponenten getauscht, gelöscht oder hinzugefügt werden. Wir arbeiten an einer neuen Programmversion, in der Änderungen flexibler vorgenommen werden können. Wann wir diese Programmversion veröffentlichen, steht aber noch nicht fest. Du kannst das Problem minimieren, indem du bei großen Anlagen darauf achtest, für jeden Wechselrichter eine eigene Teilanlage anzulegen, also nicht alle Modulflächen gemeinsam, sondern jeden Wechselrichter separat zu verschalten. Wenn dann Änderungen erforderlich sind, löschst du nicht die Konfiguration der gesamten Anlage, sondern nur die der Teilanlage/des einen Wechselrichters. In unseren FAQ findest du weitere Hinweise dazu.

Hallo, ich habe ein recht einfaches Dach. Alles angeschlossen an drei Wechselrichter mit je vier MPPTs. Das erste Modulfeld von den vier (ganz links) hängt an den ersten drei MPPTs von WR1: 2x 16 Module Süd parallel 2x 16 Module Nord parallel 1x 16 Nord und 1x 16 Süd parallel Nun muss ich aber die zwei blau markieren Module noch entfernen. Dazu möchte ich einfach die beiden sich ergebenden 15er Strings Süd+Nord parallel schalten. Ansonsten eben die anderen 16er Nord+Nord und Süd+Süd. Wie mache ich das denn am besten? Was ich versucht habe: 1) Wenn ich direkt die Module lösche, heißt es zwar "die zugehörige Verschaltung wird gelöscht", aber dann ist ALLES gelöscht, auch die Verschaltungen an den anderen beiden Wechselrichtern. Klar, kann ich das alles neu machen... aber das kanns doch nicht sein?! Was, wenn das mal eine komplexere Anlage ist? 2) Wenn ich erst in die Verschaltung an den WR gehe und versuche dort aus dem 2x16er an MPPT1 ein 2x15er zu machen (damit die Module unverschaltet sind), kann ich nicht "OK" klicken weil ja zwei Module nicht verschaltet sind. Warum nicht? Warum kann ich das nicht Stück für Stück aufbauen? 3) Wenn ich in der WR Verschaltung "tricksen" möchte und einen MPPT auf 2x15 setze und einen anderen auf 2x17, dann wird meine manuelle Verschaltung genauso gelöscht und durch eine automatische ersetzt. Also... wie wäre das schnelle, elegante Vorgehen in diesem Falle? Danke!

Hallo, vielen Dank für deine Anfrage. Es muss leider weiterhin jede Modulfläche einzeln exportiert werden und in K2 Base müssen separate Projekte angelegt werden. Momentan ist leider keine Änderung geplant, aber wir werden den Wunsch noch einmal intern weitergeben.

Hallo Chris, vielen Dank für deine Anfrage. Da es sich bei PV*SOL premium zurzeit noch um eine 32-Bit-Anwendung handelt und auch die Mehrkerntechnologie keine Anwendung findet, ist die Größe des Arbeitsspeichers (RAM), und die Anzahl der Prozessorkerne erst einmal zweitrangig. Es kann zurzeit nur auf maximal 2 GB Arbeitsspeicher zugegriffen werden. Mit der neuen Programmversion PV*SOL premium 2027 R1, die im November veröffentlicht wird, wird es hier aber Verbesserungen geben. Wir sehen häufig, dass unsere Kunden 3D-Modelle importieren wollen, die zu viele unnötige Details enthalten. Benötigt wird nur die Gebäudehülle (ohne Details der Innenarchitektur) und die umstehenden Objekte, die zur Verschattung beitragen. Alle übrigen Details sollten vor dem Import entfernt werden. Wenn dein 3D-Modell dann immer noch zu groß ist, verkleinerst du es, indem du in einer 3D-Modell-Bearbeitungssoftware die Anzahl der Eckpunkte reduzierst. In MeshLab geht das beispielsweise über Filters → Remeshing, Simplification and Reconstruction → Simplification. Bitte beachte unsere Hinweise für den Import von 3D-Modellen und auch die Systemvoraussetzungen: Internetzugang Prozessor: Intel i3, AMD Ryzen 3 oder höher Arbeitsspeicher: 4 GB Festplattenspeicher: 2 GB Monitorauflösung: mind. 1.280 x 768 Pixel Betriebssysteme: Windows 10 (64-Bit, mit aktuellem Servicepack), Windows 11 (64-Bit) Grafik: DirectX– kompatibel (mind. Version 9.0c), 2 GB, OpenGL – Unterstützung Sonstiges: Microsoft .Net Framework 4.8 Wenn PV*SOL premium abstürzt und du die Möglichkeit hast, einen Fehlerbericht abzuschicken, sende ihn ab und teile uns die genaue Uhrzeit des Fehlerbericht mit (per Mail an hotline@valentin-software.com), dann können wir ihn zuordnen. Sende uns außerdem gern mal deine Projektdatei und das 3D-Modell an hotline@valentin-software.com, dann sehen wir uns das an. Falls die Dateien zu groß sind, nutze WeTransfer, SwissTransfer oder ähnliches.

Hallo Obwohl mein Laptop RAM Speicher von 64GB hat und zur Laufzeit nur 30% Belegt sind, stürzt PVSol regelmäßig bei einem 3D-Modell ab. Im Designer sieht man ganz deutlich wann der Absturz passiert -> größer 1,250 MB egal wie viel freie Speicher zur Verfügung steht. Was kann man machen wenn eben das 3D Modell so groß ist und man es nicht reduzieren kann? Warum sind die 1.250 MB RAM Nutzung so restriktiv? Kann mit der Version 2027 (Neue Lizenzmodell) größere 3D Modelle verarbeitet werden? Grüße Chris

Gibt es hierzu schon für 2026/2027 eine Lösung ?

Hallo Johanna, vielen Dank für deine Anfrage. Der SOC10 gibt den Ladezustand (SOC) der Batterie basierend auf einer Batteriekapazität von C10 an. Das Diagramm zeigt den durchschnittlichen Ladezustand (bezogen auf C10) der Batterie für 12 Monate. Im Dezember liegt der durchschnittliche Ladezustand bei knapp 20 %, im Mai bei knapp 29 %. Die Tiefe, bis zu der die Batterie entladen wird, beeinflusst die Lebensdauer und die Anzahl der Ladezyklen. Flache Entladungen, bei denen die Batterie nicht vollständig entladen wird, sind schonender für die Batterie und können ihre Lebensdauer verlängern, während tiefe Entladungen die Anzahl der Ladezyklen verringern können. Einige Quellen geben an, dass Li-Ionen-Batterien mit einem durchschnittlichen SOC von 50 % die längste Lebensdauer haben, andere sprechen von 65-75 %.

Hallo, Ich habe eine Frage zur Einordnung der Simulationsergebnisse. Es geht dabei um eine netzgekoppelte PV-Anlage mit Batteriesystem. In den Simulationsergebnissen wird die Nutzung der Batterie durch "SOC Batterie" in monatlicher Auflösung angegeben. Hier ist es der SOC10. So wie ich es verstanden habe, steht die 10 dafür, dass der Speicher nicht auf unter 10% entladen werden kann, um diesen technisch zu schützen. Im folgenden Beitrag im Forum wurde beschrieben dass es es sich um den "average" SOC handelt, also den Monatsdurchschnitt. Dort wurde aber auch beschrieben, dass es sich auf die maximale Entladetiefe von SOC10 bezieht. Muss das dann so interpretiert werden, dass im Diagramm lediglich die nutzbare Energie dargestellt wird? Also dass auf den Ladezustand theoretisch 10% addiert werden müssten? Mir geht es vor allem darum, einzuschätzen, ob sich der Batteriespeicher in der gewählten Auslegung "lohnt". Die Werte der Abbildung entstammen meiner eigenen Simulation, tendenziell wird der Batteriespeicher hier weniger ausgenutzt, aber wenn der SOC 10 hier anders interpretiert werden müsste, würden hier jeweils 10% je Monat aufsummiert werden. Die nutzbare Energie hat sich damit nicht verändert, jedoch würde der Grad der Ausnutzung der Batterie steigen. Viele Grüße Johanna

Hello, Thank you for sharing the project file. If hatched areas appear incorrectly on an automatically generated layout area, your only option is to draw the layout area manually. Unfortunately, it is not possible to manually draw a single layout area while retaining the other automatically generated ones; instead, all automatically generated layout areas are deleted, requiring you to draw all areas manually. We will inform Rexplorer about this issue and request a revision.

Hello, Thank you for your inquiry. Please send us your project file to hotline@valentin-software.com so that we can take a closer look at it.

Hello, Thank you for your inquiry. You do not lose the configuration/stringing. You only update the cable plan if it does not match the configuration/stringing. We have now resolved the issue. From the next software update onwards, the cable plan will always be updated automatically.

Same issue here. Is there no way to refresh the diagram without losing the stringing already completed?

So there is no solution in PV Sol to put over panels on the hatched areas to bypass this ? TY

Hello, Thank you for your message. Unfortunately, the net-billing concept currently in effect in Croatia cannot be modeled in PV*SOL. Our development department has been informed that, as of 2026, a minimum payment period of one month is required for Croatia.

Hello, Thank you for bringing this to our attention. This is an error in the model. You can report incorrectly generated 3D models to Rexplorer directly via the preview window. In this case, we will inform Rexplorer and ask them to correct the model.

We would like to refer once again to your inquiry. Some simulation results are provided per module area. Unfortunately, this is only possible for up to 20 module areas. Projects with more than 20 module areas would need to be split into sub-projects in order to obtain the simulation results per module area. You're also welcome to send us your project file (to hotline@valentin-software.com) so we can take a closer look at it.

Hello, Thank you for your inquiry. Daily generation curve with hourly resolution (typical sunny day and typical cloudy day): In the Diagram Editor, select the data series (e.g., feed-in energy) and the time interval. Then, identify two suitable days (e.g., August 1st and 2nd). By right-clicking within the chart, you can copy the hourly values and export them to Excel. Annual generation curve with monthly resolution: You will also find a "Copy Table to Clipboard" button on the Cumulative total energy generation page.

Guten Tag, vielen Dank für Ihre Anfrage. Für eine Ost-West-Anlage legen Sie eine zweite Modulfläche an. Für jede Modulfläche geben Sie die jeweilige Ausrichtung an. Bei der Modulverschaltung wählen Sie anschließend "Modulflächen gemeinsam verschalten". Wenn der Wechselrichter nur einen einzigen MPPT besitzt, dann setzen Sie das Häkchen für die Polystring-Verschaltung und fügen eine zweite Zeile hinzu. Um einen Sinvert-Wechselrichter auswählen zu können, setzen Sie in der Wechselrichter-Auswahl das Häkchen für "Auch Produkte, die nicht mehr lieferbar sind".

Guten Tag, vielen Dank für Ihre Anfrage. Die Kombination von Elektrofahrzeugen und thermischem System ist derzeit leider noch nicht möglich. Mit einem der kommenden Software-Updates wird es diese Anlagenart geben. Sie können sich behelfen, indem Sie zwei Simulationen durchführen. Zuerst simulieren Sie nur den Haushaltsverbrauch und die Elektrofahrzeuge, lassen sich die Stunden-Werte (oder 15-Minuten-Werte) der Ladeenergie ausgeben und importieren die Ladeenergien als zweites Lastprofil (zusätzlich zum Haushaltsverbrauch), um im zweiten Schritt das thermische System zu simulieren. Sie können das auch umgekehrt machen: Zuerst das thermische System simulieren und dieses Profil als zweites Lastprofil importieren, um dann die Elektrofahrzeuge zu simulieren. Die Reihenfolge sollte berücksichtigen, welcher der beiden Verbraucher (E-Fahrzeuge oder Wärmepumpe) primär und welcher nachrangig versorgt werden soll. Unabhängig von der Reihenfolge können allen Verbrauchern separate Bezugstarife zugewiesen werden, um die jeweiligen Einsparungen zu berücksichtigen. Sie benötigen für den Import des Lastprofils nur die eigentlichen Verbrauchswerte (nur die Werte einer Spalte), ohne Zeitangaben und Spaltenüberschriften. Der Import eines Lastprofils wird auch in unserer Hilfe erläutert.

Hallo, vielen Dank für deine Anfrage. Der Winkelkorrekturfaktor wird nicht von uns berechnet, sondern muss vom Modulhersteller im Datensatz des PV-Moduls für einen Einfallswinkel von 50° hinterlegt werden. Wie bei vielen anderen Parametern auch, besitzt der Winkelkorrekturfaktor jedoch keinen festen Wert, sondern ist vom jeweiligen Einfallswinkel abhängig. Bei modernen Modulen liegt der Wert für einen Einfallswinkel von 50° bei etwa 100 %. Er ist zwar meist etwas niedriger, aber gerundet ist dieser Wert korrekt. Für eine präzise Simulation müsste eigentlich eine Kennlinie berücksichtigt werden; dies ist jedoch derzeit nicht vorgesehen. Das Thema wurde zwar bereits diskutiert, aber bislang noch nicht umgesetzt.

Hi there , Is there any chance, can fix the shortcut key binding ? Let's say the right click List in the Object View , if there is more item or the order of the list changes , the same action but the short cut first latter will shift then Key is different every time. there could be Key binding for the top action as well like photo mode , darwing the out line ,etc , but this is just a idea to make the work flow faster .

Hi everyone, Has anyone else run into this with a 3D model imported from Rexplorer? Parts of the roof plane show up as white hatched areas and I can't place any modules on them — they don't respond to a right-click either. What is the proper way to solve this? Thanks in advance!

Meine geplante Anlage: 22 Module West-Dach und 22 Module Ostdach. Ich möchte 2 WR vergleichen: WR 1: Ein alter (vorhandener) Sinvert-WR mit einem MPP-Regler. Daraus möchte ich den Jahres-Ertrag berechnen. Wo kann ich die unterschiedliche Ausrichtungen der beiden Stränge eingeben ? WR2: Ein Sigen-WR mit 2 MPP-Reglern (neu zu kaufen). Ebenfalls ein Ost- und ein West-Strang. Welche Variante wird die wirtschaftlichere ? Auf der "PV-Module"-Seite, kann ich wohl die Ausrichtung angeben, aber nur für die gesamte Modulfläche, also für alle 44 Module, nicht jedoch für die einzelnen Stränge ...

Hallo, gibt es Möglichkeiten im Programm eine Anlagenart Netzgekoppelte PV-Anlage mit elektrischen Verbrauchern, Elektrofahrzeugen und thermischem System auswählen? Grüße M.Urich.

Hello everyone, I need to provide the following generation curves for a DG (Distributed Generation) feasibility study, and I would like to know how to generate them in PV*SOL: Daily generation curve with hourly resolution (typical sunny day and typical cloudy day). Annual generation curve with monthly resolution. For reference, I have attached the project simulation. Any guidance or suggestions would be greatly appreciated. Thank you in advance! Productos Cris v00.pvprj