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Hello, Thank you for sharing the data sheet. We will contact the manufacturer and ask them to provide the missing modules.

Dear team, Could you please kindly assist with adding these new Trina Solar modules to the PV*SOL database? I would greatly appreciate your support and assistance with this. Kind regards. J. DT-M-0134_Datasheet_210R_NEG19RC.20Q_EN_2026PA7_web_20260601 (2).pdf

Guten Tag, vielen Dank für Ihre Anfrage. Sie müssen dwg-Dateien und dxf-Dateien in Bilddateien umwandeln. Sie können Kartenausschnitte, Grundrisse und Lagepläne in den Formaten jpg, jpeg, bmp und png importieren. Die Bildgröße darf 4096x4096 Pixel nicht überschreiten.

Hi, Thank you very much for looking into my file and for the detailed response! I removed and redesigned the mounting area as suggested, and the resulting orientation has now correctly updated to (Northeast). Appreciate the great support!

Kann ich Grundstücke als dwg oder dxf in die 3D-Planung übernehmen ?

Hello, Thank you for sharing the project file. We have tried to reproduce your problem by drawing additional mounting areas on your building and assigning mounting systems to them, but we are unable to reproduce your problem. We deleted your mounting area and redrew it. The resulting module tilt is now correct at 48° northeast. Unfortunately, we do not know what caused your error. We recommend that you redraw the mounting area. We will forward your project file to our development department.

Hi Thank you for checking! In my project, the 3D editor tooltip shows a Calculated Resultant Orientation of 171.6° (South), even though the mounting structure is visually inverted to the North. Because the calculated resultant azimuth is 171.6° instead of 359.8°, the simulation engine uses this South vector to calculate the yield. I have emailed my project file (*.pvprj) and screenshot to hotline@valentin-software.com so you can inspect this specific setup. Thanks!

Please also let us know why you believe the module azimuth in the results and the yield simulation remains tied to the underlying, south-facing roof plane. We have replicated your system and can see in the mounting system properties that the roof is oriented towards the south (180°) while the modules are oriented towards the north (359.8°).

Hello, Thank you for your inquiry. Please send your project file (*.pvprj) to hotline@valentin-software.com, so that we can take a closer look at it. If the file is too big, please use WeTransfer, SwissTransfer or similar.

Hi everyone, I am experiencing an issue in PV*SOL 3D visual geometry regarding the module azimuth and simulation results on a South-facing roof with reverse mounting structures (tilted to the North). Issue Description: I have a roof pitch oriented towards the South. I installed a mounting structure/elevation system on this roof to invert the pitch so the PV modules face North. Even after selecting the highest roof edge (Reference Edge at the ridge/cumeeira) as the reference, the simulation engine still considers the global orientation/azimuth of the base roof (South) instead of the actual module orientation (North). What I have tried: Inverted the module structure visually in the 3D editor so the panels physically point North. Selected the highest Reference Edge on the roof surface. Despite these visual adjustments, in the PV System / Area Data results and yield simulation, the module azimuth remains locked to the underlying South-facing roof plane, underestimating the energy production. Is there a specific way to unbind the module azimuth from the parent surface vector, or is this a known limitation when using reverse-tilt mounting structures on pitched roofs? Any workaround (other than creating dummy/free 3D objects over the roof) would be greatly appreciated. Thanks in advance!

Vielen Dank für die Erklärung. Bei mir ist der Groschen jetzt gefallen. Die Kurve hat mich irrtiert

Hallo, vielen Dank für Ihre Anfrage. Im Projekt "3D East West Roof", das Sie in den Beispielprojekten finden, sieht die Erzeugungsbilanz beispielhaft so aus: Im Diagramm „Erzeugungsbilanz“ werden PV-Ertrag und Verbrauch gegenübergestellt. Im Januar und Februar ist der Verbrauch höher als der PV-Ertrag, deshalb ist die Erzeugungsbilanz negativ. Im März/April ändert sich das Verhältnis aus PV-Ertrag und Verbrauch, die Erzeugungsbilanz wird positiv und erreicht im September ihr Maximum. Im Oktober, November und Dezember ist der Verbrauch wieder höher als der PV-Ertrag, deswegen nimmt die Erzeugungsbilanz wieder leicht ab. Am Ende des Jahres beträgt die Erzeugungsbilanz 3.683 kWh/Jahr, das heißt, der PV-Jahresertrag ist 3.683 kWh höher als der Jahresverbrauch.

Hallo. In der Projektpräsentation gibt es ein Diagramm in dem die Erzeugsbilanz angezeigt wird. Kann mir das jemand in einfachen Worten erklären, was der Wert aussagt?

I already did that way.

Dear Krzysztof, Thank you for your inquiry. We have forwarded your request to our development department. One workaround would be to export the project report as a .doc file and paste the desired simulation results into the report in Word.

Hello Could you add these results to the printout in future update? Greetings Krzysztof

During a major system update, access to our online databases (components, tariffs, etc.) will be unavailable. You can use our software normally to view and simulate existing projects. The following restrictions apply: It is not possible to create new data records. No access to already self-created data records. The data stock of the offline databases is not up-to-date compared to the online databases. We apologize for any inconvenience!

Während einer größeren Systemaktualisierung wird der Zugriff auf unsere Online-Datenbanken (Produkte, Tarife etc.) nicht verfügbar sein. Sie können die Software normal verwenden, um vorhandene Projekte zu betrachten und zu simulieren. Es gibt folgende Einschränkungen: Das Erstellen neuer Datensätze ist nicht möglich. Kein Zugriff auf bereits selbst erstellte Datensätze. Der Datenbestand der Offline-Datenbanken ist im Vergleich zu den Online-Datenbanken nicht aktuell. Wir bitten um Entschuldigung für die Unannehmlichkeiten!

Hello, Thank you for your inquiry. In the 2D planning of PV*SOL premium and PV*SOL, the number of modules per sub-generator is limited to 100,000. For more than 100,000 modules, you can add additional module areas (or copy an existing module area):

Guten Tag, vielen Dank für Ihre Anfrage. Beim Anlegen eines Einspeisetarifs können leider keine negativen Werte eingegeben werden. Sie haben die Möglichkeit, den Einspeisetarif zu löschen und in der Kostenbilanz die negativen Börsenstrompreise unter "Sonstige Kosten pro Jahr" sowie die positiven Börsenstrompreise unter "Sonstige Erlöse/Einsparungen pro Jahr" zu berücksichtigen:

Guten Tag, vielen Dank für Ihre Anfrage. Wie Sie schreiben, wird die maximale Lade-/Entladeleistung manchmal durch den Wechselrichter und manchmal durch das Batteriesystem begrenzt. Darüber hinaus kommt es manchmal vor, dass sich im Zusammenspiel aus beiden eine wieder andere maximale Lade-/Entladeleistung ergibt. Die Datenbank wird von den Herstellern gepflegt. Sungrow hat den Datensatz selbst angelegt. Wir werden den Hersteller kontaktieren und um Prüfung und ggf. Korrektur bitten.

Dear All, how to increase the power definiton of the PV generator it only allows me up to 72500Kwp and I need 100000Kwp of power generation

bei der Planung eines aktuellen Projektes ist uns im PV*SOL-Systemdatensatz „Sungrow SH10T + SBH100 (10 kWh)“ eine Unstimmigkeit aufgefallen. Im Datensatz sind derzeit für den Batteriewechselrichter folgende Werte hinterlegt: Nennleistung: 6,0 kW maximale Ladeleistung: 6,4 kW maximale Entladeleistung: 6,4 kW Nach den aktuellen technischen Daten von Sungrow ist der SH10T jedoch ein 10-kW-Hybridwechselrichter mit deutlich höherer batterieseitiger Leistungsfähigkeit. In Kombination mit dem SBH100 wird die Dauerleistung im Wesentlichen durch die Batterie begrenzt; bei 140,8 V Nennspannung und 50 A Dauerstrom ergeben sich rechnerisch rund 7,04 kW Lade-/Entladeleistung. Wir bitten Sie daher, den hinterlegten Systemdatensatz zu prüfen und gegebenenfalls zu korrigieren. Insbesondere erscheint die eingetragene Nennleistung von 6 kW für den SH10T nicht plausibel. Gerne senden wir Ihnen bei Bedarf auch einen Screenshot des betreffenden Datensatzes sowie die entsprechenden Sungrow-Datenblätter zu.

Guten Tag Ab nächstem Jahr können in der Schweiz negative Börsenstrompreise an PV-Produzenten weitergegeben werden. Für eine bestehende PV-Anlage möchte ich deshalb die finanziellen Auswirkungen sowie mögliche Lösungsansätze simulieren. Gibt es in PV*SOL bereits heute eine Möglichkeit, negative Einspeisetarife abzubilden? Wenn ich einen eigenen Einspeisetarif erstelle, kann ich aktuell keine negativen Werte eingeben. Hat jemand eine Idee, wie sich dieses Szenario trotzdem realistisch simulieren lässt?

Hello, Thank you for your inquiry. Unfortunately, we have no control over how up-to-date Google’s map data is. Selected maps are often more up-to-date, whilst orthophotos and elevation data are only available for older map data.