Kann ich bei der Einspeisevergütung auch unterschiedliche Tarife erstellen? Ich bin leider nicht fündig geworden.  Viele Verteilnetzbetreiber zahlen unterschiedliche Tarife im Sommer oder Winter und man kann zusätzlich noch den Herkunftsnachweis verkaufen. Dieser wird auch mit Sommer oder Winter unterschiedlich vergütet. 

Zudem wie sollen Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch (ZEV) bzw. vZEV oder LEG am besten mit den Produzenten und nur verbrauchenden aufgebaut werden?

Ich bin aus der Schweiz

heute habe ich mal wieder der Darstellung und Auslegung von PV-Anlagen gewidmet.

Vom LVermGeo konnte ich mir einen Datensatz (Kachel von Gelände und Gebäuden) herunterladen. Jedoch nur im „City Geography Markup Language“ (CityGML) Format.

Das PV-Sol kann aber nur diese Formate einlesen.

Mit einem .obj Format hatte ich gestern bereits arbeiten können.

 Hat jemand die Möglichkeit, eine .cml in eines dieser o.g. Formate zu konvertieren? Genauer gesagt: Wie ich es selbst wandeln kann? Oder Valentin-Software dieses Format einlesen kann. 

ich arbeite aktuell an einer Simulation (PV+BESS) mit dem Speichermodel GM215kWh-100kW von FoxESS. Die Ergebnisse zeigen sehr hohe Verluste im Speicher und nach Durchsicht des Datensatzes (siehe angehängtes PNG "Wirkungsgrad Kennlinie") erscheint mir die Kennlinie für den Wirkungsgrad sehr unplausibel.

Zum Vergleich: Der Datensatz des Huawei Luna 108kW/215kWh mit ähnlichen Leistungsparametern hat eine ganz andere Kennlinie hinterlegt (siehe PNG "Kennlinie Luna)

Ich würde Sie um Überprüfung dieses Datensatzes bitten, da die Verluste mit dem aktuellen Datensatz deutlich über dem ausgewiesenen max. Verlust im Datenblatt liegen.

Freundliche Grüße,

Christoph Franz-Riegler

es gibt einige Beispielhafte Wärmepumpen-Lastgänze bei den Verbrauchern im PVSOL.

Gibt es auch Lastgänge für Klima / Kälte?

Kunden möchten Simulationen für Kühlung im Sommer mit den reversiblen Wärmepumpen. Wie kann man das abbilden?

LG

Gerald

Ich möchte in der Wirtschaftlichkeitsberechnung das Lastprofil einer Klimaanlage mit einfließen lassen. (Genauer gibt es eine Luft/Wasser WP mit Kühlfunktion)
Leider finde ich hier kein Lastprofil. Kann mir jemand einen Tipp geben zur Erstellung bzw. hat jemand einen Link zum Download?

Danke im Voraus.

mfg

Thomas

ich habe bei einem PV-Projekt ein Problem mit der Einspeisevergütung. Im Ergebnis steht unter Simulation eine Netzeinspeisung von 31.200 kWh/Jahr. Multipliziere ich diese mit der spezifischen Einspeisevergütung von 0,0627 €/kWh lande ich bei 1.956,24 €/Jahr. Unter Wirtschaftlichkeit wird die Einspeisevergütung aber nur mit 1.451,771 €/Jahr angegeben. Wie kommt es zu der Abweichung und gibt es einen Grund warum PV-Sol letzteren Wert auf 0,1 ct Genauigkeit ausgibt?

Vielen Dank und sonnige Grüße,
Philipp

bei der Simulation eines Batteriespeichers wird dessen Einfluss in den Simulationsergebnissen nicht mehr angezeigt. Normalerweise wird das ja meist grüner Teil dargestellt.

Woran kann das liegen? 
Hier wurde für eine Beispielhafte Simulation ein Sungrow SH25T + SBR256 (25,6kWh) verwendet. Kann es an der Kombination mit dem Sungrow SG Wechselrichter liegen?

Vielen Dank im Voraus  

im Programm wird als DC-Spannungsbereich 200-950V angegeben, im Datenblatt 150-950V.

Dadurch lassen sich im PVSol kürzere Strings nicht verschalten, die lt. Datenblatt aber möglich wären.

Bitte prüfen und ggf. korrigieren

sh5-0rt-6-0rt-8-0rt-10rt-datenblatt.pdf

https://forum.valentin-software.com/topic/3709-sungrow-sh50rt-fehlerhafte-werte-in-datenbank/

Mit s☼nnigen Grüßen

Das Problem ist, daß egal wie viele Module ich and MPP1 anschalte immer die Meldung kommt, daß der max. DC-Eingangsstrom von 13,75A überschritten ist (IST: 14,15A). Der mit 10 Modulen belegte MPP2 zeigt diese Meldung nicht. Auch die Anlagenprüfung zeigt bei MPP1 rote Werte und bei MPP2 alles OK.

Der SMA STP 10.0 3SE40 wird vom Händler empfohlen. 

Ist der von mir genutzte Tripower 10.0 nicht der richtige Wechselrichter?

Ist das eine Einschränkung der Testversion?

Das Dezimaltrennzeichen in Windows ist richtig eingestellt und bei anderen Objekten auf dem Dach funktioniert es ohne Probleme.

da ich es leider noch nicht hinbekommen habe, muss ich leider fragen.

Gibt es die Möglichkeit eine Notstrombox mit in das Schaltbild zu integrieren?
Einige Netzbetreiber wollen das mittlerweile haben und fordern das ein.

Speziell geht es um eine allpolige Trennung im Netzersatzbetrieb.

MfG

bei einem Batteriesystem mit einem Deye 15k Hybrid-Wechselrichter an einem 48 Volt 50 kWh-Speicher bekomme ich mit der an sich zutreffenden Kopplungsart "DC Zwischenkreis Kopplung" nur etwa 1.000 kWh Batterienutzung, was sehr unrealistisch ist.

Ändere ich als einzigen Parameter die Kopplungsart auf "AC Kopplung" sind dann wieder rund 7.000 kWh Batterieladung im Simulationsergebnis, was viel besser passt.

Was könnte die Ursache hierfür sein? Danke für Eure Hinweise dazu und viele Grüße

Besteht die Möglichkeit einzelne Teilstränge eines Moduls mit einzelnen Teilsträngen anderer Module zu verschalten? Also sozusagen, dass man nicht nur ganze Module samt ihrer Substrings miteinander verschaltet, sondern nur die Substrings selbst untereinander?

So wie in diesem Fall:

Hier ist das Anliegen jeweils die äußeren Teilstränge aller Module miteinander als String an einen Wechselrichter zu verschalten, während die mittleren Substrings mit den mittleren Substrings der anderen Module jeweils an separate Wechselrichter verschaltet werden. 

Ich schätze nicht dass es dazu bereits einen Umweg gibt, könnte dies aber evtl. zukünftig als Option eingearbeitet werden? 

Vielen Dank im Voraus! 

Mit freundlichen Grüßen

Maik

ich möchte eine komplette Liegenschaft mit mehreren Gebäuden (unterschiedliche Höhen, gegenseitige Verschattung) in einem einzigen PV*SOL Premium Projekt abbilden.

Ziel ist es:

• Alle Gebäude gemeinsam im 3D-Modell zu haben

• Die Verschattung korrekt zu berücksichtigen

• Einzelne Dächer separat mit PV zu belegen

Bisher modelliere ich ein Gebäude und bilde die anderen als Hindernisse nach – das ist jedoch sehr zeitaufwendig.

Meine Fragen:

1. Kann man mehrere vollwertige Gebäude in einem Projekt anlegen und gemeinsam berechnen?

2. Gibt es die Möglichkeit, Dachflächen mit PDF/Bild-Plänen zu hinterlegen, um Hindernisse exakt einzuzeichnen (z. B. bei Neubauten ohne Satellitenbild)? ->Können die Dachaufsichten nachträglich pro Gebäude ggfs. geändert werden? 

3. Falls Import aus Revit/AutoCAD: Welches Format und welcher Workflow sind empfehlenswert?

Vielen Dank vorab!

jemand eine Idee was hier falsch läuft? Gestern hat es noch tadellos funktioniert.

I am currently creating a manual entry for a Growatt MAX 100-125KTL3-X LV inverter. To ensure the simulation is correct, I have been comparing the manufacturer's datasheet with the PV*SOL Help Guide and existing native inverter entries in the database.

I’ve found several "grey areas" where terminology mismatches make the data entry process confusing for users:

1. DC Power & Clipping Logic The datasheet lists a "Max. Recommended PV Power" of 150 kW for a 100 kW AC model.

• Should "Nominal DC Power" match the AC rating (100 kW) or the DC input capacity?

• Is "Max. DC Power" the absolute limit where the software will start clipping the yield?

2. Defining Max. Power per MPP Tracker Since datasheets often do not specify the maximum power limit for a single tracker, I calculated a value of 18.75 kW using the following logic to allow for asymmetric stringing:

Formula used: Max Power per MPP = (Nominal AC / Number of Trackers) * 1.5 (DC/AC Ratio) * 1.25 (Flexibility Factor)

The 1.25 factor is derived from the ratio between Max. Short-circuit current (40A) and Max. Operating current (32A). Is this a valid workaround for PV*SOL, or is there a standard "rule of thumb" recommended by Valentin Software?

3. Global DC Data vs. Tracker Data It is unclear if the "Max. Input Current" in the main Electrical Data DC tab is a global hardware limit (sum of all trackers) or a per-tracker limit, as there is a separate field for this in the MPP tab. When comparing with native entries, this isn't always consistent.

4. Physical Inputs vs. Trackers For an inverter with 10 Trackers but 20 physical inputs (strings), should the "Number of DC inputs" be 20? My reference native entries show different criteria for this field.

Feedback on Software Clarity (User Experience)

I would like to suggest that the database entry interface could be significantly improved. Currently, the terminology used in PV*SOL (e.g., "DC Nominal Output") often differs from the standard terms used in modern manufacturer datasheets (e.g., "Max. PV Power" or "Full power MPPT voltage range").

Suggestions for the development team:

• Tooltip Synonyms: Add tooltips that list common datasheet synonyms for each field.

• Input Mapping Guide: A simple "How-to" graphic showing where to find each value on a standard datasheet would reduce the learning curve and prevent simulation errors.

https://help.valentin-software.com/pvsol/en/databases/components/inverters/

I have attached a PDF mapping these discrepancies to illustrate my point. I look forward to your guidance on these technical values.

Best regards, 

Juan

Create Inverter.pdf

um die Featurewünsche für PV*SOL zu sammeln und zu zentralisieren, haben wir das Topic erstellt.

Hier können Sie Ihre Ideen für fehlende Funktionen, Verbesserungen der Benutzerfreundlichkeit oder andere Vorschläge posten.

Warum kann ich keine Kabelknoten einsetzen? Diese sind nicht mal ersichtlich.

Gruess Sigi

ich habe ein Problem mit dem Export von PV*Sol.

Es ist so, dass wenn ich ein Projekt in PV*Sol, mit richtiger Adresse und Kundennamen, anlege und in K2 Base importiere, bei K2 Base unter Kundenname (PV*Sol premium Export) und unter Adresse willkürliche Koordinaten bzw. die Koordinaten des Wetterstandortes stehen. Sprich der Kundenname und die Adresse ist falsch. Beide können nicht geändert werden.

Ich hoffe das Problem ist bekannt und Ihr könnt weiter helfen.

Vielen Dank und viele Grüße.

ich arbeite aktuell an einer Simulation in welcher ich folgenden Batteriesystem-Datensatz verwenden möchte: "CPS ES-125kW/261kWh-EU" vom Hersteller "Shanghai Chint Power Systems Co., Ltd."

Dabei erscheint mir die nutzbare Batteriekapazität in kWh etwas unplausibel, da sich die Kapazität ja als Produkt von Ah und Batteriespannung ergibt. Hier ist ein Screenshot der relevanten Parameter:

Demnach sollte die Kapazität bei 832V x 314Ah = 261,248kWh liegen und nicht bei 258,6. (auch im Namen des Datensatzes ist von 261kWh die Rede)

Gibt es hier in der Berechnung noch andere Parameter die Einfluss auf das Ergebnis nehmen?

Danke sehr,

Mit freundlichen Grüßen,

Christoph Franz-Riegler