ich habe ein Satteldach wo die südliche Seite wo die Module rauf sollen eine Gaube hat, Dach und Gaube sollen belegt werden. Allerdings kriege ich es nicht hin Dach und Gaube an K2 Base zu exportieren , es wird immer nur das exportiert was gerade aktiviert ist, gibt es die Möglichkeit diese zwei Flächen gleichzeitig an K2 Base zu geben oder muss ich dafür echt zwei Projekte in K2 Base anlegen?

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

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

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 ...

ich habe bei der Simulation einer PV Anlage auf meinem Hausdach einen relativ großen Unterschied  im spezifischen Ertrag zwischen zwei 330W - Modulen festgestellt.
Das AXITEC Modul kam auf 965 kWh/kWp und das Heckert nur auf 919 kWh/kWp.

Bei der Auswertung "Energiebilanz PV-Anlage" habe ich dann die wesentlichen Parameter gefunden, die den Unterschied ausmachen (gelb markiert im Foto unten)
Wie werden diese Modulparameter ermittelt?
Ist es tatsächlich so, dass bei Modulen gleicher Art und Leistung in der Praxis so große Abweichungen resultieren?

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.

Ein Kunde von uns hat zwei Dächer seit etwa 20 Jahren für zwei PV-Anlagen verpachtet. Diese fallen zeitnah aus der Einspeisevergütung aus. 

Der Pächter würde diese Altanlage unserem Kunden überlassen. Dieser hat einen hohen Stromverbrauch, wodurch er sich wünscht, dass wir den Ertrag und damit den Eigenverbrauch dieser Anlage, als auch einer Repowering Option einmal simulieren.

Nun ist die Frage wie ich mit den alten Modulen umgehe. Gibt es einen einfacheren Weg, als ein bestehendes Modul zu kopieren und mit nur 80% der Modulleistung zu simulieren oder kann man die Moduldegradation mit 80 beginnen lassen? 

Zugriff auf Ertrags- oder Einspeisewerte haben wir aktuell nicht. 

Viele Grüße

ich habe in SketchUp ein 3D Modell meines Hauses erstellt und dort auch mit Kreisen markiert wo die Bäume sind. Jetzt wollte ich die Bäume in PV Sol an die Stelle der Kreise platzieren, jedoch ist dies nicht möglich. Es ist wie eine unsichtbare Mauer in Form eines Rechtecks um mein Modell, das mich nicht näher an das Haus ranlässt. Gibts da irgend eine Lösung dafür?

VIele Grüße

Russell

Wie erstelle ich die Parallelverschaltung aller Ziegel in PV*Sol? Ich finde bei den Belegungsvarianten keine Auswahlmöglichkeit und mit der Wechselrichterauswahl kann ich nur bis auf 3 Module in Serie verschaltet runtergehen.

Danke!

ich habe folgendes Problem in PV*SOL Premium 2026 R6:

Wenn ich die Kabelverluste detailliert betrachte, wird bei einem Wechselrichter die Anzahl der Kabel unter „Pläne und Stückliste“ im Schaltplan falsch dargestellt.

In der Übersicht unter „Kabel“ ist die Verteilung korrekt. In meinem Beispiel werden dort 3 × 15 m und 1 × 15 m angezeigt. Im Schaltplan bzw. in der Stückliste erscheinen jedoch stattdessen 4 × 15 m und 4 × 15 m.

Ich habe bereits versucht, die Kabel anzupassen und auch die Verschaltung der Wechselrichter neu zu erstellen, da ich vermutet habe, dass sich die Übersicht dadurch aktualisiert oder zurücksetzt. Leider hat das bisher nicht geholfen.

Gibt es eine Möglichkeit, dieses Problem zu beheben, ohne das komplette Projekt neu anlegen zu müssen?

Vielen Dank im Voraus!

Beste Grüße

Tim

ist es möglich bei der Anlagenart "Netzgekoppelte PV-Anlage mit elektrischen Verbrauchern und thermischem System" bei der Systemauswahl "Wärmepumpe (Warmwasser und Heizung)" unter der Rubrik "Thermisches System" die Parameter so einzustellen, dass keine Zuheizung durch fossile Brennstoffe ("Kessel") erfolgt und die gesamte Heizlast inkl. Warmwasser in der Bilanzierung über die Wärmepumpe erfolgt? Ich habe dazu keine Einstellung gefunden.

Viele Grüße,

T. Kolb

gibt es bereits jetzt oder in naher Zukunft die Möglichkeit in PV*SOL die Auswirkungen der geplanten 60% Regelung für Neuanlagen, sowie das Aussetzen der Vergütung in Spitzenzeiten im Rahmen der Ertragsprognose zu modellieren?

Danke - A. Kemper

Ansonsten kann ich nicht viel darüber finden. Automatische Erstellung von 3D Gebäuden klingt interessant, vor allem für 19,90 € im Monat. 
Gibt es die Möglichkeit das ganze zu testen?
Wie kombiniert sich das mit der Google API (3D-Daten)?

Gibt es Erfahrungswerte oder Aussagen wie genau die Erstellung ist? 

ich habe gerade eine neue Anlage berechnet und nachdem mich das Programm darauf hingewiesen hat, die "Anzahl Stunden mit negativem Strompreis im Jahr" mit 576 angegeben.

In der Dokumentation wird entsprechend die Vergütung reduziert und es wird der Vergütungszeitraum erhöht. In diesem Fall wird bis Jahr 27 gerechnet - das erscheint mir etwas lange? Aber ok.

Merkwürdig wird es dann erst auf den Seiten zum Cashflow. Hier erscheint dann im Jahr 22 ein großer negativer Posten, der in einer Projekt-Variante den kumulierten Cashflow auf 0 setzt und in einer anderen sogar negativ.

Was soll das sein? Eine erneute Investition? Kosten für Wartung? Oder ist das ein Fehler im Programm?

Aktuell tendiere ich dazu die Cashflow-Tabellen nicht weiterzugeben, denn das verwirrt nur.

ich möchte das Solarspitzengesetz in meinen Projekten einberechnen und habe dafür im Fenster Wirtschaftlichkeit den Tarif "EEG, Februar 2026 - Juli 2026, (Teileinspeisung) - Gebäudeanlagen" eingegeben und im Feld "Anzahl Stunden mit negativem Strompreis im Jahr" 576  Stunden angegeben (vgl. 2025) dennoch wird in den Ergebnissen die Abregelung am Einspeisepunkt nicht angezeigt.

Wie kann ich die Zeiten mit negativen Strompreisen einberechnen?

ich habe ein Gebäude mit zwei unterschiedlich hohen Dächern. Wie kann ich ein solches Gebäude korrekt anlegen und die beiden Dachflächen anschließend gemeinsam auf einen Wechselrichter verschalten?

ich plane gerade eine Anlage und wollte diese mit 2 Wechselrichtern ausstatten. Die Anlage hat 2 Modulflächen (Ost, 21 Module, West, 100 Module). Beim ersten WR verschalte ich die 21 Ost-Module inkl. Polyverstringung mit 55 der West Module, sodass ich auf 4 Strings à 19 Module komme. Füge ich dann noch einen WR hinzu, kann ich nicht wie beim ersten WR auswählen, welche Modulfläche genommen wird und es wird automatisch die falsche Fläche (Ost) genommen und somit stimmt die Verschaltung nicht (zu viele Module für die Ostfläche, zu wenig bei der Westfläche). GIbt es nicht die Möglichkeit wie beim ersten WR alles die Modulfäche auszuwählen? Evtl. muss man auch nur etwas umstellen, ich bin eher Laie was die Software angeht.

Danke vorab!

VG
Russell

LG 

ich suche nach einer Möglichkeit eine Volleinspeisung und Überschusseinspeisung zusammen planen. Bisher habe ich hierzu keinerlei Option gefunden und es scheint es die anlagen getrennt voneinander geplant werden müssen womit ich am ende leider auch zwei zwei Ergebnisse habe.

Oliver
 

1_Kiowski & Wolter_22,56kWp_GW15K_PylontechForceH3-20,48kWh_1h.pvprj Kiowski & Wolter_22,56kWp_Fronius VertoPlus15_20,48kWh_1h.pvprj

ich habe eine Volleinspeiseanlage simuliert und keine Einspeiseabregelung beachtet. Das ist sozusagen mein Referenzwert/-anlage. Weiter habe ich mir die eingespeiste Energiemenge als csv-Datei (60 min Werte) exportiert und die weitere Bearbeitung in Excel fortgesetzt. Ich bin folgendermaßen vorgegangen, dass ich mir alle Werte die über der 60%-Schwelle sind aufsummiere und das als meine abgeregelte Energiemenge/Ertragsverlust betrachte. Dieser liegt bei ca. 12% und das sehe ich als passend an. 

Dann habe ich die 60%-Abregelung direkt in PV SOL unter "Optionen" eingetragen. Da ich mit einer Volleinspeiseanlage simuliert habe konnte ich nur die Abregelung am Wechselrichter auswählen. Das ist auch meiner Sicht auch irrelevant. Dann habe ich die Simulation durchgeführt und das Ergebnis ist, dass ich "nur" knapp 3% Ertragsverlust habe. Dieser Wert kommt mir zu gering vor. Dann habe ich mir diese Werte als csv-Datei heruntergeladen und ausgewertet.   Die Auswertung der einzelnen Monate ergab, dass in den Sommermonaten die Erträge sogar höher sind als bei der Referenzanlage. Mir liegen die beiden relativen Ertragsverluste von 12% und 3 % zu weit auseinander, um zu sagen, dass es sich um "Rundungsfehler" handelt. 

Danke für die Bearbeitung und Rückmeldung  

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