Leaderboard

Dear Vishnu, please do not apologize for aksing these questions. You can be sure that if you have the question there will surely be others that have the question as well. 1) Unless the manufacturer explicitly forbids the usage of modules with higher power, you don't risk the loss of warranty (but I am not a lawyer) or damage of the micro inverter. As you said, in usual conditions a 340 Wp module is not delivering 340 W. What you risk if you connect a module with higher power, current or voltage to an inverter is the clipping. The inverter just cuts anything that is over these threshold values, and you loose a bit energy. How much you loose can be verified in the results section, under "Energy balance". 2) Yes, clipping occurs for current, voltage (min and max) and power limitations. And yes, you are right, most of the employees of Valentin are Berlin based. Thank you for your wishes, same to you! Kind regards, Martin

Dear Karam, at the moment PV*SOL doesn't have this feature. It will be released with the next major version, 2021 R1. At the moment it is scheduled for beginning of November 2020. Kind regards, Martin

Would be nice to be able to Edit the name of the column headers on the parts list table

Hi everyone & Valentin, we're creating an orientation and pitch chart to show others clearly the kind of performances to expect. Like a compass - difference in Orientation axis follows around the chart, and difference in pitch runs from the centre to the circumference in smaller to larger circles (0 degrees to 80 degrees pitch). So the first circle from the centre represents 10 degrees pitch, the second circle from the centre represents 20 degrees pitch and so on. It's quite smart and will hopefully give clarity to others than Northern facing systems still produce an acceptable level of generation. This is what we've made so far as an example; ...All we've done above is estimated what we think the chart would look like. We'd like to make a PV Sol experiment on what the chart would actually look like. So to do this I'm noting down the PV Sol PV Generator Energy (AC Grid) value for every different combination of orientation and pitch. I've made one for Newquay UK using 14 SunPower Maxeon2 350 panels and a solis 3.68kw inverter (no shading). Just as an illustration; Just using my simple head I would have initially thought East and West orientations would mirror eachother down the South line, as in East and West would give equal or similar energy - lets say 20° due West would provide the same amount of energy as 20° due East. But then this is Newquay, there's the ocean to the West which would skew the results to favour the West though a big water body Albedo. So then I tried other locations; Baldhu UK, Norfolk UK, Riyadh SA and PV Sol shows West orientations generate more PV Generator Energy (AC Grid) than East orientations. Couple of questions please; is there a location in the world where East and West orientations match PV Generator Energy (AC Grid)? am I missing something here... generally speaking is it normal for West orientations to generate more than East? Thank you everyone!! Yours, Jordan

Hi Jordn, this is a very interesting project you are working on there! Thank you for sharing this. In general, the climate data used to simulate the PV system have the strongest influence on the symmetry of the results. Other influences can come from the models used to calculate the irradiance on the tilted plane and so forth, the synchronity of the sun's coordinates with the climate data and the like. I just checked this for some locations and climate data sources, and compared the orientations 90° (East) and 270° (West) with 180° (South), all at 30° inclination. Berlin with data from DWD: East brings 82,4 %, West 80,6 % Berlin with TMY data, also DWD, but different source: East brings 82,7 %, West 77,7 % Severn England, SAP 2012 dataset: East brings 82,6 %, West 81,9 % Newquay UK, interpolated in PV*SOL with Meteonorm 7.2: East brings 82,6 %, West 81,4 % So, in contrast to your results, we have a higher irradiation on the East facing systems. This seems strange to me, could you provide a project file, perhaps? You can also send it via private message. Which version of PV*SOL are you using? Kind regards, Martin

Hallo Julian, um PV-Anlagen mit elektrischen Verbrauchern zu rechnen, musst du zunächst die Anlagenart umstellen: Und dann ist es mit dem Eigenverbrauch so, dass er sich aus dem Zusammenspiel zwischen Energieproduktion der PV-Anlage und dem Energieverbrauch der Verbraucher ergibt. Man kann ihn daher nicht einstellen, so dass er beispielsweise 25% beträgt. Wenn die PV-Anlage im Jahr z.B. 10000 kWh produziert, und man einen Verbrauch von 2500 kWh hat, wäre das ja bilanziell übers Jahr gesehen ein Verbrauchsanteil von 25%. Es ist aber nicht gesagt, dass die PV-Anlage zu jeder Zeit die Last decken kann. Die Gleichzeitigkeit und die Leistungs-Profile von PV und Last sind hierbei ausschlaggebend. Auch der Zeitschritt der Simulation hat einen erheblichen Einfluss auf den Eigenverbrauch. Am besten wählst du mal ein paar Lastprofile aus, mal in 1min, mal 15min und mal 1h-Auflösung und variierst den Jahres-Energieverbrauch und simulierst das dann. Du wirst sehen, wie sich in den Ergebnissen der Eigenverbrauch ändert. Wenn du mehr Unterstützung brauchst, sag Bescheid. Beste Grüße, Martin

Hi, I was wondering, is there an option to undo changes in PV SOL, other than not saving and simply opening the last saved version of your file? Something in the line of Ctrl+Z in MS Office. Thanks!

- would like to see an undo button as discribed above. (or at least be able to lock a complex building and their surroundings, so one misclick doens't destroy your work) - need more options for EV. (e.g. distance travelled per week day, range according new WLTP system) - while the software perfectly suits my technical needs, it seems lackluster/old as a client proposal. - could we have a blanc page in the customer presentation where we can add project or installer specific additional information. - some presentation pages need additional (customizable) information. (while a graph or scheme or just some numbers wth a title above will be very clear for us, a customer most of the time doens't know what he is looking at) - file size of the presentation should be smaller, but pictures should still be high res. - would like to be able to send an electronic presentation to a customer with some analytics possibilities. (where do customers actualy look at?) - easier construction of "complex" buildings. (depth of building schould be addapted to the angle and dimensions of the roof area being used for the array)

Hi RobS, your issue seems to be connected to DPI settings. Look into this answer (and thread) for further help: Hopefully this helps! Best regards, Frederik

Dear Martin, I'm so happy now. Thank you it worked but with some additions to what you recommended. I made it to run as Windows 8 compatibility, changed the override to "system" and made it run as "Administrator". Please see a screenshot of the clicked/selected properties. Thank you so much

1. More control when drawing lines: snap to 10cm or input to drive line length 2. Snap to mid point of line - the ridge of a roof is almost always in the middle 3. ctrl+Z to undo 4. better control when rotating the camera position 5. Higher resolution on panels when zoomed out 6. Default project image zoomed out enough to show whole array Keep up the good work PVSOL team.

Hallo GeromeK, vielen Dank für das Projekt. Für die anderen Leser fasse ich mal die Anlage-Konfiguration zusammen: In diesem Fall sind 14 Module mit SolarEdge P370 Powert-Optimizern auf einer Dachfläche (Nord-Ost) in Reihe geschaltet mit 10 Modulen auf der gegenüberliegenden Dachfläche (Süd-West), die ebenfalls mit P370 ausgestattet sind. Der SolarEdge Wechselrichter SE7K, an den die Module angeschlossen sind, hat eine feste MPP-Spannung von 750 V. Was in diesem Fall passiert, kann man sich anhand der Kennlinien in den Ergebnissen ganz gut visualisieren. Die Aufzeichnung der Kennlinien kann man in den Programmoptionen unter "Simulation" aktivieren. Ich nehme mal als Beispiel den 01. Juni um 14h. Da wird die süd-westliche Dachfläche mit 1013 W/m² bestrahlt, während die im nordosten nur 75 W/m² abbekommt, da sie im Vollschatten liegt. Dadurch überlagern sich die Kennlinien der Power-Optimizern zu folgender Gesamt-Kennlinie, die der Wechselrichter sieht: Dunkelblaue Kurve: Strom-Spannungs-Kennlinie Hellblau: Leistung-Spannungs-Kennlinie Das Überlagern der Kennlinien läuft in einer Reihenschaltung ja so, dass sich die Spannungen addieren, während die Ströme gleich bleiben. Um die MPP-Spannung des Wechselrichters zu erreichen, braucht man mindestens 13 Module mit P370 Power-Optimizern ( 750 V / 60 V = 12,5 - die 60V kommen von der maximalen Ausgangsspannung der P370). In diesem Fall werden aber nur 10 Module voll bestrahlt, die restlichen 14 auf der nordöstlichen Seite tragen kaum etwas bei. Daher sackt die Leistung knapp über 600 V auf der Gesamt-Kennlinie ab und der Wechselrichter sieht nur noch etwa 1000 W statt der eigentlich verfügbaren 3100 W. Diese Verluste werden dann der Abregelung wegen des MPP-Spannungsbereichs zugeschrieben und sind insofern korrekt. Das zeigt mal wieder, dass der Einsatz von SolarEdge-PowerOptimizern nicht zwangsläufig zu einer Ertragssteigerung in jeder beliebigen Anlagen-Konfiguration führt. Auch hier muss sehr genau (wie bei herkömmlichen Wechselrichtern auch) auf die Verschaltung geachtet werden. Daher wird auch von SolarEdge für die neuen P370 bei 3phasigen Wechselrichtern (wie der SE7K einer ist) eine minimale Modul-Anzahl von 16 vorgeschrieben, um diese Art von Verlusten zu vermeiden. Siehe hier: https://www.solaredge.com/sites/default/files/se-p-series-add-on-frame-mounted-power-optimizer-datasheet-de.pdf Darauf wird bei der Verschaltung in PV*SOL auch hingewiesen, wenn die neuen P370 gewählt werden (die mit worldwide im Namen). Beste Grüße, Martin

2nd that! undo would be very helpful.