Jump to content

developer_fw

Moderators
  • Content Count

    44
  • Joined

  • Last visited

  • Days Won

    1

developer_fw last won the day on March 31

developer_fw had the most liked content!

Community Reputation

1 Neutral

About developer_fw

  • Rank
    Advanced Member

Recent Profile Visitors

The recent visitors block is disabled and is not being shown to other users.

  1. Hi AbiD, the import is not the problem. You have to draw areas onto your imported 3D-model where PV*SOL is allowed to place PV-modules. This can be done either manually via or automagically via right click onto the model, then edit. After determining the mounting surface automatically you should be able to place modules onto those areas after activating via another right click Don't forget to draw barred areas after activating those newly created areas to avoid placing modules into other objects like chimneys and so on... I hope this helps
  2. Hi AbiD, did you check the scaling of your imported model? Is it big enough to place modules onto a surface? If you still run into problems, feel free to send the model via personal message if possible. Best regards, Frederik
  3. Hallo Thabi, kurze Antwort: Ja! Die geometrische Anordnung der Modulflächen hat einen großen Einfluss auf Direkt- und Diffusanteil der Strahlung und damit auch auf die Erträge. Als Beispiel habe ich einen 10m x 10m x 10m Würfel auf allen Seiten mit Modulflächen belegt: In der Energiebilanz der PV-Anlage sind die Modulflächen einzeln gelistet. Ohne zusätzliche Verschattungsobjekte wie benachbarte Gebäude oder Bäume (Modulunabhängige Abschattung) werden die anteilig größten Verluste durch die Ausrichtung und Neigung der Modulebenen verursacht. Zu Deiner Frage der Ost-Wa
  4. Hallo Rixxe, für gewöhnlich werden die Modulparameter von den Herstellern selbst in unsere Datenbank eingetragen. Viele der Parameter werden nicht von uns ermittelt, sondern sind produktspezifische Messwerte. Die Reflexionsverluste an der Moduloberfläche werden mit Hilfe des Winkelkorrekturfaktors berechnet und unterschieden sich je nach verwendetem Solarglas. https://help.valentin-software.com/pvsol/berechnungsgrundlagen/pv-module/reflexion-an-moduloberflaeche/ Der Winkelkorrekturfaktor für das Heckertmodul beträgt 0.97, für das AXITEC hingegen 0.995. Diese Unterschiede sehen plau
  5. Hallo Julian Kaufmann, ja, es ist möglich, bifaziale Module mit PV*SOL zu simulieren. Wäre es möglich, uns die Projektdatei zukommen zu lassen? Gerne hier über das Forum als private Nachricht. Und darf ich noch fragen, welche Version Sie benutzen? Viele Grüße, Frederik
  6. Hi dongash, as far as I can tell there seems to be a problem with your climate data. As soon as I chose a different location via the MeteoSyn module, the simulation worked. I recommend to regenerate the location's climate data or reimport an existing file. I hope this solves your problem. Best regards, Frederik
  7. Hi RobS, Since there are so many unknowns as to what the 1% refers to or for what period of time it applies, we do not currently offer this setting at the moment. After exporting the simulation results you can apply a factor as you wish, though. Or apply a maintenance period e.g. You can find the data export on the page "Presentation". Best regards, Frederik
  8. Hallo Christina, Markiere im Tab "Modulverschaltung" die Module der ersten Fläche (z.B. durch Aufziehen einer Fläche mit der Maus) Rechte Maustaste auf die markierten Module ==> "Zum Dialog "Modulflächen definieren" hinzufügen Wiederholen für die zweite Fläche Anschließend in der Ribbon-Leiste "Modulflächen für die Verschaltung definieren" auswählen (Symbol mit Modulen und der Hand). Dort finden sich die beiden vorher hinzugefügten Modulflächen. Auf "Verschalten" klicken Es öffnet sich der gewohnte Verschaltungsdialog mit den beiden Modulflächen Die
  9. Hi Javier, please consider this post: I hope this solves your issue. Best regards, Frederik
  10. Yes, that is right: Best regards, Frederik
  11. Hallo Frido, entschuldige die Komplikationen, das ist ärgerlich! Ist es möglich, uns die eine oder mehrere Projektdateien zukommen zu lassen, bei denen das Problem auftritt (als private Nachricht)? Zusätzlich kann für uns die Log-Datei hilfreich sein. Aufruf aus PV*SOL heraus mit CTRL+L. Viele Grüße, Frederik
  12. Hi Peter Litzén, as far as you use PV*SOL 2020 R1 or above you can share your DB User ID which you will find in you program options: You can have more than one User ID, e.g. a personal one, one for your company, another for a colleague for specific control what to share. Make sure that you saved your newly created product using the ID you are able to share (e.g. your company's ID). You just need to exchange the alphanumeric ID (3 characters A-Z, 2 integers, 3 characters A-Z) I hope that helps and good luck with the sharing! Best regards, Frederik
  13. Hello Tim, I tested the setting with your project and it's working, the distance zone disappears. Unfortunately I cannot reproduce the bug on my machine. For further investigations: Which version of PV*SOL premium do you use? Best regards, Frederik
  14. Hallo Christian Dorst, zwar auf englisch, aber ein Lösungsansatz ist hier zu finden: Ich hoffe, das hilft weiter. Beste Grüße, Frederik
  15. Hallo Pascal, Grundsätzlich ja! Für diese Anwendungsfälle bietet PV*SOL viele Verschaltungsmöglichkeiten. Es lassen sich Modulflächen unterschiedlicher Gebäude gemeinsam an einem oder mehreren Wechselrichtern verschalten, beispielsweise ähnlich ausgerichtete oder ähnlich verschattete. Wermutstropfen: Die Batteriespeicher sind derzeit auf ein Projekt beschränkt, die einzelnen Systeme der Gebäude müssten also getrennt simuliert werden, falls sie mit unterschiedlichen Batteriespeichern betrieben werden sollen. (Z.B. zwei Gebäude an einem Batteriespeicher, drei weitere Gebäude a
×
×
  • Create New...