developer_mh

Interesting! Thanks, Jimmy

Hi Carl, first you would have to enter a net metering tariff with two periods. You can set the numbers 1 and 2 in the table of the tariff period definition as you require. Then, if you choose " add consumption" on the consumption page, and you choose "Monthly / annual consumption for net metering", you'll get this dialog where you can enter the day and night time consumption values from your customers: Hope that helps, kind regards, Martin

Hallo Gerardo, Dachfenster sollten bei der Belegung auf jeden Fall ausgespart werden. Könntest du dich mit Projekt und Kundennummer an unsere Hotline wenden? Dann können die sich das mal anschauen. https://valentin-software.com/support/technischer-support/ Danke und viele Grüße, Martin

Super! Schön, dass es sich geklärt hat. Beste Grüße, Martin

Hi Sondre207, I am sorry, I don't really understand what you mean. Do you mean "green line" instead of "blue line"? If you need to place buildings precisely, you can use the position fields in the edit dialog: If the buildings are rotated, the math becomes a bit more complex. So I'd recommend to create a small wall with the desired distance from the edge, and then place the other house accordingly: Here, my wall segment is 3.5m wide, because my main building is 15m wide and the rotated building is 8m wide. Once you have placed the second building correctly, you can remove the wall segment. Kind regards, Martin

Hi Sondre207, no, this is not possible, at least from within PV*SOL. However, you can export the circuit diagram as SVG file, open it in inkscape (or any other vector editing software), and add the text yourself: Hope that helps, kind regards, Martin

Hi Jimmy, thanks for reporting this, and thanks for the coordinates as private message. We will be able to fix this in the new version PV*SOL premium 2022 R5. Kind regards, Martin

Hi Sondre207, you can achieve this with a second building, take a look here (it is in German, but from the screenshots you'll get the point): With just a dormer it is not possible to do it, I am afraid. Kind regards, Martin

Hallo Goofy, Ja, genau. Die 10 kWh Differenz kommen aus der Ladung der Batterie am Anfang. Sie kommt ja nicht leer ins System, sondern bringt schon Energie mit. In der Energieflussgrafik wird das auch nochmal verdeutlicht: Summe der Energien, die in die Batterie reingehen: 2224 + 10 = 2234 kWh Summe der Energien, die rausgehen: 2030 + 152 + 52 = 2234 kWh Hoffe, das hilft weiter. Beste Grüße, Martin

Hallo Christopher, vielen Dank für das Projekt. Der Batteriespeicher wird in dieser Anlage ordentlich gefordert, die Lade- und Entladeleistungen nutzen täglich fast den vollen Leistungsbereich aus - der Speicher ist also sehr gut dimensioniert und leistet seinen nicht unerheblichen Beitrag. Durch die intensive Nutzung des Speichers auch mit hohen Leistungen steigt dann auch der Verlust in den Batterien. Die hier verwendete Batterie hat einen Innenwiderstand von 65 mΩ. Nur mal eine überschlägige Rechnung: Wenn man mit 7kW lädt, beträgt der Ladestrom etwa 7000 W / 256 V = 27 A. Allein die ohmschen Verluste in der Batterie liegen dann bei um die 50 W. Natürlich wird nicht immer mit 7 kW geladen, aber man kann schon mit Verlustleistungen zwischen 10 und 50 W rechnen. Gegenrechnung: Wenn man die "Verluste in der Batterie" von 204 kWh im Jahr herunterrechnet auf die Stunde kommt man bei 23 W durchschnittlicher Verlustleistung raus, was ja sehr gut hinkommt. Als letzten Test kann man auch mal eine Kopie des Batteriesystems anlegen, die eine Kopie der aktuellen Batterie enthält, bei der man den Innenwiderstand auf z.B. 3 mΩ setzt. Und siehe da: Die Verluste in der Batterie nehmen deutlich ab: Hoffe, das hilft weiter. Viele Grüße, Martin

Hi Kim, please contact our sales team at sales@valentin-software.com, along with your customer number and serial number. They will be able to help you out. Kind regards, Martin

Hi James, no, the Jinko JKM410M-72H module is not in the update. I will forward your request to the database team. Kind regards, Martin

Hallo Hannes, in diesem Fall ist es wohl das einfachste, du machst es manuell mit der Polystring-Verschaltung. Die Polystring-Verschaltung, also die Verschaltung von Modulen aus mehreren Modulflächen mit unterschiedlicher Ausrichtung und Orientierung, geht leider noch nicht automatisch. Einen passenden Wechselrichter kannst du dir ja über die Modulleistung abschätzen. Wenn alle Module an einen Wechselrichter sollen, wären das also 8 (Garage) + 18 (Hauptdach) + 2x2 (Gaube) + 9 (Nebengebäude) = 39 Module. Das multipliziert mit der Nennleistung der Module, sagen wir 350 Wp, macht 13,65 kWp. Also sucht man sich einen Wechselrichter im Bereich von 10 bis 13 kW (AC) heraus. Für die Verschaltung markiert man dann alle Modulflächen und wählt "Gemeinsam verschalten". Dann wählt man den Wechselrichter im Auswahlmenü aus und aktiviert das Polystring-Häkchen. Jetzt kann man beliebige Verschaltungen realisieren. Hoffe, das hilft. Bei weiteren Fragen gerne fragen. Beste Grüße, Martin

Hallo Tom_ebr, danke für das Feedback, wir nehmen das in unsere Liste mit auf. Beste Grüße, Martin

Hallo Oster Design, hallo AWSb, Entschuldigung zunächst einmal, @AWSb, die Frage ist mir wohl letzten Monat durch die Lappen gegangen. Bei uns tragen die Hersteller die Produkte in die Datenbank ein und sind damit auch verantwortlich für die eingegebenen Daten. Wir werden an den Datensätzen prinzipiell nichts drehen. Aber natürlich stehen wir mit den Herstellern im Dialog, um solche Fragen klären zu können. Bei den Fronius Symo Geräten kam die Frage schon öfter, warum diese als AC gekoppelt in der Datenbank stehen. Der Symo Gen24 hat eindeutig einen DC-seitigen Batterie-Anschluss, wie auch hier in der Bedienungsanleitung zu sehen: Seite 160, https://www.fronius.com/~/downloads/Solar Energy/Operating Instructions/42,0426,0315,DE.pdf Fronius hat bei einigen Systemen jedoch entschieden, dass die Systeme als AC-gekoppelt gerechnet werden sollen. Hier mehr dazu: Und eine etwas längere Diskussion zu dem Thema: Hoffe, das hilft weiter. Beste Grüße, Martin

Hi Udo, This is best realized with a net metering tariff. You can create your own net meterin tariff in the database and then use it. You will have to set the economic model to net metering in order to be able to choose the net metering tariff: A meter turning backwards is the simplest form of a net metering tariff, so you just would have to adjust the values for your energy price (monthly fee and per-kWh price): The costs for your PV system can be entered in the "Financial Analysis Parameters" on top of the "Financial Analysis" page. Hope that helps, kind regards, Martin

Hi Bleau, as already mentioned by Tom_ebr in the other (German) thread, the minimum sizing factor of 90% is a setting in PV*SOL, that can be modified by the user. There are no technical reasons for this lower limit, but more economical considerations. Kind regards, Martin

Hi TurtlesOG, the shading (diffuse and direct) is calculated on module level, or more precisely on module substring level. The direct and diffuse shading affects the module IV characteristics, more on that here: https://help.valentin-software.com/pvsol/en/calculation/pv-modules/shading-due-to-nearby-objects/ Then, all modules in a string are combining their IC characteristics to a string IV curve, and all strings are superposing them into a PV field IV characteristic. More on that here: https://help.valentin-software.com/pvsol/en/calculation/pv-field/ So, in the end, for each substring of a module, each module, each string and each field (module area or combination of module areas), the IV characteristics are calculated for every time step. The MPP tracker of the PV inverter then sees the superposed IV characteristic and chooses the best working point on it, limited by its voltage, current and power limitations. So, yes, of course, the electrical losses on the strings are taken into account, not only the individual losses the modules. The overall losses per year due to shading are calculated by simulating the whole PV plant once completely without shadows, and then once again with the real shadow values. The difference of these two simulations is the "Yield reduction due to shading" that you can find in the simulation results: Hope that helps, kind regards, Martin

Hi Janne, for mounting systems you can enter the orientation of the modules with respect to a reference edge of your choice: While this is the method I would recommend, there is also an option to set the reference edge for the module coverage (i.e. without mounting system). In order to choose the reference edge you want, right click on the extruded building, select edit, and then set the reference edge: Then, when you cover the roof with modules, they will be aligned to the edge you chose as reference. Hope that helps, kind regards, Martin

Hallo Bleau, wenn man unterdimensioniert, wie in deinem Fall, geht auf jeden Fall nichts kaputt. Das Schlimmste, was bei einer leistungsmäßigen Unterdimensionierung passieren kann, ist, dass man überdurchschnittlich hohe Verluste bekommt, weil der Wechselrichter selten im Nennleistungsbereich arbeitet. Bei der Dimensionierung der Spannungen würde ich noch eher genauer hinschauen, da man hier nicht unter die minimale MPP-Spannung des Wechselrichters rutschen sollte, da auch hier die Verluste dann sehr groß werden können. Wie gesagt, das ist alles nichts Schlimmes, aber es wäre ja schade um die ganze PV-Energie. Und, wie Tom_ebr sagt, bei Überdimensionierung ist es auch immer eine gute Idee, die Auslegung nochmal mit einem Hersteller-Tool zu überprüfen, wenn man sich unsicher ist. Beste Grüße, Martin

Hi James, yes, the mentioned module has been submitted in our database. It will be published with the next database update. The last update was on Friday, so I guess the next update will be Friday, February 25, although we do not follow a very strict rhythm there. But usually the interval between updates is not longer than two weeks. Kind regards, Martin

Hallo stevemaster, da die Gaube unterbaut ist, kommt man in PV*SOL mit einer einfach Giebelgaube nicht weiter. Man kann die Gauben nicht größer bzw tiefer machen als das Dach. Was aber geht, ist einfach ein zweites Haus zu nehmen, zu drehen, Kollision auszustellen und dann ins erste Haus hineinzuschieben: Beste Grüße, Martin

Hallo Goofy, danke für die Projektdatei. Bei den unterschiedlichen Zahlen handelt es sich um den spezifischen Jahresertrag der PV-Anlage mit und ohne Verluste im DC-Batteriespeicher. Die Darstellung ist zugegebenermaßen etwas verbesserungswürdig. Bei DC-Speichern wirken sich die Speicherverluste ja direkt auf den AC-Jahresertrag der PV-Anlage aus. Der spezifische Jahresertrag wird normalerweise ja aus dem AC-seitigen Jahresertrag der Anlage geteilt durch die installierte DC-Nennleistung der PV-Module berechnet. Damit PV-Anlagen mit DC-gekoppeltem Speicher in dieser Vergleichzahl nicht schlechter dastehen als Anlagen ohne DC-Speicher, rechnen wir die Speicherverluste am Ende wieder auf den Jahresertrag drauf und berechnen dann den spez. Jahresertrag: AC-Jahresertrag der PV-Anlage laut Simulationsergebnis: 7324,82 kWh/Jahr Speicherverluste:-193,85 kWh/Jahr AC-Jahresertrag der PV-Anlage ohne Speicher: 7518,67 kWh/Jahr Spez. Jahresertrag ohne Speicher: 7518,67 kWh/Jahr / 7,79 kWp = 965 kWh/kWp Spez. Jahresertrag mit Speicher (nicht vergleichbar mit anderen PV-Anlagen): 7324,82 kWh/Jahr / 7,79 kWp = 940 kWh/kWp. Konsequenterweise müssten wir die DC-Speicherverluste dann auch bei den Modulflächenergebnissen berücksichtigen, bzw wieder draufrechnen. Bei nur einer Modulfläche ist das auch leicht bzw. eindeutig lösbar. Bei mehreren müssten wir uns Gedanken machen, wie man das dann am besten aufteilt. Danke jedenfalls für das Feedback. Beste Grüße, Martin

Hallo Johndoedd9, danke für den Hinweis, ich werde das an unser Datenbank-Team weiterleiten. Beste Grüße, Martin

Hi Venco, there are still some unconfigured modules from module area "Production 02-Roof Area East" and "Production 03-Roof Area East". You will need to configure all modules in order to be able to proceed. Kind regards, Martin