developer_mh

Hallo Kathi, eine aufs einzelne Modul heruntergebrochene Ertragsanalyse gibt es in PV*SOL nicht, nein. Vor allem deswegen, da ja die Module nicht einzeln/isoliert den Ertrag bringen, sondern als ganzes PV-System. Würde man ein Modul aus einem der Stränge heraus nehmen, würde sich auch die elektrische Verschaltung ändern und damit auch das Verhalten der ganzen Anlage, bzw. der Teilanlage. Insofern ist eigentlich das genauste Vorgehen, verschiedene Varianten der Anlage zu rechnen, dabei immer ein Modul wegzulassen und am Ende den Ertrag der Varianten im Projektvergleich zu vergleichen. Ist halt ein bisschen Aufwand. Die modulunabhängige Verschattung kann erklärt werden als der Anteil der Solarstrahlung, der für alle Module gleichermaßen durch Verschattung verloren geht. Dies kann zum Beispiel bei einer eingestellten Horizont-Verschattung der Fall sein oder bei identisch platzierten nahen Verschattungsobjekten. Im Gegensatz werden bei der modulspezifischen Teilabschattung alle Verluste zusammengefasst, die durch die individuelle Verschattung der PV-Module entstehen. Es werden die elektrischen Verluste betrachtet, die je nach Verschattungssituation und Modulaufbau teilweise erheblich höher ausfallen können als die reinen Verluste an Solarstrahlung. Die Schattenhäufigkeit in 3D dient eher als Planungshilfe. Man kann sie eher dazu nutzen, um zu sehen, welche Module man zusammenschalten sollte. Sie ergibt sich aus der Minderung der Clear-Sky-Direktstrahlung. Der tatsächliche Ertragsverlust wird also immer geringer sein als der in 3D angezeigte Wert. Anders formuliert nochmal hier: Ich hoffe, das hilft weiter. Viele Grüße, Martin

Hi Wouter, yes, if the obstruction objects are part of the 3D object, they must be re-traced manually (barred area polygon). Trace the object once, then copy it (multiple copy) and move it to the corresponding position. Should be reasonably fast. However, the shading caused by the objects is taken into account, so no worries there. Kind regards, Martin

Hallo DDF, hier verhält es sich nicht anders. Wenn bei den Wirtschaftlichkeitsparametern netto angegeben wurde, gibt man bei den Tarifen auch den Netto-Betrag ein, andernfalls beides Mal brutto. Wichtig ist nur, dass man es konsistent hält. In anderen Worten: PV*SOL ist Umsatzsteuer-ignorant, es kümmert sich an keiner Stelle um die Berechnung oder Ausweisung der USt bzw. MwSt. Viele Grüße, Martin

Hallo Philip, nein, das derzeit leider nicht möglich. Wir haben das als Feature-Wunsch aber bereits auf unserer Liste stehen, es ist derzeit aber nicht in Bearbeitung, tut mir leid. Viele Grüße, Martin

Hallo AMB, nein, eine Analyse der Blendeinwirkung ist mit PV*SOL leider nicht möglich. Ich würde aber gerne den Kontakt zur DGS Berlin-Brandenburg empfehlen, die haben sich viel mit Blendgutachten beschäftigt: https://www.dgs-berlin.de/solarservices-gutachten/angebote-solarservices Viele Grüße, Martin

Hallo Oakman, wäre es vielleicht möglich, mir die Projektdatei zukommen zu lassen? Dann lässt sich so eine Frage immer leichter beantworten, danke. Gerne hier im Forum per privater Nachricht. Viele Grüße, Martin

Hallo DDF, BYD und Fenecon haben tatsächlich ihre gesamte Batterie-Palette bei uns in der Datenbank auf nicht mehr lieferbar gesetzt. Wir haben uns auch etwas gewundert. Unsere Nachforschungen haben ergeben, dass sie scheinbar die Einträge komplett überarbeiten wollen. Das Fehlen dieser Batterien führt nun an ein, zwei Stellen im Programm zum Absturz. Diese Stellen haben wir bereits gefixt und werden sie mit dem nächsten Release (PV*SOL premium 2021 R7) veröffentlichen. Unser Datenbank-Team arbeitet parallel auch an einer Lösung und ist mit BYD bzw. Fenecon im Austausch. Beste Grüße, Martin

Hallo Ralf, man kann auch immer die alten Versionen eines Produktes aus der Datenbank verwenden. Einfach im Datenbank-Auswahl-Fenster den Haken bei "Alle Versionen" setzen. Um welches Fronius-Gerät handelt es sich denn? Viele Grüße, Martin

Hello Sunny, thank you for your questions and welcome to the forum! Let me try to answer: 1) If you want to change the installation type of a module array, just right click on it, select "Edit Array" and then change it to the desired value in this dialogue: 2) At the moment, we only support even surfaces in PV*SOL. They can have a slope, however. If you paint a polygon on the map import, and then select "Extrude 3D object", then select "Arbitray Open Surface" from the options list. For this type of object you can set a slope. One extreme example here: 3) The planning in the 3D environment is capable of handling up to 7,500 mounted modules or up to 10,000 roof-parallel modules on a modern computer. A 10 MW PV power plant would have around 33,000 modules when using 300Wp modules. This is far beyond the capabilities of the 3D environment. You can try this at your own risk if you change the limitation in the ini file here: C:\Users\YOUR_USERNAME\Documents\Valentin EnergieSoftware\PVSOL premium 2021\PVSOL.ini Close PV*SOL, locate the elements <MaxAnzModule>10000</MaxAnzModule> and <MaxAnzPvModuleAufReihen>7500</MaxAnzPvModuleAufReihen> and change the values to your liking. Then restart PV*SOL again. But don't be too enthusiastic, chances are that this will lead to regular crashes because of memory exceptions. You could also either plan a substructure of the power plant, like 1 MW, and then scale the results with a factor of 10 (this you would have to do manually). Or you can design the PV plant in 2D, where the module limits don't apply. Hope that helps, kind regards, Martin

Hallo Ralf, hallo Daimonion, ja, der Thread ist tatsächlich bei uns aus dem Fokus gerutscht, entschuldigt bitte. Nein, die Gebäude-Höhe wird nicht berücksichtigt. Die Einstrahlungswerte, die wir als Input für die Simulation verwenden, werden für alle Gebäude als identisch angenommen. Die Horizontlinie kann für Anlagen in der 3D-Umgebung auch nur einmal definiert werden und gilt dann für alle Modulflächen gleichermaßen. In der 2D-Planung kann für jede Modulfläche ein eigener Horizont angelegt werden, damit könnte man dann solche Grenzfälle mal untersuchen. Ich würde aber vermuten, dass man nicht sehr oft Projekte vorliegen hat, in denen dieser Effekt relevant wäre. Viele Grüße, Martin

ja, natürlich, mein Fehler, sorry. Könntest du deine Lösung mal genauer beschreiben? Ich könnte mir vorstellen, dass das viele Foren-Nutzer interessieren würde. Viele Grüße und danke für die tolle Mitarbeit hier im Forum, Martin

Hallo Ralf, entschuldige, da hatte ich wohl ungenau gelesen. Der Eigenverbrauchsanteil sinkt erwartungsgemäß bei steigender Energieerzeugung, der Autarkiegrad sollte steigen, sinkt aber leicht. Um die Frage im Detail zu beantworten, bräuchte ich dan wohl die Projektdatei. Vermutlich hat es etwas mit der Abregelung zu tun. Viele Grüße, Martin

Hallo Ralf, der Eigenverbrauchsanteil gibt an, welchen Anteil der erzeugten Energie man verbraucht. Wenn die erzeugte Energie steigt, sinkt bei gleich bleibendem Verbrauch der Eigenverbrauchsanteil. Die Autarkie bezieht sich auf den Verbrauch und gibt an, welchen Anteil des Verbrauchs man durch seine selbst erzeugte Energie decken kann. Wenn also hier die erzeugte Energie steigt, steigt auch der Autarkiegrad. Ganz anschaulich durchspielen kann man das mit dem Unabhängigkeitsrechner der HTW Berlin. Da kann man schön an den Schiebereglern spielen und sieht, wie sich Eigenverbrauch und Autarkie verhalten, wenn die PV-Anlagengröße verändert wird - oder der Verbrauch oder die Batteriekapazität: https://pvspeicher.htw-berlin.de/unabhaengigkeitsrechner/ Viele Grüße, Martin

Hallo Daniel, die neuen Modelle des Fronius Symo Gen24 kommen im nächsten Datenbank-Update, das demnächst veröffentlicht werden sollte. Wenn du schon vorher mit dem Gerät rechnen möchtest, wäre meine Empfehlung, einen bestehenden Symo Gen24 zu kopieren und die Werte dem Datenblatt entsprechend anzupassen. Viele Grüße, Martin

Hallo Finn_el, auch andere Kunden haben hin und wieder dieses Problem. Leider konnten wir es bisher nicht lösen. Hier in diesem Thread findest du vielleicht einen Work-Around: Viele Grüße, Martin

Hi Ralf, we don't have a release date for the new 3D environment yet, and we hope on your understanding that it'll take quite a bit more time until we are ready. The autosave feature is not overriding your existing file, you will have one separate autosave file for each autosave action. So you can really go back in time when opening the various autosave files of one project. As such, it helps at least a little to compensate the lack of the Undo function. Kind regards, Martin

Hi James, sorry for not replying to you earlier. Yes, we are already looking into this and hope to have it fixed for the upcoming release PV*SOL premium 2021 R7. If it is a server issue that we can fix right away, we will let you know. Kind regards, Martin

Hello Nik, I'm sorry, but the power price or the reduction of the power price due to the PV system is not currently part of the PV*SOL economy calculation. However, if it is a matter of saving the electricity quantities purchased from the grid, this should certainly be possible with the help of the tariffs in PV*SOL. The from-grid tariff would then be 0.09 €/kWh and the feed-in tariff (even if it is not a classic feed-in tariff) would be 0.04 €/kWh. Does that help? If not, I think I would need more information from which parties which cash flows are to be considered. Many greetings, Martin

Hallo Nik, der Leistungspreis, bzw. die Reduktion des Leistungspreises durch die PV-Anlage ist derzeit nicht Bestandteil der Wirtschaftlichkeitsberechnung von PV*SOL, tut mir leid. Wenn es aber um die Ersparnisse der aus dem Netz eingekauften Strommengen geht, so sollte das mit HIlfe der Tarife in PV*SOL durchaus gehen. Der Bezugstarif läge dann bei 0,09 €/kWh und der Einspeisetarif (auch wenn es kein klassischer Einspeisetarif ist) dann bei 0,04 €/kWh. Hilft das weiter? Wenn nein, bräuchte ich glaube ich mehr Informationen, von welchen Parteien welche Geldflüsse zu berücksichtigen sind. Viele Grüße, Martin

Hallo in die Runde, wir müssen leider bestätigen, dass ein Pultdach ohne jedweden Dachüberstand derzeit nicht möglich ist. Uns ist bewusst, dass das etwas unglücklich ist, aber so ist der Stand der Dinge. Viele Grüße, Martin

Guten Morgen Smart Solution, es gibt Situationen, in denen das möglich ist, und wieder andere, in denen es nicht geht. Am einfachsten wäre es, wenn du mir die Projektdatei hier im Forum mit einer privaten Nachricht zukommen lässt, dann kann ich mal schauen. Viele Grüße, Martin

Hallo Ivan, welche Version von PV*SOL benutzt du denn? In der aktuellen Version (premium 2021 R6), mit aktuellem Datenbank-Stand, gibt es unzählige neoom-Systeme, auch weit über 50kW. Beste Grüße, Martin

Hi Jordn, in PV*SOL we always simulate years without leap day. So if you import a leap year, the leap day is filtered out so that the year can be simulated. With half-hourly values, these are the 48 values that are missing. The total energy is thus reduced by the energy consumption of that one day. If you want to keep the original total annual energy amount, you could enter that value in the annual energy field after importing the profile. Kind regards, Martin

Hallo fedorov26, es scheint, als wäre die PhotoPlan-Planung nicht fertig. Lade doch mal das PhotoPlan-Beispielprojekt und schaue, ob es dann so aussieht bei dir: Beste Grüße, Martin

Hallo Fabian, das freut uns zu hören. Woran lag es denn? Vielleicht hilft deine Lösung auch anderen Usern weiter.. Dank und Gruß, Martin