developer_mh

Hi glekaj, I was referring to the PV modules, which company and model are they? I need to know so that I can reproduce your situation. Thanks and kind regards, Martin

Hi anees, there is no simple answer to this question. Based on our studies we recommend the usage of the "Hofmann" model for diffuse irradiance*, especially when simulating in one-minute resolution. As model for the inclined plane we recommend the "Hay & Davies" model. You can find out more here: https://help.valentin-software.com/pvsol/en/calculation/irradiation/diffuse-irradiation/ https://help.valentin-software.com/pvsol/en/calculation/irradiation/irradiation-onto-inclined-plane/ If you really want to dive deep into the models, I'd recommend our paper on the influence of the various models on the energy yield: https://www.mdpi.com/1996-1073/10/10/1495 * disclaimer: This model was developed by us as part of my PhD thesis, so our opinion might be biased But we tested and validated it a lot, see the paper here: https://www.mdpi.com/1996-1073/10/2/248 Hope that helps, kind regards, Martin

Hi Norwegian solar, what kind of error message do you get? Could you provide a screenshot, please? Or even better, you can send your project as a private message here in the forum so that we can have a look. Kind regards, Martin

Hi glekaj, could you tell me which modules you are using? I could then try to reproduce the issue, thank you. Kind regards, Martin

Hi morteza khaledabadi, could you provide the project file, please? You can send it to me as a private message here in the forum. As the consumption values are very small, it might be that the inverter is not able to deliver the energy from the batteries to the consumers due to the starting voltages or power values. Kind regards, Martin

Hi Rakeshevergen, if the picture that is automatically taken doesn't suit you, you can make your own using the screenshot manager and then select the picture as "overview picture": Kind regards, Martin

Hallo Martin, vielen Dank für die Projekte. Die Anlagen sind nur scheinbar identisch, es gibt bei der hinteren Anlage wohl Schatten. Das lässt sich überprüfen, in dem man die Module der hinteren Anlage so verschaltetet wie z.B. die mittlere, und umgekehrt. Woher diese (sehr selten auftretenden) Schatten genau kommen, kann ich ohne tiefer in die Simulation zu schauen nur mutmaßen, aber wahrscheinlich liegt es an der Geometrie des Hauses und dem Zeitpunkt der Schatten von der vorderen Gebäudekante. Die Schatten auf den Modulen werden in einer Auflösung von 10min ermittelt und dann zur Übergabe an das Hauptprogramm in 1h-Werte gemittelt. Dabei kann es je nach den genauen geometrischen Begebenheiten vorkommen, dass die Module einen Schattenwert zwischen 0 und 100% aufweisen. Wenn das der Fall ist, wird das als modulspezifische Teilabschattung gewertet. Ist aber energetisch kein wirklicher Unterschied zu dem Fall, in dem das nicht auftritt. Hier, im Diagramm-Editor, Modus Kennlinien, kann man diese Werte sehen: Also kein Grund zur Sorge, es liegt gewissermaßen nur an der Art der Berechnung und der Mittelung der Ergebnisse. Viele Grüße, Martin

Hallo Ca19991, die Meldung "Der Wechselrichter hat keinen passenden Auslegungsbereich" kommt immer dann, wenn der Strom eines einzelnen Moduls schon den maximalen Eingangsstrom des Wechselrichters überschreitet. Die Überschreitung erscheint aber nur als Warnung (orangenes Dreieck), nicht als rotes X in der Verbotszone. Das heißt, man kann simulieren, muss aber evtl mit Ertragseinbußen rechnen. Genau wie bei SMA beschrieben. Die Meldung "Der Wechselrichter hat keinen passenden Auslegungsbereich" soll verdeutlichen, dass der Wechselrichter unter STC-Bedingungen nicht optimal zum Modul passt, da der hohe Strom des Moduls durch den Wechselrichter nicht verarbeitet werden kann. Viele Grüße, Martin

Hallo MartinS, die modulspezifische Teilabschattung ist der Teil der Abschattungsverluste, der nicht für alle Module der gleiche ist. Ein Zitat aus diesem Thread hier: Warum das nur bei einer Anlage und nicht bei den anderen auftritt, kann ich nur anhand des Projekts beurteilen. Gerne kannst du es mir als private Nachricht zukommen lassen, hier im Forum. Danke und beste Grüße, Martin

Hallo Max, die Spannung nimmt im Gegensatz zum Strom nicht (nahezu) linear mit der Einstrahlung ab. Sie bewegt sich vielmehr in einem relativ konstanten Bereich, bis runter zu etwa 50W/m². Erst dann nimmt die Spannung rapide ab. Bei 1000 W/m² liegt die MPP-Spannung sogar in der Regel etwas unter der Spannung im Schwachlichtbereich von um die 200 W/m². Ich habe mal eben eines unserer Beispielprojekte simuliert und die Datenreihen "Einstrahlung auf die geneigte Fläche in W/m²" und "MPP-Spannung in V" extrahiert, um daraus in Excel einen Scatter-Plot zu machen: Beste Grüße, Martin

Hallo Dennis, das Problem haben in der Tat viele Nutzer, und auch viele Anbieter von Photogrammetrie-Software sind dabei, die Modelle besser zu machen. Es ist leider nach meinem Kenntnisstand momentan nicht trivial, gute Modelle aus Drohnen-Aufnahmen zu machen. Mit "gut" meine ich: Möglichst wenige Punkte und möglichst plane Dachflächen mit geraden Kanten. Es gibt aber durchaus Leute, die das heutzutage produktiv einsetzen und auch einen Weg gefunden haben, der gut funktionert. Damit können wir leider nicht dienen. Aber mit pix4d sollte das schon einigermaßen gehen. Der Schlüssel zum Erfolg ist wirklich, vor dem Export als obj die Anzahl der Punkte zu reduzieren. Wie genau das in pix4d geht, weiß ich nicht, ich weiß nur, dass es geht Kleiner Hinweis: Einer unserer Schulungspartner bietet auch Kurse an, in denen man wohl genau das lernt: https://solarklima.de/solar-schulungen/veranstaltungen/pvsol-premium-aufbauschulung-3d-praesenz-3/ Und vielleicht ergibt ja die Suche hier im Forum noch den ein oder anderen Tipp. Viele Grüße, Martin

Hi Rakeshevergen, the own consumption is the result of the interaction between the energy production of the PV system and the energy consumption of the consumers. It cannot therefore be adjusted, so that it is 25%, for example. If the PV system produces 10000 kWh per year, for example, and you have a consumption of 2500 kWh, this would represent 25% of consumption over the year. But it is not said that the PV system can cover the load at all times. The simultaneity and the performance profiles of PV and load are decisive factors here. The time step of the simulation also has a considerable influence on the own consumption. It is best to select a few load profiles, and vary the annual energy consumption and then simulate this. You will see how your own consumption changes in the results. If you PV energy generation is 589 342 kWh, it won't be possible to achieve an own consumption of 480 000 kWh. This would mean a own consumption ratio of over 80%. Even with battery storage it is unlikely to get such a high ratio. But it really all depends on the load profile that you have. If all the energy is consumed during day time it might be possible. If you need more support, let me know. Kind regards, Martin

Hi Rekeshevergen, you deselect the option "Coordinate Grid (Terrain)" in the 3D environment: Kind regards, Martin

Hi Graniti, do you want to configure the modules manually? Or do you want to get automatic configurations with only one inverter? In your example, the inverter is too small to take all the modules, so you will have to use two. Could you explain what you want to achieve exactly? Thanks and kind regards, Martin

Hi Michal, you are right, the cable lengths from 3D are not adopted into the cabling section of the main software. Mostly, this is due to the higher degree of flexibility that you have on the 3D side. If you need the cable lengths for planning and simulation, I would recommend to input them in the cable page of the main software directly. Sure, thanks for the feedback. There have already been other customers who have requested this. But as we are redesigning the whole 3D environment from scratch right now, we probably won't update as much in the old version anymore. Kind regards, Martin

Hallo GF-RB, das sollte so nicht sein, zumindest sollte einer unserer Work-Arounds wenigstens in Teilen Linderung verschaffen, so dass man arbeiten kann. Habt ihr euch schon bei der Hotline gemeldet? Wenn nein, würde ich das mal empfehlen, die können das mit euch nochmal durchgehen. Gerade bei Full-HD (1920 x 1080) und 100% Scaling sollte es zu keinerlei Beeinträchtigung kommen. https://valentin-software.com/en/support/technical-support/ Beste Grüße, Martin

Hi Alison Pereira While we do have this request (API) on our list, I am not sure when we can provide it. However, there is a way of getting to the simulation results of a project after you simulated and saved it. It involves some manual labour and you'll have to do it without our official support. But it is possible, no question. If you are interested, you can write a mail to our technical support team along with your customer number and the use case. https://valentin-software.com/en/support/technical-support/ Thanks and kind regards, Martin

Hi Peter, the grid usage can't be limited right now, I am afraid. But if you export the grid usage data as hourly or one-minute values, you can check wether the maximum power of your mains connection is exceeded. Do you refer to stand-alone systems? Could you explain your question perhaps with some examples? I am not sure if you refer to grid connected or stand-alone. If it is grid-connected, there is no error or "no calculation", even if the battery system is too small. If it is stand-alone, you really have to design the system carefully, so that PV and battery system together can cover the loads. But in this case there is no grid. Kind regards, Martin

Hi anees, thanks for the project file. Please send it as a private message in the future so that personal data is not made available to the public. The numbers in the project file differ a bit from the numbers of your screenshot. But from going through your project file I can suggest the following in order to make the numbers reproducible by hand: Set the start date of operation to the first day of a month, eg. June 01, 2023 This is because the years of the economic calculation start in the month of the date that you enter as start of operation. Module degradation to 0% (already done in your project) Set the inflation rate for the energy price to 0% Set the Interest on Capital to 0% Then you can calculate the resulting first year saving by hand: (direct own use - standby consumption of inverters) * 0.4 €/kWh You have to subtract the standby consumption of the inverters because this is energy you have to pay for after you operate the PV system Hope that helps, kind regards, Martin

Hallo Alex, vielen Dank für die Schilderung des Problems und die Lösung mit der atioglxx.dll. Darf ich fragen, von wo du die Dll heruntergeladen hast und in welcher Version? Das könnte für andere Kunden hilfreich sein. Beste Grüße, Martin

Hallo Projektierung_steidle, wenn man ein 3D-Objekt importieren möchte, empfehlen wir das obj-Format. Darüber hinaus findet sich eine Liste aller Formate in diesem pdf hier: https://www.valentin-software.com/wp-content/uploads/legacy-downloads/sonstiges/de/3d-recherche-rev-01.pdf Beste Grüße, Martin

Hi Manuel Klimek, I will forward this request to our database team, thanks for reporting. Kind regards, Martin

Hi Solarific, this feature is already on our list, and together with other storage releated features it is planned for one of the upcoming major releases. Kind regards, Martin

Hi Graniti, this kind of information can't be provided by us, I am afraid. It depends on the local requirements (i.e. what do national and local standards say). Usually you will have at least an over voltage protection device and a circuit breaker on the DC side between PV modules and inverter, as well as a circuit breaker on the AC side between inverter and counter. For larger systems you will also have a fuse for each string on the DC side. But it really depends on the system you plan and local requirements. Try to find an electrical engineering technician with experience of your local market and the common rules of PV system security. Kind regards, Martin

Hi anees, most probably the difference comes from the module degradation that is already accounted for in the first year. Might also be due to some economic parameters such as interest rates, but this I would have to check. If you can provide a project file that would be helpful. Kind regards, Martin