developer_mh

Hi Nils, no, the installation type "flush mount - good rear ventilation" / "roof parallel" always uses the 29 K as temperature difference at 1000 W/m². Kind regards, Martin

Hi Farzad, you are right, the option to calculate the optimum tilt angle is missing in 3D. We have it on our list, but in the mean while you would have to start a new 2D project, select the location you want to use later in 3D and calculate your optimum tilt angle and write it down somewhere. Then you know it for your 3D planning later. Sorry for the inconvenience, kind regards, Martin

Hi Yvar, if you zoom out far enough, the module labels will disappear at some point. But there is no option to disable them completely in the module configuration section. You can, however, disable the display of the module numer (the last digit), perhaps this decreases the complexity enough? Kind regards, Martin

Hi Tim, see this post here for reference: https://forum.valentin-software.com/topic/468-curved-building-in-pvsol You could also import your own 3D model that you have created with another 3D software like Sketchup or similar, but you should be aware of the fact that you can only place PV modules on flat surfaces. This is why you will have to approximate your round roof with several sections of plane surfaces. Hope that helps, Martin

Hello Muhammad, Meteonorm 7.2 is integrated in PV*SOL premium 2018 R5, so you don't have to buy it separately. You can buy it as a stand-alone version though, if you don't need PV*SOL. But if you want to use Meteonorm 7.2 with PV*SOL, then you need to have PV*SOL premium 2018 R5. In that case you don't need Meteonorm 7.2 as stand-alone version. You can see what data is included in Meteonorm 7.2 (and in PV*SOL as well) here: http://www.meteonorm.com/ Kind regards, Martin

the backtracking function ensures that there is no shadow from adjacent trackers on the module. To accomplish that, the trackers must stop following the sun at some point, so that the modules don't have the optimal angle towards the sun anymore. So the solar irradiation on the modules will always be a bit smaller with backtracking enabled compared to shading-free tracker rows with larger distance. If the row distance increases, the backtracking can start later and the losses due to suboptimally oriented modules decrease. Kind regards, Martin

Hi Ahmad, see this diagram here: Your surface usage factor is (width or height of PV) / (distance of trackers). If row distance is 4 meters and your trackers are 2 meters high, the surfacce usage factor is 0.5. It is important that the dimension or axis in which you measure your module (width or height) is the same as the distance of your trackers. Kind regards, Martin

ah, yes, of course, sorry. I will correct it my post above..

yes, you are right about the surface usage factor, given that your land is levelled. The rotation axis incline is the angle around which your rotation axis is rotated It is hard to explain in words I guess... If you set this value to 90°, the rotation axis is vertical, so your modules will rotate like a revolving door, around a vertical axis. If you set this value to 0°, then the rotation axis is horizontal, from South to North, and the modules will rotate like a lid from trash can perhaps. Or like a seesaw, where one kid is sitting in the West and the other in the East. Any value in between would be comparable to the rotation of a revolving door when the whole floor is tilted. Does that help? Kind regards, Martin

ok, so are your modules mounted vertically on the tracking system? If not, you would have to enter the tilt angle at "Rotation Axis Incline". Your Rotational Angle of Opening would be 104° (2 x 52°). The surface usage factor really depends on how close you want to install the trackers, how high they are, the tilt angle of your land and so on. If you just want to simulate one tracking system, set it 0. Kind regards, Martin

Hi Ahmad, there are three different kinds of single axis tracking: Rotation around one axis in the North-South plane (Single North-South Axis in PV*SOL) Rotation around the East-West axis (Single East-West Axis in PV*SOL) Rotation around the vertical axis (Single Vertical Rotation Axis in PV*SOL) First you will have to decide what kind of tracking system you want to simulate. There are small images in PV*SOL that will help you to understand the differences. And here are some more explanations: https://help.valentin-software.com/pvsol/2018/pages/pv-modules/#tracking The Surface Usage Factor (space utilization factor) is explained as follows: If the land itself is inclined, you will have to adapt the surface usage factor according to the trigonometry. If you need help with that, let us know. Kind regards, Martin

Hi Victor, thanks for the hint. I will forward it to my colleague who takes care of the database. But usually we do not update the data ourselves, it is the manufacturer who is responsible for the data. So we will inform Trina that there are some modules to be updated. Thanks and kind regards, Martin

Hallo Jarn, wir sind ja alle selbst keine Installateure, insofern können wir nicht wirklich beurteilen, wer heute noch alles Blockdioden einbaut. Allerdings verfolgen wir die Branche schon sehr lange (30 Jahre jetzt) und haben schon lange nichts mehr von Blockdioden gehört. Elektrisch wird es ja auch erst dann kritisch, wenn zwei Strings mit unterschiedlicher Modulanzahl parallel geschaltet werden, weil sich erst dann die Strangspannungen wesentlich unterscheiden. Bei dem von dir angesprochenen Ost-West-Dach - gleiche Modulanzahl vorausgesetzt - unterscheiden sich eher die Ströme. Heutige Module sind in ihrem Spannungsverhalten auch wesentlich konstanter als sie das früher waren, also in Abhängigkeit der Einstrahlung. Damit ist die Gefahr, dass ein String Leistung in den anderen drückt, eher von theoretischer Natur. Aber vielleicht können ein paar Leute aus der Praxis hier noch ihre Meinung ergänzen? Beste Grüße, Martin

Hi Victor, thanks for the input and also the mail. My colleague who is handling the database requests is in holiday right now, so he will take care of it when he returns next week. Kind regards, Martin

Hi Tobias, try deleting the tab space before DEU, then it should work. Kind regards, Martin

Hi Esteban, yes, when you use your own climate data, the ambient temperature (or environment temperature) must be included. In the simulation we then model the cell temperature based on the irradiance values and the environment temperature, depending on the installation type. The module temperature is then used as input for the electrical modelling of the PV devices which is of course also calculating the open circuit and MPP voltages. Actually, we are calculating the complete IV curve for every time step of the simulation, and that is always dependet on the actual irradiance that is incident on the module's surface and the module temperature. If you want to know about the IV modelling, our help document would be a further source of information. Kind regards, Martin

Hallo dag, ja, das geht auch in PV*SOL, also ohne 3D. Einfach zwei Modulflächen definieren, von denen die eine nach Westen und die andere nach Osten orientiert ist: Dann auf der Seite Wechselrichter beide Modulflächen selektieren und auf "Modulflächen gemeinsam verschalten" klicken: Dann kann manuell oder mit "Verschaltung vorschlagen" eine gültige Verschaltung erstellt werden: Hoffe, dass das weiterhilft! Beste Grüße, Martin

Hi Stuart, you will have to draw outline of the building yourself and then you can extrude it. There is also a small youtube tutorial: Kind regards, Martin

Hi Stuart, yes, it is possible, but you would have to convert the pdf to an image before that. Jpg, bmp and png are accepted in the map section in 3D, use the option "Load from Hard Drive": Kind regards, Martin

Hi Josephine, you should be able to find it in the list of climate data locations on the page "System type, climate and grid": But I think you have already looked for it there. Sometimes it can happen that a custom climate data set is assigned to the wrong country, since we use the location coordinates (latitude and longitude) for that. So first you'll have to check that your coordinates are right, i.e. corresponding to this post - and mind the negative longitude: Then, if you are sure that the coordinates are correct, and the software is still not assigning the country correctly, you can add the three-letter country code with a semicolon after the location name: Skjetlein; SWE 63.2027,-10.1802,512,-1,-30 Ta Gh FF RH 4.2 0.0 2.0 69.0 2.9 0.0 1.7 77.4 1.7 0.0 0.2 84.4 1.4 0.0 0.0 87.8 1.3 0.0 0.2 91.0 1.0 0.0 1.4 92.7 ... Hope that helps, kind regards, Martin

Hi Dajana, I am not sure if I understand your question correctly, but yes, when you have east-west systems, you can choose to (and you should) have all your modules facing east in one string and all modules facing west in the other. See this example: Here, I just connected all modules facing east to one inverter with 2 MPPT, and all modules facing west to another. Does that answer your question? If not, please don't hesitate to ask again. Kind regards, Martin

Hi linqyueqing, I think you should ask your question to experts from Cypress directly, we are no experts in powerline communication devices. For the noise of battery banks in the 100kHz range you should contact the manufacturer of the battery inverter, I guess. Good luck with your project, Martin

Ja, das ist wirklich eine spannende Frage. Die Kosten für die Leistungsoptimierer lägen bei 800 € (16 St. * 50 €), während die höhere Vergütung über 20 Jahre etwa 937 € ausmachen würde (mit einer Vergütung von 0,122 €/kWh gerechnet). denke ich auch. Was noch für Leistungsoptimierer sprechen könnte, wäre, dass wenn die Module mit der Zeit unterschiedlich stark degradieren, sie dann diese eventuellen späteren Mismatch-Verluste auffangen könnten. Was wiederum gegen die Leistungsoptimierer spricht, ist, dass ja auch sie ein Ausfallrisiko haben und evtl im Lauf der Zeit ersetzt werden müssen. Ich fürchte, es sind noch keine Anlagen mit modernen Leistungsoptimierern 20 Jahre am Netz, so dass man belastbare Aussagen machen könnte. Immerhin sind wir jetzt schon mal soweit, dass wir die Effekte der Leistungsoptimierer mit ihren Potenzialen und ihren Nachteilen darstellen können. Viele Grüße, Martin

Hallo JLA, interessante Frage, die leider nicht so pauschal zu beantworten ist. Es gibt prinzipiell erstmal zwei Dinge zu beachten: Die Darstellung der Schattenhäufigkeit in 3D ist keine Angabe über den Ertragsverlust am Ende des Jahres. Natürlich gibt es einen Zusammenhang zwischen beiden Größen, aber für den Ertragsverlust ist eben auch wichtig, wo hoch zum Zeitpunkt der Verschattung die gesamte Einstrahlung (Globalstrahlung) und der diffuse Anteil ist. Ist zum Beispiel ein Modul morgens voll verschattet, aber zu diesem Zeitpunkt die Globalstrahlung nur gering, wird das für den Ertrag übers Jahr nicht viel ausmachen. In diesem Fall würde sich auch ein Leistungsoptimierer nicht lohnen. Um das herauszufinden, ist es hilfreich, sich in der 3D Umgebung mit Hilfe des Sonnentools die Schatten zur Mittagszeit zwischen Frühjahr und Herbst anzuschauen. Die Module, die in diesen Zeiten von Schatten betroffen sind, können in der Regel von Leistungsoptimierern profitieren. Dabei profitieren teilverschattete Module natürlich mehr als vollverschattete, aus denen auch Leistungsoptimierer nichts mehr rausholen können. Auch Leistungsoptimierer haben Verluste Ist banal, wird aber trotzdem oft vergessen. Leistungsoptimierer sind wie MPP-Tracker und DC/DC-Wandler und haben ihrerseits Wandlerverluste. Wenn also eine unverschattete Anlage mit Leistungsoptimierern ausgestattet wird, bringt sie weniger Ertrag übers Jahr als eine Anlage ohne. Wann sich jetzt ein Leistungsoptimierer energetisch rechnet, das heißt, ab wann er mehr Energie aus den Modulen holt als er selbst verbraucht, kann man leider so pauschal nicht sagen. Deswegen muss ja simuliert werden Aber man muss eben in der Jahresbilanz vor Augen haben, dass Leistungsoptimierer den Ertrag auch nach unten schrauben können. Das heißt, das Vorgehen, das du scheinbar bei deinem Projekt angewendet hast, ist sehr sinnvoll. Einmal die Anlage ohne Leistungsoptimierer rechnen, dann die eindeutigen Module mit Leistungsoptimierern versehen, und dann nach und nach probieren, wo weitere Leistungsoptimierer etwas bringen. Viele Grüße, Martin

Ok. We could try the following. Clean your temporary project folder again C:\Users\USERNAME\AppData\Local\Temp\Valentin EnergieSoftware\PVSOL premium 2018\ Then save the project under a different name. Then please go to the most recent folder in the folder indicated above, and zip it. But not the folder with an "T" in the end. Then send both the freshly saved project file and the zip file to me (private message). There must be something corrupt somewhere. Kind regards, Martin