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Dear Energy1, for these kinds of problems, please contact our sales team. Kindly send a message with your details (serial number, customer number, name of company etc and perhaps a link to your post here) to our sales team, sales@valentin-software.com. Kind regards, Martin

Dear Willy, I am afraid that the PAN format is a proprietary (and binary) format from PVsyst which you cannot open in PV*SOL. You could import your PAN file in PVsyst and then export it to clipboard. Then you can paste the module data to an Excel sheet (separating the entries on semicolon). Using PVsyst 6.4.1, I prepared an Excel sheet where you can paste your data and you'll already have the correct column description for to know which value must be entered in PVSOL: You can download the Excel file here: PAN files for PVSOL.xlsx You would then open the PV module database of PV*SOL, then choose "New module" and enter the data accordingly. For this example I entered the data and saved a project for you (just to see where to enter which data): Project with module from PAN file.pvprj Hope that helps! I'd be glad if you could give me a short feedback if you succeded. Kind regards, Martin Project with module from PAN file.pvprj

Hallo Thomas, an sich hätte ich ja gesagt: Einfach die Wärmepumpe in GeoT*SOL simulieren und das elektrische Profil exportieren. Aber WP zur Kühlung werden leider nicht unterstützt. Ansonsten ist es leider relativ schwierig, an hochaufgelöste Lastprofile von modernen Klimaanlagen/Wärmepumpen heranzukommen. Nach ein wenig Recherche bin ich auf dieses Paper gestoßen, in dem auf Seite 745 (Fig 6) ein Lastprofil einer Klimaanlage gezeigt wird. Allerdings handelt es sich hier um eine Split-AC, also ist dieses elektrische Verhalten nicht wirklich übertragbar auf WP-Kühlungen (ganz abgesehen natürlich von den Raumtemperaturen, die das Lastprofil ja wesentlich beeinflussen): http://www.saifurrahman.org/wp-content/uploads/2014/12/Load-Profiles-of-Selected-Household-Appliances-2.pdf Weiter hätte ich hier eine Studie aus der Schweiz: http://www.hetag.ch/download/SB_HuKeWP.pdf Zwar ohne Verweis auf die Daten, aber wenn man die höflich anschreibt, erreicht man vielleicht was. Und zum dritten eine Studie unserer Freunde der HTW Berlin: https://pvspeicher.htw-berlin.de/wp-content/uploads/2015/04/TJADEN-2015-Einsatz-von-PV-Systemen-mit-Wärmepumpen-und-Batteriespeichern-zur-Erhöhung-des-Autarkiegrades-in-Einfamilienhaushalten.pdf Die haben bestimmt auch Daten zu Wärmepumpen, einfach mal anschreiben mit Gruß von uns Und zu guter Letzt der Lastprofil-Generator der TU Chemnitz: http://www.loadprofilegenerator.de/download/ Damit kann man einiges machen, es gibt auch Klimaanlagen in der Auswahl. Ein wenig Einarbeitung ist aber nötig. Beste Grüße, Martin

Hallo, danke auch hier für die Rückmeldung! Dass die automatisch erzeugte 3D-Abbildung bei komplexen Gebäuden nicht das ganze Gebäude zeigt, tut uns leid. Ich werde das testen und dann als Fehler eintragen. Ja. Im Screenshot-Manager einfach einen Rechtsklick auf den gewünschten Screenshot machen, und "Als Übersichtsbild verwenden" wählen. Beste Grüße, Martin

Hallo M.Zander, da hast du leider keine Möglichkeit übersehen - derzeit ist es nicht möglich, mehrere E-Fahrzeuge in einem Fuhrpark zu definieren. Aber auch das steht auf unserer Liste für die neue Version (2018 R1, die im Herbst erscheinen wird). Momentan arbeiten wir mit Hochdruck an den neuen Features - hoffentlich schaffen wir das mit den Autos auch noch. Danke für die Rückmeldung! Beste Grüße, Martin

Hallo M. Zander, vielen, vielen Dank für die konstruktiven Anregungen, die wir sehr gerne annehmen werden. Der Feature-Wunsch ist durchaus nachvollziehbar (und, um ehrlich zu sein, auch schon länger auf unserer Todo-Liste). Ob es für die nächste große Version noch was wird, können wir zwar nicht versprechen, aber hoffen wir mal das beste Vielleicht hat unser 3D-Entwicklungsteam ja noch Zeit vor der Veröffentlichung. Danke in jedem Fall für die Rückmeldung! Das geht jetzt schon, ja. Beim Karten-Import gibt es die Möglichkeit, einen Drehwinkel anzugeben: Grüße, Martin

Hi Florencia, if the automatic configuration does not find a suitable combination of your PV modules and the selected inverters, the reason is most likely because the inverters you selected do not have the features that would permit a proper configuration. For example, if you have 10 kWp of PV modules but you only selected inverters with a rated power of 20 kW and above, the automatic configuration is not able to find a good solution for you. Also, if you have more than one module area and you want to connect them to one inverter, but you have only inverters with one MPP tracker in your selection, there will be no configuration possible. Just try to add other inverters to your selection, perhaps choose models with different AC power ratings, voltage ranges and MPP trackers and the like, and try again. If you need further assistance, please let me know, kind regards, Martin

Hi Ibrahim, yes, that should be no problem if you take care that the buildings at the left and right are having their roofs just a little above the roof of the center building. Here is a little screenshot to illustrate what I mean: You have to make sure that all the roof areas you want to place modules on are not intersected by other roof areas. Let me know if you have any further questions, Martin

Hi Ibrahim, in this case I would recommend to change the setup of your building: Instead of having both sides of the U going through to the bottom part, I would build the bottom part first, but so that it includes the two side parts to the right and left. If you look from above, it should look like this: Hope that helps, kind regards, Martin

Hallo Gerald, den cos phi kann man derzeit in PV*SOL nicht nach Q=f(U) oder f(P) regeln, leider. Aber das ist eine gute Anregung, die werden wir uns notieren. Allerdings stellt sich im Fall der Q=f(U) das Problem, das man einen möglichst realen Spannungsverlauf des Netzes bräuchte, auf den man regeln kann. Daher würde für uns eher eine Q=f(P)-Regelung in Frage kommen. Was die Auswirkungen des cos phi auf den Ertrag angeht: Das hängt ganz stark vom Dimensionierungsfaktor (installierte PV-Leistung DC-seitig zu AC-Leistung des Wechselrichters) ab. Je größer der Dimensionierungsfaktor ist, umso eher wird sich die Einschränkung der Wirkleistung auf den Ertrag auswirken. Außerdem ist zur Simulation solcher Effekte grundsätzlich zur Verwendung von Minutenwerten der Solarstrahlung zu raten, da nur dann realistische Abregelungsverluste dargestellt werden können. Bei Stundenwerten sind die Strahlungspeaks nicht hoch genug, die Fluktuationen werden rausgemittlelt - da können solche Effekte nichtt realistisch simuliert werden. Ich habe mal ein paar Simulationen durchgeführt, bei denen ich nacheinander den cos phi und den Dimensionierungsfaktor geändert habe. In diesem Fall habe ich für den Standort Berlin und mit Minutenwerten simuliert: Beste Grüße, Martin

Hi Mikael, sorry for the inconvenience caused.. our support team is at the Intersolar, that's right, always a busy time of the year Though they could certainly help you better, I'll try my very best in the meantime. What you could try is deinstalling PV*SOL completely, then go to C:\ProgramData\Valentin EnergieSoftware\PVdatabase and delete everything that is inside there. Then try reinstalling. If that does'nt help, it would be good if you could send me the log files that you'll find under C:\ProgramData\Valentin EnergieSoftware\log That's for the first steps.. I hope that helps already. Kind regards, Martin

Hi Esteban, in PV*SOL we calculate the irradiation on the module (tilted plane) for every simulation time step (one hour or one minute) of the year. The model we use for that is the one of Hay & Davies, see here for more details: https://help.valentin-software.com/pvsol/2018/calculation/irradiation/ You'll also find a very good collection of models in the recently published paper by Loutzenhiser, the model of Hay & Davies is also mentioned there: http://www.physics.arizona.edu/~cronin/Solar/References/Irradiance Models and Data/LMF07.pdf If you want to know the loss in electrical energy due to a not optimally inclined module, you would have to first simulate your PV system with optimally oriented modules, write down the PV energy, and then simulate with your other tilt angle and compare the results. In order to get the optimal tilt angle, you'll have to click the small calculator button next to the inclination input on the PV module page. Hope that answered your question, kind regards, Martin

err, yes, you're right, sorry. The numbers above don't make sene. The sum of all loan repayments and interests is of course -4552.37 $, excluding the payment of the first year it is -4466.83 $. Then you subtract the normal annual cashflow of 701.79 and you have the -5168.62 $. sorry for the confusion (the explanation was right though ) And yes, I had a typo in the first loan interest rate, it should have been 85.54 $. The loan period is 10 years. Cheers, Martin

And I changed the title of your post. Hope that is ok with you

Hi Tom, thank you for your question. The Accrued Cashflow minus the pending loans would be your normal cashflow minus all the loan repayments and interests that you still have to pay in future. So, for example: Here I defined a 10 year loan over some 4320 $ with 2 % interest rate and the first 2 years without repayment. If you sum up all loan repayments and interests until year 10, you'll get -5254.16 $. To calculate the Accrued Cashflow minus pending loans for the first year, you'll take the normal cashflow (701.79 $) and subtract the 5254.16 $, but, as you consider the end of the first year, you'll omit the first interest payment of 85.54 $. That is: - 701.79 $ Annual Cash Flow - 5254.16 $ Total loan payments (repayment and interest) + 85.64 $ First loan interest already paid -------------------------------------- - 5168.62 $ Accrued Cahsflow minus pending loans after the first year Hope that helped, kind regards, Martin

Dear Tiago, normally, when you start the software, you should see the small window that says that your trail period has expired. You can then click on Register and type in your details, like so: https://help.valentin-software.com/pvsol/2018/start/registration/ If this doesn't help, please let us know! Kind regards, Martin

Thanks for the project file! And now I can see the reason why the diagrams are not displayed in your case: You used net metering as economy model, where it does not matter which part of the solar energy is going where and which part of the consumption is covered by which source. In fact, it irritated our customers that were used to the concept of net metering to see these diagrams, so we don't show them anymore if net metering is selected. If you choose 'surplus feed-in' on the economy page, you'll see the diagrams again. Hope that helped. Kind regards, Martin

Miraculous! This is obviously not the way it should be... sorry for that! Could you send us the project file, please? I am curious to see what is going on there. You can send it via private message if you don't want to share it with everyone here.

ok, this is strange... could you provide a screenshot of the results page, please?

Hi Ivan, they are still there, don't worry But you'll have to simulate systems with electrical consumption in order to seem those diagrams. You can choose the according system type on the page "System Type, Climate and Grid". Hope that helps! Cheers, Martin

Hi Arbogast, this is a strange error. Seems like your installation is corrupted. Have you tried re-installing it? Kind regards, Martin

Hi Rogério, the secret is that you'll have to calculate it on a monthly basis in excel. Sometimes you don't have full years in the beginning, e.g. when your PV system is connected to the grid on 01st of September, so we have to all of our financial calculations in PV*SOL based on months. If you want to calculate the IRR in excel, do the following: In our example above we have the investment of 16464.78 $ in the beginning (January of Year 01) and the operating costs of 115.25 $, which gives us -16,579.25 $. From month 02 to month 11 there are no costs or incomes, so you'll write $ 0 there. Then, in December you'll get the income from the feed-in tariff, 1,344.33 $ in our case. The data in your excel sheet will look like this: and so on, for all the years (21 normally). Now, when you calculate the IRR with Excel, =IKV(C5:C256) in our case or =IRR(C5:C256) in the English version, you get a monthly IRR or ROA of 0.368%, which you can multiply by 12 to get the 4.41% annual IRR/ROA. Of course, if you have starting dates other than 01st of January, you'll have to adapt your monthly cash flows accordingly. Hope this helps, kind regards, Martin

Hallo Thomas, sehr gute Frage! Da mussten wir auch ein bisschen in unseren Archiven wühlen Die Lastprofile stammen noch aus der Anfangszeit unserer Firma (uns gibt es ja seit 25 Jahren), aber es geht ja nichts verloren.. hier die Quellenangaben Stand 1998, aus dem Handbuch von COPRA 1.0: Zu Quelle 1, eigene Messung: Da unser Unternehmen (damals noch Dr. Valentin Energiesoftware GmbH) in den Anfangstagen auch Energieberatungsprojekte in Zusammenarbeit mit dem damaligen städtischen Energieversorger (Bewag) durchgeführt hat, konnten einige Lastprofile selbst gemessen werden. In der Hoffnung, dass das weiterhilft, beste Grüße, Martin

Hallo Florian, wenn wirklich gar nichts mehr aus dem Netz genommen werden soll, müssen die Ladezeiten für die spannungsgeführten Lademodi auf 0h gesetzt werden. Am besten kopierst du dazu erstmal dein jetziges Batteriesystem (zb auf der Batteriesystem-Seite auf den Button 'Detaillierte Auswahl', dann das gewünschte Batteriesystem auswählen und mit dem Button 'Auswahl kopieren' eine Kopie anlegen). Dann unter dem Punkt 'Batteriewechselrichter' auf 'Ladestrategie'. Dort für die Ladedauern der U0-, der Voll- und der Ausgleichsladung 0 eintragen: Damit sind diese Lademodi de facto ausgeschaltet und es kann nicht mehr zu einer Ladung durch das Netz kommen. HIntergrund ist der, dass normalerweise diese Lademodi im oberen Ladezustandsbereich (über 90%) der Pflege und Funktionserhaltung der Batterien und der Batteriebank dienen. Deswegen werden sie auch dann weitergeführt, wenn nicht mehr ausreichend PV-Energie zur Verfügung steht. Dann kommt es für den Rest des Ladevorgangs zur Ladung aus dem Netz. Beste Grüße, Martin

Hallo Goofy, hier passt ja auch meine Antwort auf deine andere Frage von eben: Mehr zu den Batteriesystemen und deren Verschaltung findest du hier: https://help.valentin-software.com/pvsol/2018/berechnungsgrundlagen/batteriesysteme/ Bei den Ergebnissen in der Energiebilanz finden sich bei Verwendung von DC-Speichern dann auch die Lade- und Entlade-Energien der Speicher. Beste Grüße, Martin