developer_mh

Hello, the problem is due to an old version of PV*SOL, where our zipper had problems with special characters (in the names of module areas) like á or the like. If you send me the project file I can fix it for you. You should then use PV*SOL (premium) R9 to avoid that error. Kind regards, Martin

Das scheint etwas komplizierter zu sein... hast du probiert, PV*SOL nochmal zu installieren, nachdem du die Updates von Windows deinstalliert hattest? Findest du heraus, welche Nr das Update hatte? Dann könnten wir versuchen, das hier nachzuspielen (aber wohl erst wieder am Montag).

Ja, das scheint mir wahrscheinlich. Im Rahmen der Präsentation war uns bisher vor allen Dingen das Problem mit dem RAM bewusst, aber der scheint bei dir ja wirklich kein Problem zu sein, zumal es vorher ja auch ging. Kannst du herausfinden, welche Updates gemacht wurden? Welche Windows-Version nutzt du? Ist es möglich, die Updates testweise rückgängig zu machen?

Hallo Goofy, ok, 450 MB wirken nicht so schlimm. Wieviel RAM ist denn insgesamt noch frei auf deinem Rechner? Und nimm mal testweise alles raus außer dem Titelblatt und probiers dann nochmal mit der Präsentation. Und am besten vor jedem Versuch PV*SOL beenden und neu starten, damit wir sicher sein können, dass nichts Störendes mehr im Speicher ist. Und noch eine Frage: Tritt das bei allen Projekten auf oder nur bei einem speziellen? Beste Grüße, Martin

Hallo Goofy, das ist eine Fehlermeldung des Tools, das wir zur Erzeugung des Berichts verwenden. Um genauer einzugrenzen, woran das liegen könnte, wäre es hilfreich zu wissen, ob es vielleicht am Arbeitsspeicher liegen könnte. Könntest du folgendes probieren, bitte? Alle Programme schließen, auch PV*SOL PV*SOL öffnen, Projekt laden, simulieren Dann den Task Manager öffnen (Strg+Shift+Esc) und schauen, wieviel RAM PV*SOL benötigt (und bitte aufschreiben) Dann die Präsentation starten und dabei den RAM im Auge behalten. Bitte auch den Höchststand notieren, bevor die Fehlermeldung kommt. Dazu wäre noch hilfreich zu wissen, mit welcher Version von PV*SOL du arbeitest und wie deine Berichtseinstellungen aussehen (welche Berichts-Elemente, hochauflösende Bilder?). Beste Grüße, Martin

Hallo Goofy, ja, das geht auf der Seite PV-Module mit dem kleinen Taschenrechner-Button neben dem Feld für die Modulneigung: Damit wird in Abhängigkeit des Standorts, der Ausrichtung und falls vorhanden der Horizont-Verschattung die optimale Neigung für die Module ermittelt. Das funktioniert auch für die einachsig nachgeführten Systeme. Beste Grüße und viel Spaß beim Optimieren! Martin

Hallo Fabio, die nachgeführten Systeme sind derzeit nur in der "2D" Variante von PV*SOL möglich. Das bedeutet, dass die gegenseitige Verschattung der Tracker nicht mit berücksichtigt werden kann. Was wiederum erklärt, warum die Option "Backtracking" nicht abwählbar ist. Die Tracker werden in unserer Berechnung automatisch so ausgerichtet, dass sie sich nicht gegenseitig verschatten. Ab wann sie sich gegenseitig verschatten, ist dann vom Flächennutzungsfaktor abhängig, der ja unabhängig von der Breite bzw. Höhe der Tracker ist. Bei einachsig nachgeführten Systemen, die sich von Osten nach Westen drehen (wir nennen sie 1-achsig Nord-Süd, da die Rotationsachse in der Nord-Süd-Ebene liegt), ist dabei dann also die Breite der Tracker entscheidend für den Flächennutzungsfaktor. Wenn euer System 20m breit ist und ein FNF von 0,4 eingestellt wird, würden die Tracker also 50m auseinander stehen. Wie breit der Tracker dabei wirklich ist, oder wieviele Module darauf montiert sind, ist bei dieser Herangehensweise dann egal. Insofern ist eine Analyse der Ertragseinbußen durch Verschattung für verschiedene FNF leider nicht möglich. Man könnte nur untersuchen, inwefern sich der Ertrag aufgrund des früher oder später einsetzenden Backtrackings verändert. Hilft das weiter? Beste Grüße, Martin

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.