developer_mh

Dear OAM, sorry for the late reply, your question must have slipped through. In fact, there are a lot of differences between PV*SOL and PVsyst, a lot more than you mentioned. The most important probably being the climate data used and the models to calculate the irradiance on the tilted plane, especially if you have a 3D environment with shadows. Also the time step causes huge differences - in PV*SOL you can simulate with 1min as well as 1h resolution. In 1min resolution you can also simulate effects like irradiance enhancements and the like. To your questions: LID: The light induced degradation goes into the module degradation, which you can enter for each module area separately. Module Quality Loss: If you refer to a degradation of the overall module performance over time here, you would enter this in the module degradation as well Thermal Loss Factor: This is a parameter of the PV module that you use. You can either just use a PV module from the database, or you can enter your own. There are three temperature coefficients: for the short circuit current in mA/K (or %/K), the open circuit voltage in mV/K (or %/K) and the MPP power in %/K. Module mismatch losses/string mismatch losses: There is a overall module mismatch loss factor that you can enter in the project options, usually set to 2%. This will cope for the losses to expect from module sorting (i.e. the fact that modules usually don't have the exact power output that is written on the datasheet) The real losses in the modules and strings that you have due to shading are simulated with the help of a very detailed algorithm. For each time step we determine where the shadows are, how many substrings of the module are shaded, calculate the resulting IV characteristics and finally overlay them to string IV curves. From these (and the chosen working point) the losses are calculated IAM loss factor: This is also a factor that is entered in the module data. If you have further questions, please feel free to ask. Kind regards, Martin

Hallo Christoph, in dem Fall sieht es so aus, als wäre es unmöglich, dass Direktstrahlung die Modulrückseite erreicht, aufgrund der Berge. Das müsste dann durch eine entsprechende Horizont-Linie dargestellt werden. Was wir in PV*SOL nicht berücksichtigen können, ist die richtungsabhängige Bodenreflexion, und auch nicht die Bodenreflexion an nicht-ebenem Gelände. Ich fürchte ehrlich gesagt, dass es nur vielen Tricks möglich sein wird, die Messergebnisse aus der Studie für genau diesen Standort in PV*SOL nachzubilden. Nein, das ist nicht möglich. Was das angeht, unterscheiden sich die beiden Modelle eigentlich nicht. Es wird in beiden Fällen die Strahlung auf die Rückseite gerechnet, nur mit unterschiedlichen Ansätzen. Aber ja, wenn man so will, rechnen wir den Ansatz für senkrechte Module so, als wäre auf der Rückseite ein zweites Modul, ja. Viele Grüße, Martin

Hi Morteza, thanks for the project and your patience It is like I suspected. The load profile has very low values in comparison to the nominal power of the PV inverter, in the range of under 5% utlisation. The points you marked with a blue X refer to load values of 100 to 300 W, with the nominal power of the Huawei SUN2000-8KTL-M1(380Vac) of 8 kW, it gives us utilisation ratios of 0.1/8 = 1.25% to 0.3/8 = 3.75%. This means, the PV inverter (to which the battery system is connected on the DC intermediate circuit) operates in a very suboptimal range in terms of efficiency: What happens is that the load profile needs e.g. 100W from the battery system at night, and 100W are discharged from the batteries. But the PV inverter effiency is so low that a great part is lost on the way from the battery through the PV inverter to the loads on the AC side. All that is lost needs to be compensated for by the grid. This is why there is often energy from grid in the simulation (and also in reality, depending on the specific setup and the location of the load sensors). Since we have a lot of questions in this regard, in the next major version we will modify the logic so that we take into account the effiency of the PV inverter beforehand, i.e. if the load needs 100 W, we will discharge a lot more from the battery, say 400 W, so that 100 W are still reaching the load in the end. Hope that helps, kind regards, Martin

Hallo Christoph, wenn das Modul in der Wirklichkeit um 90° aufgeständert ist, wäre die Frage, wie die Umgebung hinter dem Modul aussieht. Steht das Modul vor einer Wand oder so wie im Projekt auf freier, horizontaler Fläche? Wenn es so wie im Projekt auf freier Fläche steht, erreicht natürlich ein nicht zu vernachlässigender Anteil der Diffus- und auch die Direktstrahlung die Modul-Rückseite. Hier ein CarpetPlot aus dem Projekt: Der plötzliche Rückgang der Strahlung auf die Rückseite hängt mit der Albedo zusammen, die im Projekt für den Mai noch mit 55% angegeben wurde und dann im Juni mit nur 20%. Für diesen Fall würde ich also sagen, dass die Werte durchaus plausibel sind. Der "unschöne" Sprung in deiner Grafik oben erklärt sich, wie Frederik schon gesagt hat, durch die unterschiedlichen Modelle, die je nach Neigungswinkel der Anlage verwendet werden. Viele Grüße, Martin

Hi Morteza, sorry for the late answer. And I am afraid that I didn't have a chance to download the project file so far. Could you please upload it again. I am very sorry for the inconvenience caused. Kind regards, Martin

Hi Richie, thank you for your question. Ads vs simulation vs reality - in the field of bifacial PV modules there is a lot of diverging information. I'd recommend to have a look at the results of the Bifacial PV Project from the Sandia Lab, USA. They have published some interesting insights on the topic. For example, here is a short study of the bifacial gain, where they report a bifacial gain of around 10%: https://pvpmc.sandia.gov/pv-research/bifacial-pv-project/outdoor-bifacial-pv-performance-data/field-example-of-bifacial-gain-at-sandia/ Or here, the proceedings of the 2018 conference on Bifacial Modules might be interesting: https://www.bifipv-workshop.com/2018denverproceedings This one here is on bifacial performance, check page 8, where they report around 10% as well. http://npv-workshop.com/fileadmin/images/bifi/denver/presentations/5__Shan-_comparison_between_mono-_and_bifacial_performance_bifiPV2018.pdf As you can see, the bifacial gain is dependent on a lot of parameters. In PV*SOL, we account for some of them, more on that here: https://help.valentin-software.com/pvsol/2023/en/calculation/pv-modules/bifacial-modules/ From what I saw so far in terms of independent measurements, I'd consider the 10% much more likely than the 30%. Kind regards, Martin

Hallo Max, ja, das kann schon sein, das unterscheidet sich von Modul zu Modul. Und ja, die Startspannung muss überschritten sein, damit der Wechselrichter anläuft. Danach kann die Spannung auch wieder absinken, da oftmals der untere Rand des MPP-Bereichs tiefer liegt als die Startspannung. Beste Grüße, Martin

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