developer_mh

Alles klar. Erstmal schön, dass ihr weiterarbeiten könnt. Aber das manuelle Kopieren der DB ist natürlich kein Zustand. Wir haben das versucht, hier nachzustellen, mit eurem Projekt. Bei uns lässt sich alles wunderbar laden, kein Absturz. Um dem Fehler auf die Schliche zu kommen, würden wir euch bitten, von den Rechnern die Systeminfo zu schicken. Dazu im Programm auf Hilfe -> Info -> System. Das sieht dann so aus: Davon bräuchten wir die Screenshots oder einfach über den Button 'Systeminfo senden' per Mail schicken (Adresse ist ja bekannt). Dann sehen wir weiter. Danke schon mal und sorry für die Umstände.

Hallo! Also, ich habe eben testweise die Software von Fujitsu heruntergeladen und installiert. PV*SOL startet danach weiterhin ohne zu murren. Daran sollte es also nicht liegen... Was für eine Fehlermeldung kommt denn? Könnten Sie vielleicht einen Screenshot schicken, oder, wenn es eine von unseren Fehlermeldungen ist, diese mitsamt Kontakt-Mailadresse abschicken? Vielen Dank, Martin

Hallo Tobias, ja, du hast schon recht, normalerweise geht das so: Man legt eigene Module oder Wechselrichter an, speichert sie im Projekt ab und gibt die pvprj an die Kollegen weiter. Wenn die den DB-Eintrag nicht haben, wird er angelegt. Weshalb das jetzt in deinem/euren Fall nicht klappt und sogar zu einem Absturz führt, müssten wir anhand der fraglichen Projektdatei analysieren. Nach Möglichkeit wäre es also gut, wenn du die Datei hier postest oder per pn an mich schickst. Oder, da ihr ja drei Lizenzen besitzt, könnt ihr euch auch direkt an die Jungs von der Hotline wenden: http://www.valentin-software.com/sales-service/kundenservice/technischer-support Und was die anderen Punkte angeht, die du loswerden möchtest: Gerne und jederzeit! Genau dazu soll das Forum ja unter anderem auch dienen, dass wir Feedback von euch kriegen, was gefällt, was nicht gefällt, was man verbessern könnte etc. Beste Grüße, Martin

Dear ahmedzayen, our databases of inverters and modules is kept up to date every three weeks or so. If you subscribed to our software maintance plan, you get all the database updates and updates of our software, so your PV*SOL is always up to date. See here for more details: http://www.valentin-software.com/en/sales-service/customer-service/software-maintenance If you don't want to subscribe to the maintance plan, you would have to update the inverters yourself: Make copies of the existing ABB inverters and edit them according to the changes that ABB published. Hope that helps, kind regards, Martin

Hallo heliovis, ja, dazu gibt es zwei einfache Möglichkeiten: Nach der Simulation der Anlage auf der Seite "Ergebnisse" im Diagrammeditor die gewünschte Größe wählen, dann den Zeitraum wählen, und dann per Rechtsklick "Tabelle in die Zwischenablage kopieren". Dann können die Werte z.B. in Excel eingefügt werden. Über Rechtsklick "kopieren" kann aber auch direkt das Diagramm kopiert werden und dann zB in Word eingefügt werden. Nach der Simulation auf der Seite "Präsentation", unter Simulationsergebnisse, lassen sich alle Simulationsergebnisse als Zahlenwerte exportieren. In den Optionen können Sie noch die Einheiten und das Listentrennzeichen wählen. Generell können übrigens alle Diagramme und Tabellen auf der Ergebnisseite kopiert werden. Einfach markieren, Rechtsklick und in die Zwischenablage kopieren. Viel Erfolg und Spaß damit, Martin

Hi Esteban, there are several options for load profiles. The dialog you sent a picture of enables you to define a load profile for every month and every hour of the day separately in percent (!), which you can then scale to the desired annual energy consumption in kWh The load profiles that you can enter there are not dependent on temperature or area of the building. If you want wo have real simulations of heat flows in buildings thermal system, I'd recommend using T*SOL, our solution for solar thermal systems, or GeoT*SOL, which helps to simulate heat pumps. Kind regards, Martin

Hi Nick, thanks a lot for your questions. If there are no objects in the horizon line (all values of the horizon line are zero) and the modules have no inclination, the diffuse shading losses must be zero. However, if the modules are mounted with inclination, they don't see the whole hemisphere anymore, which leads to a reduction of the diffuse irradiance that reaches the modules. Regarding the second question: Right now it is not possible to separate the direct and the diffuse fraction of the module specific shading. And yes, the shading is applied linearily, since the electrical losses are calculated afterwards depending on the resulting i-v characteristics of each module. I hope that helps. If you have further questions, don't hesitate to ask. Kind regards, Martin

Nein, einen Nachweis müssen die Hersteller nicht erbringen, wenn sie bei uns ihre Daten eingeben. Es gibt auch kein Zertifikat dafür, soweit ich weiß. Das Reflexionsverhalten ist meines Wissen auch nicht einmal Bestandteil der gängigen Prüfnormen, siehe zB hier: http://tuvamerica.com/services/photovoltaics/ArticleBasicUnderstandingPV.pdf Ich gebe Ihnen aber recht, dass dieser Faktor schon ausschlaggebend sein kann für die Beurteilung der Güte von PV-Modulen. Hier nochmal der Zusammenhang zwischen Einfallswinkel und Reflexionsverlusten, so wie wir ihn rechnen (nach dem Modell vom ASHRAE): Die Unterschiede ergeben sich also vor allem bei großen Einfallswinkeln, also wenn die Sonnenstrahlen flach aufs Modul treffen. In der Jahressimulation sind die Unterschiede aber je nach Ausrichtung und Neigung der Module natürlich weniger gravierend - wenn auch immer noch bedeutend. Hier beispielhafte Ergebnisse für eine Anlage in Berlin, Ausrichtung nach Süden, Module um 30° geneigt. Winkelkorrekturfaktor 0.95: Netzeinspeisung 3.436,90 kWh Winkelkorrekturfaktor 0.99: Netzeinspeisung 3.571,30 kWh Macht immerhin einen Unterschied von 3,8%! Die Unterschiede sind auch in der Energiebilanz schön zu sehen: Winkelkorrekturfaktor 0.95: Winkelkorrekturfaktor 0.99: Am besten sollten Sie sich also, wenn es um Kaufentscheidungen/Ausschreibungen geht, mit der Bitte um einen Nachweis an die jeweiligen Hersteller wenden. Beste Grüße und danke für die interessante Frage, Martin

Hallo, die Winkelkorrekturfaktoren hängen vom verwendeten Solarglas ab und sind daher in erster Linie nur den Herstellern bekannt. Daher werden sie bei uns auch von den Herstellern direkt in die Datenbank eingetragen. Wenn Sie ein eigenes Modul eintragen möchten und keine weiteren Informationen über das verwendete Glas auf dem Datenblatt finden, sollten Sie den Wert auf den standardmäßigen 95% lassen. Oder, noch besser, Sie bitten den Hersteller des Moduls, die Werte bei uns in der Datenbank einzutragen Um welches Modul handelt es sich denn? Beste Grüße, Martin

Hello eafroggy, in order to be able to connect multiple strings to one MPP, the module arrays have to have the same orientation, module type and so. But if that is ensured, you can combine them in the 3D environment when you add the module arrays to the 'Group Modules Dialog'. I made a short video on how to do that: Kind regards, Martin

Dear Nick, thanks for your interesting question. Shading losses in PV*SOL are considered in several different ways, so perhaps it is best to go through that with an example. Let's build a roof top pv plant with a lot of shading: So, in this project we have a horizon as far shading object and a big wall as near shading object. When I simulate this project, I get the following energy balance: So there are three items where shading losses are taken into account: First, we have the shading of the diffuse irradiance, which is caused by the horizon line. These shading losses are the same for all modules and can be found in the first block of the energy balance which refers to irradiance calculations Then we have the module specific partial shading, which is caused by the big wall. These shading losses are different for each module since the wall is standing close to the pv plant. So in some situations one module will be shaded, while another module still receives full sunlight. These losses also take into account that each module kind of "sees its own horizon", so the additional diffuse shading losses caused by the wall will be different for each module. This is an electrical loss, caused by the imhomogeneities of the shading of the modules. In simple terms, if you have a string of modules connected in series, the one with the lowest power output will determine the output of the others, and thus causing extra losses. You can find more detailed explanation here in our online help I hope this helps to understand the effects of shading more deeply. If you have any further questions, please don't hesitate to ask. Martin

and I will move this thread to the english section of the forum if that's alright with you

Hi tommasocapietti, If I understand your problem correctly, you want to use the 'cable plan' tool for mounted systems on a flat roof. Unfortunately, this is not yet possible. What you could do is designing your system in the 3D environment, save everything, go back to the main application and go to page 'cable'. There you can enter cabling details (material, cross section, length) for each string you have in your system, the AC side and protection devices as well. Attached you'll find a project where I already entered some cabling details: Flat roof with tilted mounting system.pvprj Hope that helps, Martin

Hi Bernard, thanks for your question! Azimuth values with decimal point will be ignored when you import the file. So in your example, only those two value pairs would be imported: -180 2 179 20 Cheers, Martin

Hello Bartłomiej, I'm glad you already found the answer yourself. It is right, the best way to achieve this is to use the extrusion tool. There are also two videos explaining the functionality of this tool: https://www.youtube.com/watch?v=69xE3TgZo9c https://www.youtube.com/watch?v=TiUaaZddJrI As for buildings with round footprints: At the moment the only way would be to draw the circle manually, point by point, as you proposed it. Kind regards, Martin

Hi Tommaso, when you first open PV*SOL premium, there is no PV system planned yet. You will have to design your system first, and then you can run simulations. If you'd like to load a predefined system first, you can go to the first page of the program where you can find some example projects to explore. If you don't want to design your system in 3D, you can go to page "System type, climate and grid" and uncheck the option "Use 3D Design". Good luck with your first PV system! Martin

Hi Nick, thanks a lot for the project file. The reason for the simulation to stop is a bug that is already fixed and will be released in the next bug fix release, 2016 R5. The bug (actually a rounding error) was in the calcution of the two-diode model which we use to model the electrical behaviour of the pv modules. It happened only at extreme low light conditions, for diffuse irradiance values below 1 W/m², and only if the global irradiance was above 1 W/m². Thus a really, really, rare case that you encountered there Sorry for the inconvenience caused, and thanks for bringing this up to us. So you'd have to wait for the R5 version of PV*SOL premium 2016 to be able to model your pv module with the two diode model. In the meanwhile you could replace the two-diode model with another low light model (we call it PV*SOL model since it was invented here at Valentin). I prepared a project for you where I did just that: RunningShort PV Module Copy.pvprj Funny pv module that you have there, by the way... Hope that helps and sorry again for this bug, Martin

Hi it.teated, for this use case you would need a network license. Please contact our sales team for details at sales@valentin-software.com Thanks a lot, Martin

Hallo 2000Miles, für das Eintragen der Speichersysteme sind die jeweiligen Hersteller verantwortlich. Daher würden wir uns freuen, wenn Sie sich an den Support für die MB Energiespeicher wenden und sie bitten würden, ihre Systeme bei uns einzutragen. Auf diese Weise haben auch die anderen Nutzer was davon. Auf dieser Seite hier finden Sie die Kontaktdaten der Deutschen Accumotive (die Batterie-Tochter von Mercedes Benz). Oder Sie schreiben direkt an sales@accumotive.com. Leider gibt es auf dem Datenblatt des Speichers so wenige Angaben, dass es schwierig ist, daraus den Speicher korrekt abzubilden. Deswegen sollten das auch immer die Hersteller machen. Aber es ist in unserem Programm sehr wohl möglich (und auch gar nicht so schwierig, eigene Batteriesysteme anzulegen). Ich gehe das mal am Beispiel der kleinsten Variante durch, also 2.5kWh. In PV*SOL gehen Sie also oben im Menü auf Datenbanken -> Batterien und legen eine neue Batterie an. Tragen Sie den Herstellernamen und den der Batterie ein: Auf der nächsten Seite wählen Sie als Batterietyp Lithiumionen und als Aktivmaterial Lithium-Nickel-Oxid (dem Datenblatt von Mercedes kann man entnehmen, dass es sich im Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt Zellen handelt) Bei den elektrischen Daten tragen Sie als Zellspannung 3,6 V ein. Das ist die Zellspannung von Li-NMC Zellen, siehe auch hier. Da die Betriebsspannung der Batterie laut Datenblatt irgendwo zwischen 39,7 V und 54 V liegt, wählen Sie die Anzahl der Zellen so, dass Sie etwa in der Mitte landen. Ich habe hier mal 14 genommen, das macht 50,4V Batteriespannung. Innenwiderstand und Selbstentladung können Sie lassen, wie Sie sind. Bei den Entladezyklen tragen Sie unten beim DOD vpn 80% die 8000 aus dem Datenblatt ein. Alle anderen Werte setzen Sie auf -1. Dann klicken Sie den Button neben der Tabelle "Automatische Zyklenzahlberechnung", der Ihnen die Tabelle auffüllt. Zur Seite "Kapazitätskennlinie". Hier wirds jetzt etwas komplizierter Wir wissen, dass die Speicherenergie 2500 kWh beträgt. Bei unserer Batteriespannung von 50,4 V macht das also eine Kapazität von 2500 Wh / 50,4 V = 49,6 Ah. Das ist die Nennkapazität der Batterie, also C_10. Um von der C_10 auf die anderen Werte zu kommen, muss ein bisschen mit der Peukert-Gleichung gerechnet werden. Dazu wird ein Peukert-Exponent von 1,05 angenommen, standardmäßig fü Li-Ionen. Genauer kennen den natürlich nur die Hersteller. Auf der Seite "Mechanische Größen" tragen Sie einfach die Maße des Speichers ein wie auf dem Datenblatt angegeben. Fertig ist die Batterie! Den Dialog mit ok schließen, dann den Datenbank-Dialog schließen. Jetzt müssen Sie nur noch die Batterien an einen Batteriewechselrichter knüppern. Auf dem Datenblatt steht, dass die Batterien mit den Sunny Islands von SMA funktionieren. Also gehen Sie in die Datenbank -> Batteriesysteme (netzgekoppelt), wählen in der Baumansicht links den Hersteller SMA aus und kopieren ein beliebiges System, sagen wir mit einem Sunny Island 4.4M, also zB das System mit der akasol neeoQube. Also auswählen, dann oben auf "Kopieren" und dann öffnet sich der Dialog zum Editieren: Einfach den Namen des Systems ändern Der Batteriewechselrichter bleibt, wie er ist Bei der Batterie dann einfach die von Mercedes Benz auswählen, die Sie vorher angelegt haben Fertig! Jetzt können Sie das System in Ihr Projekt integrieren, indem Sie auf der Seite Batteriesysteme als Hersteller zuerst SMA und unter Modell das von Ihnen erstellte wählen. Als Beispiel hier eine Projektdatei mit dem System: SMA Sunny Island 4.4M + Mercedes-Benz Speicher 2.5kWh.pvprj Also, Sie sehen, es ist möglich, eigene Batteriesysteme anzulegen. Aber Sie sollten sich auf jeden Fall an die Hersteller wenden, da nur diese über alle Informationen verfügen, um die Daten ordentlich einzugeben. Insofern ist auch mein Projekt hier mit Vorsicht zu genießen. Beste Grüße und viel Spaß mit den Speichern, Martin

Hi ndiorio, Does your system contain battery storage or are you simulating an offgrid system? That could be a reason as the simulation stops automatically if the batteries are below a certain state of charge too long. But then you should see corresponding messages after the simulation. Other then that, there are actually no reasons for the simulation to stop before day 365. So, if you use batteries in your system, check for the charging parameters, especially SOC min and the three preservation mode levels (for offgrid). If you are not using batteries, it is hard to say what causes this behaviour, which is why we would be glad if you could send us the project file (post it here, or send it via pm if it contains confidential data) Kind regards, Martin

Thanks, that is nice to hear

Hi Bernard, yes, you are right, the azimuth values in the hor file only need to go from -180 to 179. If you provide a value for 180°, it will be ignored. Thanks for the correction! Also, you don't necessarily have to provide all data points from -180 to 179, you can also just provide some arbitrary value pairs in between that range. This for example would also be a valid hor file: # comment line This is also a comment line -180 0 -133 13 -117 6 a comment somewhere else -94 2 -17 4 19 7 62 7 101 1 144 7 171 6 And your remark about the horizon line captured by the SunEye is absolutely correct, of course. Near shading objects need to be excluded, if you are in 3D mode of PV*SOL premium, since you will place those near objects there. Thanks for pointing that out and for providing the link to the user guide.

Hi again, yes, all hor files use azimuth values from -180 to 180. It is kind of a standard, since horizon tools like the SunEye also use this definition. And you can have comments wherever you want, lines that don't contain a valid value pair are just ignored. When you think, PV*SOL Expert 6.0 had amazing abilities, we appreciate that, but you should really take a look at the new PV*SOL premium 2016 The Expert version 6.0 is three years old now, and we made huge improvements since then. See our changelogs and feature descriptions here: http://www.valentin-software.com/en/products/photovoltaics/57/pvsol-premium You can also try the new versions for free. Kind regards, Martin

Dear Bernard, unfortunately this is not directly possible, no. But you could do the following: copy the data of the horizon line table to the clipboard, paste it in Excel subtract 180 from the azimuth values copy both azimuth and height values to a text file use space as a value separator save the file as *.hor Of course this would only include the horizon line and no near objects. May I ask the use case for the hor-export function? Perhaps we should consider implementing it in the future. Thanks, Martin

Hi Boris, if you're able to extract the information of the horizon as azimuth-elevation pairs, you could write your own *.hor-file and import that into PV*SOL. You can also manually type those values in the provided data table of the horizon dialog. Could you tell me how the horizon line from Google Earth looks like? Kind regards, Martin