hotline_sf
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Posts posted by hotline_sf
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Hallo Solist,
leider lassen sich selbst editierte Montagesysteme nicht speichern. Sie müssen für jede Planung neu angelegt werden.
Viele Grüße
Sixten
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Hallo SonnenStrom,
Die EnEV-Berechnung ist ein komplett anderes Rechenverfahren. Die Erträge nach EnEV werden teilweise benötigt, wenn man eine KfW-Förderung haben möchte und dabei die PV-Energie angerechnet werden soll. Dabei sind dann die Formel und die zu verwendenden Werte in den Normen vorgegeben. Das hat dann mit den realen Werten nur eingeschränkt etwas zu tun. Deshalb können da je nach Anlage auch größere Unterschiede zustande kommen.
Für die EnEV ist der Ertrag der PV-Anlage nach DIN EN 15316-4-6 mit Strahlungswerte aus DIN V 18599-10 zu berechnen. Es handelt sich dabei um einen stark vereinfachten Rechengang, der in der DIN enthalten ist. Zum einen wird dort die Einstrahlung auf die Modulebene berücksichtigt, die durch die DIN V 18599-10 für verschiedene Regionen und Ausrichtungen vorgegeben wird. Als Neigungswinkel stehen die Winkel 0°, 30°, 45°, 60° und 90° zur Auswahl. Das heißt, wenn der Neigungswinkel der geplanten Anlage davon abweicht, wird entsprechend zum nächstmöglichen Neigungswinkel nach Norm auf- oder abgerundet. Dann werden noch die Peakleistung der PV-Anlage und ein Systemleistungsfaktor berücksichtigt. Der Systemleistungsfaktor ist ebenfalls durch die DIN vorgegeben. Die eigentlichen Modul- und Wechselrichterkennwerte oder der Klimadatensatz der näheren Umgebung etc. spielen dabei keine Rolle.
PV*SOL führt dagegen ein dynamisches Simulationsverfahren anhand realer Modul- und Wechselrichterkennwerte durch. Es werden also zum Beispiel die konkreten Wirkungsgrade der Module und Wechselrichter, die Temperaturabhängigkeiten usw. während der Simulation berücksichtigt. Des Weiteren wird der konkrete, gewählte Klimadatensatz für die Einstrahlung verwendet. Dabei werden dann auch Strahlungsgewinne oder -verluste durch die definierte Ausrichtung und Neigung berücksichtigt. Die Simulation enthält halt nicht nur eine Formel, sondern ein komplexes Modell mit vielen Parametern.
Viele Grüße
Sixten
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Dear Solist,
Yes, our website is save. But we will take a look why Firefox has a problem with it and try to fix it.
Best regards
Sixten
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Dear Abbeel,
It is not possible to change the path to the database to a network path.
If you want to send your user-created products or tariffs to a colleague then you could use them in a project and save it in a project file. Send the project file to your colleague. If he opens the file then the user-created stuff will automatically entered in his database.
Best regards
Sixten
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Dear Solist,
I'm sorry but I can't tell you any date for it. Once again we will forward this request to our software development team. Maybe they can work on it.
Best regards
Sixten
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Dear Hayder Ali,
The simulation model itself is rather conservative in order to avoid simulating yields that are not achieved. If everything is designed in the right way then the simulated yields are normally 3-5 % below real yields.
Best regards
Sixten
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Dear Soler,
The clipping percentage can be found under "Down-regulation on account of the max. DC Power" and "Down-regulation on account of the max. AC Power/cos phi". In most of the cases you only will find some values under "Down-regulation on account of the max. AC Power/cos phi" because normally the maximum AC power is lower than the maximum DC power of the inverter. Then the simulation clipps the power directly to the AC value because it has to be cut to this amount anyway. But if you simulate a pv system with a battery system which is DC intermediate coupled then also "Down-regulation on account of the max. DC Power" can appear in addition because it matters if DC has to be cut off or not for the charging of the battery.
Which percentages is good or bad is nothing which we can tell. Of course the red ones are basically bad because you loose some energy. But the values of course depend from the shading situation the characteristics of the modules, inverters etc. we cannot say which value you will find acceptable and which not. At least it depend on the costs of the system, what energy is delivered from the system and how much money you get from the pv production.
Best regards
Sixten
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Hello James,
1. Can the software find the best array design to provide the greatest savings based on many variables? ...
No, this is not possible. You always have to design and define the systems yourself and find the best solution.
2. Is there a way for the software to work out the best tilted panel placement to minimise shading impact given a total number of panels? If there isn’t, is there a tool that at least removes the worst performing panels until there are a total of x panels?
No, both is not possible. It's also not that simple. The percentages on the panels in the 3D visualization don't show the energy loss of the panels. They represent the direct irradiation reduction. Which energy will be produced by the panels or what probably will be lost also depend on the selected inverter and the configuration of the panels, e.g. if you place the panel strings horizontal or vertical etc.
3. Is there a way of removing all panels that have a shading impact over x %?
No, you have to delete the panels each by each or by multiselecting panels.
4. When creating 3D extrusions that bridge the apex of a roof; it doesn’t allow me to multiply or copy paste these objects as they are half inside the current active area and half outside into the adjacent roof. It allows me to duplicate the 3D polygon; but this then requires individually extruding each etc.
In principle it is a bug that you can draw polygons over different roofs. This should not work at all. Normally, you can place objects only on the selected area and they cannot cross the edges.
So, the answer to the question is: No, you cannot copy the objects. But fortunately for you, you can at least copy the polygons.
5. As a follow up to above; is there a way to extrude a number of 3D polygons to the same height in one step?
You have to extrude the objects each by each.
6. How do you allow for the soiling and panel mis-match losses?
For the losses due to soiling and mismatch from the manufacturing process of the panels you can enter a percentage value. This can be done under "Options" > "Program Options" > "Project Options" > "Simulation".
The mismatch losses due to the configuration and shading are simulated by the software.
Does the software minimise these string losses when using optimisers like SolarEdge?
Yes, the program takes into account the reduced mismatch due to the configuration and shading when using optimizers.
Best regards
Sixten
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Dear Kamal,
It can happen if you have a DC coupled battery system. The specific annual yield is calculated on the AC side behind the inverter. But a DC coupled battery system is before the inverter. It thus makes a contribution to the energy generated from the inverter on the AC side, e.g. due to losses. Depending on the load profile the battery system also contributes to the demand. This means it delivers different amounts of energy to the inverter if you have different load profiles. And then the energy converted from the inverter into AC is different which results in different specific annual yield.
Best regards
Sixten
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Hallo Christian,
wenn Sie sich über die von Martin beschriebene Methode auf einem PC deregistrieren, dann können Sie im Prinzip sofort auf dem anderen Rechner wieder freischalten. Man kann sich aber nicht unbegrenzt deregistrieren. Das funktioniert nur zweimal im Jahr und danach muss der Antrag auf erneute Freischaltung ausgefüllt werden. Im Regelfall ist die Bearbeitungszeit dann maximal ein Tag, meistens schneller.
Viele Grüße
Sixten
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Dear Hayder Ali,
No, this cannot be configured or simulate in PV*SOL.
Best regards
Sixten
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Hello João Lucas,
This can be found in the graph "PV energy during observation period" in the "Results" window. If you right click on the graph you can also copy the values as a table to the clipboard and paste it into Excel etc.
Best regards
Sixten
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Dear Hayder Ali,
This can always be the case if you compare the simulation results with current results. Especially if the irradiation data differ. I assume you have used the climate data which are coming from the program. They are mean values of 20 years. But if the irradiation of the current year is much higher than the mean you have lower yield in the simulation compared to the current production. If you really want to compare the simulation with the reality you have to use irradiation data from the specific year.
But you can send your project file to our support team (hotline@valentin-software.com). They can take alook at it and see if they can find some generell mistakes in the planning.
Best regards
Sixten
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Dear Soler,
just open the program help and search for "Energy Balances". There you can find a short description of the shown loss and gain results.
Best regards
Sixten
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Hello PL1,
I'm sorry but currently they cannot be simulated in PV*SOL. We first have to implement this technique in the simulation model. We are working on it, but so far there is no fixed date when it's finished.
Best regards
Sixten
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Hello Ziad,
we don't have any specific example projects. In principle every selected systems works like an example. If you select one of the existing systems then it's fully configured.
Maybe it will help a little to look at the following webinar recording: http://downloads.valentin.de/webinar/TSOL_planning.wmv
It's from one of the previous program versions but the principle workflow is the same.
Best regards
Sixten
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Hallo,
die Angaben in PV*SOL sind so korrekt.
Sie haben eine Modultischbreite von 4 Modulen x 1,0155 m = 4,062 m. Mit dem Aufstellwinkel von 20° ergibt sich dann eine minimale Reihentiefe von 4,062 m x cos 20° = 3,817 m. Die von Ihnen angegebene Reihentiefe von 3,785 m liegt unterhalb dieses minimal möglichen Wertes und kann deshalb nicht eingegeben werden. Sie bezieht sich auch auf eine Modultischbreite von 4 x 0,992 m = 3,968 m.
Die in der PV*SOL-Zeichnung dargestellte Aufständerungshöhe h von rund 1,4 m entspricht der Höhe von Modulunterkante zu Moduloberkante. Das entspricht auch Ihrer Zeichnung. Die Moduloberkante befindet sich dort bei 2,210 m und die Modulunterkante bei 0,8 m, was in der Differenz rund 1,4 m ausmacht. Für die Berechnung der Verschattung die Gesamthöhe von 2,21 m eine eher untergeordnete Rolle. Alle Modultische befinden sich ja in der gleichen Höhe von 0,8 m und somit wirkt sich nur der Modultischteil auf die Verschattung aus, der über 0,8 m liegt. Das ist dann die Aufständerungshöhe von 1,4 m.
Viele Grüße
Ihr Technischer Support
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Hello James,
The Trina TSM-275-PD05 will be available with the next database update which is scheduled for next week.
Best regards
Sixten
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Hallo Sonnenanbeter,
Das liegt wahrscheinlich daran, dass Sie in der Wirtschaftlichkeitsberechnung beim Kapitalzins (Umlaufrendite) einen Wert eingegeben haben bzw. den Standardwert von 1 % gelassen haben. Über diese Eingabe wird der Wertverfall des Geldes berücksichtigt. In der Konsequenz werden dann alle Werte der Wirtschaftlichkeit entsprechend jährlich abgezinst.
Wenn sie denn Kapitalzins auf 0 setzen, dann sollten alle Abschreibungswerte gleich sein.
MfG
Ihr Support-Team
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Hallo sonnenblume,
wenn die die Modulflächen alle unterschiedlich Ausrichtungen und Neigungen haben, dann geht das derzeit gar nicht. Man kann keine unterschiedlich ausgerichteten und geneigten Modulflächen an einen MPP-Tracker verschalten. Daran arbeiten wir gerade und es wird wahrscheinlich ab Herbst 2017 möglich sein.
Wenn Modulflächen die gleiche Ausrichtung und Neigung haben, dann müssten Sie diese vorher zusammenfassen, um Sie an einen MPP-Tracker zu verschalten. In der 2D-Planung heißt dies, Sie müssten die entsprechende Gesamtmodulanzahl bei einer Modulfläche eintragen.
In der 3D-Planung können Sie das realisieren, indem Sie die Module unterschiedlicher Dächer vor dem Verschalten über die Option "Modulflächen gruppieren" zusammenfassen.
Laden Sie anschließend alle unverschalteten Modulflächen, wie im Beispielscreenshot.
Nun können Sie die Modulflächen, die Sie zusammenfassen wollen, markieren (Häkchen setzen) und dann die Auswahl vereinigen.
Danach haben Sie nur noch eine große Modulgruppe und können zur Wechselrichterauswahl gehen.
MfG
Ihr Support-Team
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Hallo Dani,
das geht leider gar nicht. Man kann die Generatoranschlusskästen nicht definieren.
Viele Grüße
Ihr Technischer Support
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Hallo Test123,
nein, das ist nicht möglich. In einer älteren Programmversion können keine Dateien aus neueren Versionen geladen werden.
MfG
Ihr Technischer Support
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Hallo Katja V.,
das mit der Angabe der Zellen beim Öffnen des Datensatzes ist ein Anzeigeproblem. Leider wird bei den Sunpower-Modulen dann eine falsche Zellanzahl angezeigt. In der Datenbank ist aber die richtige Anzahl hinterlegt und es wird auch mit der korrekten simuliert. Sie können das überprüfen indem Sie sich in der Datenbank die Spalte "Anzahl Zellen" anzeigen lassen. Das können Sie über die Option "Spalten auswählen" tun (siehe markiertes Icon im Screenshot). In der Spalte wird dann die korrekte Anzahl angezeigt.
Wir werden das Anzeigeproblem mit einem der nächsten Programmupdates beheben.
Den Wirkungsgrad des Modules können Sie nicht verändern. Der wird im Programm aus den Kennwerten des Moduls berechnet. Die verwendete Formel lautet wie folgt:
Wirkungsgrad = (Nennleistung des Moduls / Modulfläche) x 0,1
Die Nennleistung und die Modulfläche des Moduls berechnen sich dabei:
Nennleistung = Strom im MPP x Spannung im MPP
Modulfläche =: Breite x Höhe
Von den Kennwerten her scheint es auch so zu sein, dass das von Sunpower in der Datenbank eingetragene Modul SPR-X21-327-BLK die gleichen Kennwerte hat wie das Modul SPR-X20-327-BLK (laut Datenblatt). Unter Umständen können Sie dieses direkt verwenden. Wir werden uns einmal mit Sunpower in Verbindung setzen und diese bitten zu überprüfen, ob die Modulbezeichnung an der Stelle korrekt ist.
Wir hoffen das hilft Ihnen erst einmal weiter.
MfG
Ihr Technischer Support
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Hallo Kohli,
nein, das kann nicht die Ursache sein. Der erste Punkt für das Tausenderzeichen ist nur eine Darstellung in Excel. Wenn Sie sich die Datei in einem Texteditor ansehen, dann gibt es keine zwei Punkte.
Wir haben das gerade auch noch einmal mit der obigen Datei getestet. Sie lässt sich ohne Probleme importieren. Kurz zu unserer Vorgehensweise dabei:
- Datei auf Festplatte speichern
- Den Importieren-Dialog im Programm öffnen
- Mit folgenden Einstellungen importieren
Haben Sie die Datei vor dem Importieren geöffnet und dabei vielleicht versehentlich irgendwie bearbeitet? Vielleicht versuchen Sie es noch einmal?
Welches Programm konkret nutzen Sie?
MfG
Ihr Technischer Support
EEG Umlage
in PV*SOL
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Hallo Johannes_PV,
grundsätzlich muss auf der Seite Wirtschaftlichkeit unter den angewandten Einspeisetarifen, neben dem Einspeisetarif, auch der Tarif für die EEG-Umlage ausgewählt werden. In den Ergebnissen wird die Eigenverbrauchsabgabe dann unter dem Punkt Wirtschaftlichkeit ausgegeben.
In der Cashflow-Tabelle wird die Eigenverbrauchsabgabe direkt mit der Einspeisevergütung verrechnet und die Summe in der Zeile Einspeisevergütung ausgegeben.
Viele Grüße
Sixten