developer_mo

Hier noch ein Nachtrag: Solange es noch kein SLS Symbol gibt, können Sie auf der Seite 'Kabel' ein benutzerdefiniertes Schaltzeichen als Vorlage anlegen und dieses mit der Bezeichnung SLS versehen. Weitere Infos zum Anlegen von Schaltzeichen und Vorlagen finden Sie in unserer Onlinehilfe unter dem Stichwort 'Schaltzeichen'. https://help.valentin-software.com/pvsol/de/navigationsseiten/kabel/#schaltzeichen Viele Grüße Mikio

Hallo Josua, vielen Dank deine Anmerkung aus der Praxis. Ich werde sie zur Besprechung an das Team weiterleiten. Viele Grüße Mikio

Hallo Genenger, vielen Dank für die Anfrage. Wie Sie schon geschrieben haben wurde der Wunsch Anfang letzten Jahres in unsere Liste aufgenommen. Weil unsere Priorität auf der Neuentwicklung der 3D Umgebung liegt sind leider fast keine Entwickeler:innen frei, um die Liste mit gewünschten Features abzuarbeiten. Ich werde es trotzdem bei der nächsten Gelegenheit nochmal einbringen. Viele Grüße Mikio

Hallo Josua, vielen Dank für die Rückmeldung. Das tut mir leid, dass ich die Frage mit der ersten Antwort noch nicht klären konnte. In der Tat ist es erstmal irritierend, dass Energie aus dem Netz bezogen wird, obwohl die Batterie noch Energie enthält. Auch dass dies in den Morgenstunden auftritt erscheint zunächst nicht intuitiv. Trotzdem vermute ich, dass die Simulation korrekt ist. Meine Vermutung ist, dass der Wechselrichter gelegentlich AC Strom braucht. Wahrscheinlich als eine Art Anlaufenergie um aus dem Ruhezustand zu kommen. Da die DC gekoppelte Batterie keinen Wechselstrom liefern kann, wird dieser aus dem Netz bezogen. Ich habe das Batteriesystem kopiert, als AC gekoppeltes angelegt und gegen das DC gekoppelte Batteriesystem ausgetauscht. Das hat bewirkt, dass es keinen Netzbezug mehr zu den Morgenstunden gab. Weil die Mitarbeitenden, die sich am besten mit den Batteriesystemen in PV*SOL auskennen gerade bei der Intersolar in München sind, geht meine Antwort leider nicht über diese Vermutung hinaus. Ich hoffe ich konnte trotzdem etwas weiterhelfen. Viele Grüße Mikio

Hi Michiel, I'm sorry that I'm replying late and that you haven't heard back from us yet. Your email was accidentally marked as processed and was not noticed. However, a colleague from the hotline is looking into it and you will receive a reply shortly. Kind regards Mikio

Hi Black, thanks for your question. The coupling type can only be changed for self-created or copied entries: You can create a new entry or copy an existing entry with the action buttons on the top of the table or by right click on the table: Kind regards Mikio

Hi Pranav, thanks for your post and sorry for the late reply. This looks right. I assume you already checked the file format according to the section 'Import load profile' in our online help. If not, it is on the 'Consumption' site: https://help.valentin-software.com/pvsol/en/pages/consumption/ If the problem persists, could you post the file you're trying to import in this tread or send it to me via private message in this forum? This would make it easier for us to find the cause of the problem. Kind regards Mikio

Hi Pranav, thanks for your question. I'm not sure if I got your point. What do you mean by 'cable with option'? I tried to comprehend it in a little example: After dragging the grommet on the roof, I was able to assign it to an inverter by right click > cable with > cable grommets. Next I edited the distance from inverter by right clicking the grommet. If this is not what you mean, please feel free to contact me again. There is also an former post to this topic which could be interesting for you: Kind regards Mikio

Here is an addition: In our experience, these errors are difficult for us to reproduce. It could be due to authorizations or other restrictions in the file system. You can also contact our technical support directly. You can find their contact details here: https://valentin-software.com/en/support/technical-support/ Kind regards Mikio

Hi Pedro, thank you for you're report and sorry for my late reply. Unfortunately I wasn't able to reproduce the error yet. Could you share your project file in this thread or send it to me via private message in this forum? Kind regards Mikio

Hi Yurate Wolf, thank you for your post and sorry for the late reply. The ERA data is already included in the SARAH/SARAH-2 data on the PVGIS side. PV*SOL receives the final data and do not fill in any missing data, i.e. we leave it at 0. In the case of missing data, I would recommend the following: The easiest solution is to fall back on another climate data source. If you want to use PVGIS, use a slightly offset location and see if the data integrity is better there. An other option is to export the data to a file, manually fill in the missing days with mean values from the hours of the previous and following days and import this. There is also an entry in the help on how to create climate data manually which you can find here: https://help.valentin-software.com/pvsol/2023/en/pages/system-type-climate-and-grid/meteosyn/#options Kind regards Mikio

Hi Jan, thanks for your question. I have tried to reproduce your result but could not recreate the high difference like you experienced. Perhaps I have misunderstood something. You can also post two example projects in which the difference you describe occurs, then I can try to find out what the problem is. Kind regards Mikio

Hi Emile, thank you for your posts and sorry for my late reply. We took a look at the 20 kW project that you posted. If I understand it correctly, it's about the warnings that PV*SOL issues for this configuration. Is that correct? Warnings do not mean that the system must not be built in this way, but indicate that increased losses may be expected. The losses could be reduced by using a third inverter, but this would then lead to higher acquisition costs. With three of the 20 kW inverters, we were able to increase the specific annual yield by 1.91 kWh/kWp. Although the clipping losses are lower with the addition of a third inverter, the third inverter is hardly worthwhile. I also simulated the project with the SUN2000 15KTL-M2, which reduced the specific annual yield to 812 kWh/kWp. This seems plausible to me due to the higher clipping losses. Please feel free to contact me again if this does not answer your question. Kind regards Mikio

Hallo Zdenko, vielen Dank für die Anfrage. Ich habe sie an unser Datenbank Team weitergegeben, die wiederum GoodWe anfragen, ob sie die neuen Speichersysteme in unsere Datenbank eintragen können. Viele Grüße Mikio

Hallo Ma, beim Projekt von Treehawk gab es nicht den einen Grund für die Abweichung in den Berechnungen. Der leicht fallende Wert der Einsparungen in den ersten 6 Jahren lag vermutlich an der exponentiellen Moduldegradation, die in diesem Zeitraum höher war als der Preisänderungsfaktor des Arbeitspreises. Du kannst aber gerne dein Projekt hier teilen oder mir per privater Nachricht schicken damit ich versuchen kann deine Frage genauer zu beantworten. Viele Grüße Mikio

Hallo Josua, danke für die erneute Nachfrage und Entschuldigung für die späte Antwort. Ich habe mir zusammen mit Frederik das Projekt angesehen und wir haben gesehen, dass die Batterie im Winter selten über 70 % geladen wird und über Nacht oft so stark entladen ist, dass sie zur Deckung des Verbrauchs nicht mehr beitragen kann. Wenn der Speicher voll wäre und kontinuierlich 200 Watt verbraucht würden, ja. Wenn der Speicher aber unter 50 % geladen ist und am Abend deutlich über 200 Watt verbraucht werden, kann es durchaus sein, dass die Größe des Speichers nicht ausreicht bzw. die PV-Anlage im Winter nicht genug Energie liefert um den gesamten Nachtverbrauch zu decken. Nichtsdestotrotz ist die Anlage m. M. n. gut dimensioniert, da sie über das gesamte Jahr gesehen zu deutlichen Netzbezugseinsparungen führt und die geringe PV Leistung im Winter für den Standort Berlin durchaus gewöhnlich ist. Mehr Autarkie zu erreichen würde wahrscheinlich zu unverhältnismäßig hohen Kosten führen. Ich hoffe das hilft weiter. Viele Grüße Mikio

Hi Litiantian, thanks for your questions. There are several factors that can lead to energy loss when charging and discharging the battery. For example, if the battery system is only discharged with a low current it operates at a low level of efficiency. If the battery system includes a battery inverter, there are also conversion losses. These losses are caused by different efficiency rates in DC/DC or AC/DC conversion. The manufacturer's specifications for the battery system serve as the basis for calculating the charging and discharging losses in PV*SOL. The efficiency is specified in our database for each battery system as a function of the utilization rate. For example, if the battery system is only loaded with a usage rate of 30 %, the efficiency of the system in the below example drops to 91 %. This means that 9 % is lost in the form of unusable energy. These losses are mainly caused by the internal resistance of the battery and by self-consumption of battery systems. Battery storage systems require energy for their own operation, e.g. for battery management, cooling and monitoring systems. If energy is stored in a battery over a longer period of time, standby losses (losses when the battery is not used) can occur. These losses occur due to the self-discharge of the battery, i.e. the battery gradually loses energy even when it is not under load. The self-discharge rate depends on the battery type and the ambient temperature. The basis for calculating the losses in the battery is the internal resistance of the battery and its self-discharge rate. These are stored in our database in the battery entries and are also based on the manufacturer's specifications. I hope that answers your questions. If not, please contact me again. Kind regards Mikio

Hi Fernando del Pozo, There is a limit of up to 7,500 modules mounted and up to 10,000 modules roof-parallel applying to a single 3D project. However, in 2D there is a limit up to 100,000 per array. You can use the 2D editor for your project to get the results in one presentation document. The 3D modeling and the detailed shadow simulation are unfortunately not included in the 2D part. But these can often be calculated in a version of the project with fewer modules and transferred to the 2D system as a percentage shading factor. Kind regards Mikio

Hi Sam, Hi OSSLH, thank you very much for your contribution. And sorry for my late reaction. As Sam pointed out in your post, this is the way to distribute battery systems to multiple inverters. The battery system groups are available since the PV*SOL Premium release 2024 R1 and the PV*SOL release 2024 R4. Kind regards Mikio

Hi Brendon, thanks for your post. It's difficult to find out the cause without the project. But you can post the project here or send it to me via personal message in this forum so that I can take a look at it. Kind regards Mikio

Hi Darten90, thanks for your question. I think in this case you could use the 'Meander' option for the string course in the configuration options. Therefore open the 'Set Configuration Options' dialog and set the sorting course to 'Meander'. Next, configure the system. After the configuration, change the starting point of the 'Part String 2' to 'Top Right'. Now the string course should meander like this: Kind regards Mikio

Hi Go green BG, at the moment there are no plans to implement tracker construction in the 3D Designer. Kind regards Mikio

Hello Williamt, thanks for sharing your question. There is no 'Battery Charge' row in the 'Production Forecast' section of the presentation because the system you have created is a DC coupled one. In this case the modules, inverters and batteries are considered as one coherent unit and the energy from the battery is already included under the position 'PV Generator Energy (AC grid) with battery'. Nonetheless, you can see the charge and discharge of the battery in the 'Energy Flow Graph' on the results site or in the presentation. Kind regards Mikio

Hallo Jens, vielen Dank für die Frage. Die Drehbarkeit der Mauern ist in der Tat erklärungsbedürftig. Es gibt in PV*SOL zwei verschiedene Mauern. Die 'einfache' und die 'drehbare', die später hinzugefügt wurde. Genaugenommen gibt es auch noch die Brandmauer, die aber nur für das Platzieren auf Objekten zur Verfügung steht. Auf Freiflächen bzw. Kartenausschnitten kann nur die drehbare Mauer gedreht werden. Um eine drehbare Mauer zu platzieren, musst du dich in der Objektansicht befinden. Bei den Mauern werden dann beide Varianten angezeigt. Die drehbare Mauer kann dann wie gewohnt über Doppelklick oder Kontextmenü bearbeitet und dann auch gedreht werden. In der lokalen Hilfe, die über das Fragezeichen am Fensterrand oder die F1 Taste erreicht werden kann gibt es auch einen Abschnitt über die Mauern, der leider noch nicht in unserer Onlinehilfe steht. Viele Grüße Mikio

Hi Pranav, technically, it is possible to import a terrain model via the 3D model import, but because of the unevenness, only a large number of individual module areas and no continuous plane can be placed on it, we strongly do not advise this. Instead, there is an option under 'Open Areas' > 'Tilted Open Area' to use a plane with a fixed slope as a base. One way to get there is when you create a new project and open the 3D Designer by clicking on 'Edit'. You can edit the 'Open Area' by right-click > 'Edit' on the object or on its representation in the tree view. Currently, we only provide the trapezoidal type of mounting system shown in the screenshot below: You can change the height and inclination of the modules in the 'Edit Assembly System' dialog where you get to via 'Select/edit Assembly System' >'New Assembly System'. Unfortunately, existing mounting systems can only be overwritten, i.e. the previously created formation will be deleted and the modified mounting system must be newly placed on the module area. Kind regards Mikio