developer_mo

Hi nikgo, ach so, dann hab ich das falsch verstanden. Ich dachte die V112 Version hat auch einen max. Eingangsstrom von 12,5 A. Besten Dank für die Info. Darf ich fragen wie ihr das herausgefunden habt? Ich hoffe wir bekommen bald eine Antwort von Sungrow, die das Ganze klärt. Wenn ich eine neue Info bekomme werde ich sie hier teilen. Viele Grüße Mikio

Hallo nikgo, hallo A.Hack, vielen Dank für Ihre Beiträge. Solange der SH10RT-20 nicht lieferbar ist, können Sie den SH10RT in der Datenbankeintragsversion 5 verwenden. Bei diesem ist der max. Eingangsstrom von MMP1/MPP2 noch auf 12,5 A / 25 A, wie es im Datenblatt des SH10RT steht. Der max. Eingangsstrom des SH10RT in unserer Datenbank wurde von Sungrow auf 13,5 A / 27 A hochgesetzt (Datenbankeintragsversion 6) ohne dass sich das Datenblatt des SH10RT geändert hat. Leider weiß ich selbst nicht, was der Grund für diesen Schritt war. Wir haben Sungrow diesbezüglich angefragt. Um eine andere Datenbankeintragsversion zu nutzen können Sie so vorgehen: 1) Klicken Sie rechts neben dem Wechselrichter auf 'Wechselrichter auswählen' 2) Suchen Sie nach Sungrow und SH10RT, aktivieren Sie die Schaltfläche 'Alle Versionen', wählen Sie die Version 5 und bestätigen Sie mit 'Auswählen' Ich hoffe das hilft erstmal weiter bis der SH10RT-20 in Deutschland verfügbar ist. Viele Grüße Mikio

Hallo Sahog, hallo Triple-S, vielen Dank für eure Beiträge. Wie Triple-S schon richtig geschrieben hat, stimmen da die Einträge in unserer Datenbank nicht. Die Hersteller tragen diese selbst bei uns ein. Unser Datenbank Team wird die Hersteller bitten, die Einträge zu korrigieren. Da wir nicht sagen können wie lange es dauert bis der Hersteller das gemacht hat, würde ich empfehlen erstmal einen anderen Wechselrichter für die Simulation zu verwenden oder eine Kopie des R10KH3 zu erstellen und dort den Wert für den maximalen Eingangsstom auf 26 A zu setzten. Falls der Wert wirklich 26 A ist, ja. Da ich mich aber erst darauf verlassen würde, sobald der Eintrag vom Hersteller (oder vom Vertrieb, möglicherweise wird auch 7-Lines in der Datenbank durch Megarevo ersetzt werden) geprüft wurde, würde ich vorerst auf ein Modell von einem anderen Hersteller ausweichen. Ich hoffe das hilft erstmal weiter. Viele Grüße Mikio

Hi Florian, danke für deine Frage. Allgemein kann ich sagen, dass der kumulierte Cashflow ungefähr gleich ist, wenn der Kapitalzins (Umlaufrendite) und der Kreditzins gleich sind. Das ist ja in der Regel nicht der Fall, deshalb wird es wahrscheinlich bei deinem Projekt auch nicht der Grund sein für die geringe Differenz sein. Du kannst mir das Projekt gerne per privater Nachricht im Forum schicken oder hier im Thread hochladen, falls es öffentlich sein darf, und ich schaue es mir an. Vielleicht kann ich dir dann genauer sagen, warum bei deinem Projekt der Unterschied zwischen finanziert und nicht finanziert so gering ist. Viele Grüße Mikio

Hi Ali, thanks for your question. Simply put the electricity production costs are calculated like following: Electricity production costs = Total Investment costs / Total PV energy during the observation period. For example, if the total cost is 7000 £ and the total energy generated is 120000 kWh, then electricity production costs are 0.0583 £/kWh. An easy way to get the total amount of energy generated is to copy the table behind the graphic on page 'PV energy during the observation period' with a right-click and to add up the total in Excel. The degradation factor of the modules and reinvestment also influence the calculation, if these have been specified. To be able to explain exactly how the electricity production costs are calculated in your project, I would have to take a look at your project. You are welcome to send me a private message in this forum with the .pvprj file or upload it here in the thread. You can also find a description of how to calculate the electricity production costs in our online help under the heading financial analysis. Kind regards Mikio

Hi Akvi_2, thanks for your question. I understand, that it would be easier to create the building and the pv system in the same software. Fortunately, this is possible in PV*SOL for many building types. However for creating complex curved roofs PV*SOL is currently not very suitable, as Frederik pointed out before. One possibility would be to use a free CAD program such as FreeCAD to create the building there and then import it into PV*SOL. May I ask which PV*SOL project you mean? If you mean our example project '3D Barrel Roof', you can find it on the PV*SOL start page on the right under 'Example Projects'. Perhaps you can also use this project as a template for your building. Kind regards Mikio

Hi Peter_, thanks for your question and sorry for the late reply. To make sure that I got your question right, do I understand correctly that: 1) the goal is to know when energy is available for the neighbors (on an hourly basis)? 2) and the additional condition is that 150 kWh per year (?) should be fed into the grid first? And did you mean 150 kWh in the third option? Kind regards Mikio

Hi Diyar, sorry für die späte Antwort. Da bei deinem Vergleich keine großen Unterschiede bezüglich der Verschattung rausgekommen sind, ist das schon mal kein Ausschlussgrund für die unterschiedliche Ausrichtung. Wie Frederik oben schon erwähnt hat, könnte dann halt die Verschaltung etwas unübersichtlicher werden, als wenn alle Module gleich ausgerichtet sind. Ich denke am Ende ist es eine Abwägungsfrage, ob die Vorteile (mehr Ertrag durch mehr Module) so deutlich überwiegen, dass sich der Aufwand und die eventuell etwas unpraktischere Wartung lohnen. Viele Grüße Mikio

Hallo M.S., vielen Dank für den Hinweis. SolarX hat für den X3 Ultra 30 kW Wechselrichter noch kein Batteriesystem in unsere Datenbank angelegt. Wir werden SolarX darum bitten die Möglichen Kombinationen einzutragen. Solange noch kein Batteriesystem für den X3 Ultra eingetragen ist, können Sie sich entweder ein eigenes Anlegen oder vorläufig eine andere vergleichbare Kombination verwenden. Die BMS Parallelbox kann in PV*SOL nicht als zu simulierende Komponente eingebunden werden. Das gewählte Batteriesystem kann nur direkt an den Eingang des Hybridwechselrichters angeschlossen werden. Die in der Realität dazwischengeschaltete Parallelbox wird also weder berücksichtigt noch dargestellt. Falls die an jeden der beiden Wechselrichter ein Batteriesystem anschließen möchten, ginge das übrigens auch. Dazu müssten Sie eine zweite Batteriesystem-Gruppe erstellen, für diese auch ein Batteriesystem wählen und als Anschluss den zweiten Wechselrichter auswählen. Viele Grüße Mikio

Hallo nikgo, vielen Dank für die Anfrage. In diesem Fall sind die Einträge in der Datenbank korrekt. Allerdings muss für einen maximalen Kurzschlussstrom von 15,65 A an MPPT1 die aktuelle Version SH10RT-20 genommen statt der Version SH10RT ohne den Zusatz '-20' werden. Die Version SH10RT mit den 13,9 A an MPPT1 wurde 2020 angelegt. 2023 kam dann die Version SH10RT-20 dazu. Hilft diese Info schon weiter? Viele Grüße Mikio

Hi Carl, thanks for your report. That's interesting. I would have guessed high battery losses (are there many dc-coupled batteries involved in the setup?), but that doesn't really match the high performance ratio. As tsarbiker said, a project file would help to have a look at the setup. You can either upload a file directly in this thread or send me a private message here in the forum with the .pvprj file. Would that be possible? Kind regards Mikio

Hallo Herr Baumfalk, vielen Dank für die Frage und die ausführliche Beschreibung. Ich habe erstmal kurz meinen Kollegen um Rat gefragt und wir sind zum Schluss gekommen, dass es am besten wäre, wenn Sie mir die .pvprj Projektdatei per privater Nachricht hier im Forum schicken könnten. Wäre das möglich? Das würde die Suche nach der Ursache für die unterschiedliche Amortisationsdauer wahrscheinlich erleichtern. Viele Grüße Mikio

Hi Student12, thanks for your question. The number of trees is limited to 50 and can't be increased. Perhaps you can realize the desired scenario with the help of large extruded objects. If I can help you with this, please contact me again, preferably with a description of what the scene should look like. Kind regards Mikio

Hallo nikgo, danke für den Report. Grundsätzlich ist es so, dass die Hersteller einen Zugang zu unserer Datenbank haben und dort ihre Produkte eintragen und aktualisieren. Die von Ihnen angesprochene Kombination könnte durchaus möglich sein und lediglich versehentlich falsch in der Datenbank stehen. Wir haben Sungrow kontaktiert. Zusätzlich könnte es helfen, wenn Sie sich mit der Frage auch bei Ihrem Großhändler melden, mit der Bitte auch mal bei Sungrow nachzufragen, ob da ein Fehler vorliegt. Viele Grüße Mikio

Hi Diyar, vielen Dank für deinen Post. Der 12er Wechelrichter GW12K-SDT20 ist kein Hybrid-Wechselrichter und kann nicht mit einem DC-Speichersystem kombiniert werden. Du musst ein AC-gekoppeltes Speichersystem mit zusätzlichem Batterie-Wechselrichter auswählen, wie z. B. einen Batterie-Wechselrichter der BT-Serie. Viele Grüße Mikio

Hi tsarbiker, that is definitely an interesting question. Many thanks for the post. Your assumption that DC coupling is more effective because there are fewer conversion losses makes sense. The fact that the losses are nevertheless very similar is due to the fact that a DC-coupled system often achieves low efficiency when only a small amount of power is required. This is because the energy still has to be converted into alternating current by the PV inverter in the DC coupling, but the PV inverter has a lower efficiency at low loads than the AC-side battery inverter, which is designed precisely for the battery. For example, if only a small refrigerator needs to be supplied with energy at night and this draws power from the DC-coupled battery, the PV inverter operates in a poor efficiency range (red marked zone in the screenshot below). If the DC-coupled battery were to be charged exclusively with a high utilization rate, the system with the DC coupling would probably be more efficient than the one with the AC coupling. Hope that helps explaining the similar results. Kind regards Mikio

Hello hom, thanks for your question. Unfortunately there is no way to show the shading losses on string level. The most detailed level that the program output offers is that of the MPPT. Internally, the string level is available at some point very likely, but it is not inserted into the results page or the CSV file. Kind regards Mikio

Hallo Elfas, danke für deinen Beitrag und herzlich willkommen im PV*SOL Forum. Ohne die Angaben zum Wechselrichter und der Modulanzahl an den Strängen kann ich leider nicht konkret sagen, wie groß der Querschnitt mindestens sein müsste. Auch die Art der Verschaltung (Polystring oder nicht) wirkt sich ja auf die Belastung des Kabels aus. Am einfachsten ist es wahrscheinlich, wenn du mir die Projektdatei (.pvprj Datei) per privater Nachricht in diesem Forum schickst, damit wir sie uns anschauen können. Viele Grüße Mikio

Hallo an die Lesenden dieses Threads, seit der Programmversion PV*SOL Premium 2024 R1 wird eine Mindestladeleistung nach EN 62196 berücksichtigt, um die Simulationsergebnisse realistischer zu machen. Das heißt, falls die Batterie vorher viel mit einer geringeren Ladeleistung als der Mindestladeleistung geladen wurde, kommt es aber der Version 2024 R1 dazu, dass sie nun weniger mit PV Energie geladen wird. Die gute Nachricht ist, dass es ab der Version 2024 R5 die Möglichkeit geben wird, eine Kombination aus PV Energie und Energie aus dem Netz zu nutzen um das Elektroauto zu laden, falls die Mindestladeleistung durch PV Energie noch nicht erreicht ist. PV*SOL Premium 2024 R5 erscheint voraussichtlich Ende Februar oder Anfang März. Bis dahin lässt sich in vielen Fällen ein deutlich höherer PV-Lade-Anteil erreichen, indem die Option "Automatische Phasenumschaltung" aktiviert wird. Die Option bewirkt, dass die Ladestation automatisch zwischen 1-phasigem und 3-phasigem Laden wechselt, sobald ein vordefinierter Schwellenwert erreicht wird. Bitte achten Sie darauf, ob Ihre Wallbox eine automatische Phasenumschaltung unterstützt. Seit dem 2024 R1 kann es außerdem vorkommen, dass der State of Charge (SoC) des E-Fahrzeuge nicht über 30 % hinauskommt, das Fahrzeug also nur bis auf das Allernötigste geladen wird. Dieser Fehler wird mit der Version 2024 R5 behoben. Viele Grüße Mikio

Hallo PNEU, vielen Dank für die PN mit dem Projekt. Das Problem wurde gefunden und ich habe Ihnen per PN geantwortet. Viele Grüße Mikio

Hallo Diyar, vielen Dank für die Frage. Die Nennleistung des Wechselrichters hat keinen Einfluss auf die Kapazität der Batterie (die Kapazität hat also nichts mit der Leistung des WR zu tun). Entscheidend für die Wahl der Batteriegröße ist der Verbrauch. Die Empfehlung für die Batteriekapazität beruht auf dem angegeben Verbrauch beziehungsweise Lastprofil. Es ist technisch kein Problem ein Batteriesystem mit 50 (oder mehr) kWh an einen Hybridwechselrichter mit 40 kW Nennleistung anzuschließen. Es kommt stattdessen darauf an wie intensiv die Batterie genutzt, und ob dabei die gesamte Kapazität ausgeschöpft wird. Ohne das Projekt und vor allem das Lastprofil zu kennen kann ich deine Frage leider nicht beantworten. Du kannst die Anzahl der Batteriesysteme an einem der Wechselrichter erhöhen oder eine zweite Batteriesystemgruppe erstellen bei der du dann den zweiten Wechselrichter als Anschluss für das Batteriesystem wählen kannst. Welche der beiden Möglichkeiten sinnvoller ist, hängt ganz davon ab, mit welchen Zielen die Anlage betrieben werden soll. Ich hoffe das hilft dir erstmal weiter und wünsche dir weiter viel Spaß bei der Planung. Viele Grüße Mikio

Hallo PNEU, vielen Dank für die Nachfrage. Das sollte nicht so sein, dass die Ergebnisse zwischen dem 2023 R7 und dem 2024 R1-4 in der Ladung des E-Fahrzeugs stark abweichen. Ich nehme an den Lademodus "PV optimiert" haben Sie schon eingestellt. Falls nicht wäre das das erste, was ich versuchen würde. Die Einstellung befindet sich auf der Seite "Elektrofahrzeuge" im Bereich "Ladestation". Sie können mir die Projektdatei auch gerne hier im Forum als private Nachricht schicken oder hier im Thread teilen, damit ich sie mir anschauen kann. Viele Grüße MIkio

Hallo A.Hack, schön, dass die obige Hilfe geholfen hat und danke für Ihre Anschlussfrage. Leider ist das händische Bearbeiten des Kabelplans bei einer Polystringverschaltung nicht möglich. Daher ist die Toolbar bis auf die Anzeige des Strangplans ausgeblendet. Falls eine Verschaltung ohne Polystring möglich ist, ist die Kabelführung möglicherweise wieder änderbar. Viele Grüße Mikio

Hi Design, thanks for your report. Could you elaborate a bit more? Is the tool for creating the mounting surface usable? Is the mounting surface not created after it was drawn? And what kind of 3D object is it (open space or a building)? You could also send me your project file via private message then I could look at the specific problem. Kind regards Mikio

Hallo Sam, vielen Dank für den Beitrag. Gut, dass das Vergrößern der Hauptbuttonleiste zumindest die Bedienung wieder ermöglicht. Dass die .ini Datei so wenig enthält, konnte ich nur nach dem Zurücksetzten von PV*SOL nachstellen. Und nur bevor ich PV*SOL erneut gestartet habe. Wenn du PV*SOL startest und wieder beendest, ist dann weiterhin kein Eintrag "<MainPagerWider>-1</MainPagerWider>" in der Datei? Leider kenne ich außer den hier beschriebenen Wegen keine andere Abhilfe. Es könnte sein, dass es mit der Windows (11?) Version zusammenhängt. Eine Möglichkeit wäre noch, dass du dich bei unserer Hotline (https://valentin-software.com/support/technischer-support/) meldest. Vielleicht können die dir helfen eine bessere Lösung zu finden. Viele Grüße Mikio