hotline_oh

Moin, Finn Hansen, vielen Dank für Ihre Anfrage. Das Lademanagement ist so programmiert, dass das E-Fahrzeug die kommende Fahrt sicher zurücklegen kann. Der Fokus von PV*SOL ist, dass das E-Fahrzeug primär mit PV-Energie beladen wird. Wenn die Batterie jeden Abend aus dem Netz voll geladen werden würde, würde in der Summe weniger PV-Energie genutzt werden. Wie schon hier geschrieben, könnten Sie ein E-Fahrzeug mit der Funktion „Entladen zur Verbrauchsdeckung“ auswählen, dann erfolgt im Lademodus „Standard“ die Vollladung auf 100 Prozent. Darüber hinaus haben Sie die Möglichkeit, die Ladeenergie Ihres E-Fahrzeugs als Verbraucher anzulegen. Dort können Sie ein eigenes Lastprofil (aus Tagesverläufen) definieren, hier geben Sie von 7 bis 17 Uhr null Verbrauch und von 18 bis 6 Uhr die Ladeenergien an. In den Ergebnissen sehen Sie dann, welcher Anteil der Ladeenergie von der PV-Energie abgedeckt wird und welcher Anteil aus dem Netz kommt.

Dear Maggie, Thank you for your inquiry. Both values are provided by the manufacturer Ginlong (Solis) in our database. 40 kW is the AC Power Rating in kW (active power). This value indicates the power at which the inverter generates the optimal yield. 44 kW is the max. AC Power in kVA (apparent power). This value is a limit. In the diagram editor, you can see that the output is curtailed to 40 kW on sunny days. However, since you are planning an east-west facing system, a power output of 40 kW will probably not be achieved even on sunny days.

Hallo Markus71, vielen Dank für Ihre Nachricht. Das Verhalten von Wärmepumpen im Teillastbereich ist schwer abzubilden, da jeder Hersteller seine eigenen Tricks hat. Unsere Entwicklungsabteilung ist dabei, diesen Bereich zu überarbeiten, und wird sich auch die von Ihnen genannte Wärmepumpe genauer ansehen. Wir danken Ihnen für den Hinweis.

Dear Fadi, Thank you for your message. You can freely specify the desired hot water temperature. If you consider 50 or 60 °C more suitable and this is required by the plumbing code, then enter that value. A higher storage temperature is also possible: 45 °C is the default value, which you can change if necessary. Higher target temperatures require larger system components. We recommend simulating different system variants and comparing the results.

Dear Fadi, Thank you for your inquiry. We confirm that you enter the 43 °C shower temperature in the "Desired DHW temperature" cell. The tank temperature can be set higher.

Dear D. Handel, Thank you for your inquiry. Yes, importing energy consumption data is possible with the trial version of PV*SOL premium. The only difference from the full version is that project reports cannot be downloaded.

Dear Lime, Thank you for your inquiry. Even if you're planning a roof-parallel system, don't select "Module Coverage." Instead, use the "Module Mounting" option and select a mounting system with a 0° tilt angle. For this mounting system, you can select the alignment to a reference edge.

Moin, Finn Hansen, vielen Dank für Ihre Anfrage. Die 8 Fahrten berechnen sich aus den Zeiten an der Ladestation: Es ist ein Wochentag mit zwei Fahrten dabei. Falls das irrtümlicherweise passiert ist und die Zeiten an allen Wochentagen gleich und so wie am Sonntag (Screenshot) sind, dann klicken Sie einfach auf "Werte für alle Tage übernehmen", damit setzen Sie die Anzahl der Fahrten pro Woche wieder auf 7. Die gewünschte Reichweite pro Woche von 2100 km erreichen Sie nicht, weil die Reichweite nach WLTP nur 280 km beträgt.

Moin, Finn Hansen, vielen Dank für Ihre Anfrage. Elektrofahrzeuge werden von PV*SOL wie Batteriesysteme gerechnet. Der Batterie-Wechselrichter ist dann die Ladestation des Fahrzeugs. Die Modellierung von Elektrofahrzeugen unterscheidet sich hauptsächlich in den Abwesenheiten der „Batterie“ (also des Fahrzeuges) und dem Energie-Management beim Laden. Eine Erläuterung zu den Ladestrategien finden Sie in der PV*SOL-Hilfe: https://help.valentin-software.com/pvsol/de/berechnungsgrundlagen/batteriesysteme/ladestrategien/ In PV*SOL können Sie zwischen zwei Lademodi wählen: „Standard“ und „PV optimiert“. Im Lademodus „PV optimiert“ wird je nach Verfügbarkeit und Bedarf der optimale Zeitpunkt für die Nachladung ermittelt. Eine Erläuterung zu den Lademodi finden Sie in der PV*SOL-Hilfe: https://help.valentin-software.com/pvsol/de/berechnungsgrundlagen/elektrofahrzeuge/ Ihrem Diagramm entnehmen wir, dass Sie vermutlich den Lademodus „Standard“ gewählt haben und dass Ihr E-Fahrzeug von 6 bis 18 Uhr nicht an der Ladestation steht. In dieser Zeit wird der Ladezustand von 6 Uhr als Konstante angezeigt. Um 18 Uhr, wenn das Fahrzeug an die Ladestation zurückkehrt, ändert sich der Ladezustand sprunghaft auf den Wert nach der Fahrt. Im Lademodus „Standard“ beginnt die Ladung dann sofort um 18 Uhr, im Lademodus „PV optimiert“ erfolgt die Ladung ggf. zeitlich verzögert. In Ihrem Projekt schwankt der Ladezustand zwischen 20 und 80 Prozent. Wenn Sie die Fahrleistung (die Reichweite in km) erhöhen, erreichen Sie Ladezustände zwischen 10 und 90 Prozent. Ladezustände von nahezu 100 Prozent werden nicht erreicht, wenn das Fahrzeug diese Lademenge gar nicht benötigt. Sollten Sie jedoch ein E-Fahrzeug mit der Funktion „Entladen zur Verbrauchsdeckung“ ausgewählt haben, dann erfolgt im Lademodus „Standard“ die Vollladung auf 100 Prozent.

Dear Carl, Thank you for sending the project file. For systems with a full feed-in concept, you can specify the P value used for the financial analysis in the ‘Bankability: Exceedance probability of the forecast yield (P50/P90)’ dialogue. Unless otherwise specified, the P50 value is used by default in the yield simulation. You have selected the P90 value, which is why the low grid export in the first year is used for the financial analysis.

Dear Carl, Thank you for your inquiry. Please send us the project file (*.pvprj) to hotline@valentin-software.com, so that we can take a closer look at it.

Dear Henrique, Thank you for your inquiry. We cannot reproduce your problem. In the Energy Flow Graph we can see that the battery is not charged from the grid. Regarding your second question: Unfortunately, it isn't possible to enable charging only after the PV Power became above the clipping power.

Dear Adam_W, Thank you for your inquiry. Unfortunately, this isn't possible. We will forward your request to our development department.

Dear Maggie, Thank you for your inquiry. If you specify a displacement power factor (cos φ < 1) in the options, the inverter's active power will be used instead of its apparent power.

Sehr geehrter Herr Joos, vielen Dank für Ihre Anfrage. Die von Ihnen gewünschten Features (Erhalt der Verschaltung bei Wechselrichter-Tausch, freie Namengebung der Wechselrichter und der Strangbezeichnungen) sind uns bekannt und wir arbeiten an einer Umsetzung. Um bei 600 Modulen nicht alle Module einzeln von Hand verschieben zu müssen, empfehlen wir die Verwendung der Funktion "Modulflächen für die Verschaltung definieren" (eine Erläuterung finden Sie hier). Sie können Modulflächen je Wechselrichter, je MPP-Tracker oder je Strang definieren. Das kann viel Arbeit einsparen, insbesondere wenn Sie erst mit dem alten und anschließend mit dem neuen Wechselrichter simulieren wollen. Die Definition der Modulflächen bleibt beim Wechselrichtertausch erhalten. Innerhalb der Modulflächen müssen Sie auch nur in besonderen Fällen die Module einzeln von Hand verschieben. In den 3D-Optionen können Sie die Richtung, den Startpunkt und den Verlauf pro Strang, pro MPP-Tracker, pro Wechselrichter und pro Modulformation angeben. Diese Sortierung lässt sich auch bei bestehender Wechselrichter-Verschaltung ändern, ohne dass die Wechselrichter-Verschaltung dabei gelöscht wird.