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Hallo Viet Huynh, vielen Dank für deine Anfrage. Auch wenn der monatliche Verbrauch höher als der PV-Ertrag ist, kann es Tageszeiten geben, zu denen der aktuelle PV-Ertrag höher als der aktuelle Verbrauch ist. Das hängt vom Lastprofil ab. Das Lastprofil von Haushalten, in denen tagsüber niemand zuhause ist, hat oft abends eine Lastspitze, wenn der PV-Ertrag nicht mehr so hoch ist, weil die Sonne gerade untergeht. Mittags hingegen kann der hohe PV-Ertrag nur zu einem kleinen Teil selbst genutzt werden, der Rest wird ins Netz eingespeist, sofern er nicht in einer Batterie gespeichert werden kann. Der direkte Eigenverbrauch ist der Teil des PV-Ertrags, der direkt zur Verbrauchsdeckung genutzt wird, weil PV-Ertrag und Verbrauch gleichzeitig auftreten. Mehr Informationen: zur zeitlichen Variation der Sonneneinstrahlung und zum Eigenverbrauch.

Dear CarlSEL, Thank you for your inquiry. We recommend that you create an overall plan in 2D in addition to the 3D planning of the two partial areas. Enter all module areas on the ‘PV Modules’ page. For each module area, enter the shading determined in the 3D planning. On the ‘Inverters’ and ‘Cables’ pages, transfer the configurations from the 3D planning. On the ‘Presentation’ page, download the project report as a doc file and insert the images from the 3D visualisation using Word. 3D: 2D:

Hallo Viet Huynh, vielen Dank für deine Anfrage. In unserer Online-Hilfe findest du ausführliche Informationen zu den Berechnungsgrundlagen und zur Verwendung von bifazialen Modulen in PV*SOL. Die Albedo lässt sich unter Optionen --> Projektoptionen --> Simulation einstellen.

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

Hallo FelixEOC, vielen Dank für deine Anfrage. Der Bezug aus dem Netz und der Eigenverbrauch addieren sich zum Gesamtverbrauch des Kunden. Du kannst den Gesamtverbrauch (oder beide Profile einzeln) in PV*SOL importieren. Der Import von Lastprofilen ist in unserer Online-Hilfe beschrieben. Die PV-Produktion und die Lieferung ins Netz können nicht importiert werden. Es muss jede Anlage anhand von Wetterdaten simuliert werden. Auf der Seite "Anlagenart, Klima und Netz" wählst du den Zeitschritt der Simulation von 1 Minute, da beim Zeitschritt von 1 Stunde die Viertelstundenwerte zu Stundenwerten gemittelt werden. Die Simulationsergebnisse kannst du dir als Viertelstundenwerte exportieren (auf der Seite "Präsentation" links unten: Simulationsergebnisse exportieren). Wenn die PV-Produktion und die Lieferung ins Netz stark von den gemessenen Werten abweichen, können die Verluste verkleinert oder vergrößert werden (z.B. die Kabelverluste auf der Seite "Kabel" oder weitere Leistungsverluste unter "Optionen" --> "Projektoptionen" --> "Simulation"). Mit der so angenäherten PV-Planung kann dann ein Speicher zwecks Eigenverbrauchsoptimierung ausgewählt werden. Bedauerlicherweise können dynamische Stromtarife bisher nicht berücksichtigt werden.

Dear ionut, We have sent you a message with the download link.

Dear ionut, Thank you for your inquiry. Reactivation of software If you want to move your license to another computer, you must first release the relevant serial number on the old computer. To do this, please open the program on the old computer and carry out the following steps: Help -> Registration -> Change registration -> Release serial number With the released serial number you can register your software on the new computer. Important: You can only release a license yourself once in six months. If the release did not work or you no longer have access to the old computer (e.g. after a hard disk crash or an update of the operating system), we can release the license for you or give you permission to early deregistration. Please uninstall the software on the old computer (if still possible) and send us the "Software reactivation request" form, completed and signed, by e-mail. Processing takes about a working day. The data collected in the form will be processed for the purpose of responding to your enquiry in accordance with legal regulations. For more details, please see our Privacy Policy. To switch to our new licence model, please contact our sales team: sales@valentin-software.com. Software-Reactivation-Request_EN_2023.pdf

Hallo Viet Huynh, vielen Dank für deine Anfrage. Bei PV-Anlagen mit Volleinspeisung (ohne Verbraucher) gibt es nur die Auswahl „Abregelung am Wechselrichter“, weil es simulationstechnisch egal ist, an welchem der beiden Punkte abgeregelt wird. Es gibt ja keine Verbraucher, die nach dem Wechselrichter berücksichtigt werden müssen. Bei PV-Anlagen mit Überschusseinspeisung (die PV-Energie deckt zuerst den Verbrauch und der PV-Überschuss wird ins Netz eingespeist) gibt es beide Auswahlmöglichkeiten. Hier macht die Abregelung am Einspeisepunkt Sinn, denn es wird immer erst die Last gedeckt. Nur wenn dann noch zu viel PV-Energie vorhanden ist, wird abgeregelt. Die Abregelung am Einspeisepunkt wird z.B. über Funk-Rundsteuerempfänger realisiert.

Dear dj_prism_ Thank you for your inquiry. Running PV*SOL premium on a virtual machine works without problems for many of our customers. Make sure that the virtual machine can provide the required 3D hardware support. Please check how the graphics resources are allocated to the VM. At least DirectX must be supported. The graphics may not support OpenGL or Direct3D or the functions may need to be switched on. General system requirements: Internet connection Processor: Intel i3, AMD Ryzen 3 or higher RAM: 4 GB Hard disk space: 1,2 GB Resolution display: at least 1.280 x 768 pixels Operating system: Windows 10 (64 bit, latest service pack required), Windows 11 (64 bit) Graphics: DirectX compatible (at least Version 9.0c), 2 GB, OpenGL Others: Microsoft .Net Framework 4.8 We recommend that you download our free trial version and check whether PV*SOL premium runs on your device.

Dear Nuno Lopes, Thank you for your inquiry. Please also send us the log files of the program. You can find these files in the following directory: C:\ProgramData\Valentin EnergieSoftware\log The ‘ProgramData’ directory is normally a hidden directory. If you do not see it, then enter the above path directly into the path window of your explorer. We would need the following files: pvsolpremium.log pvsolpremium.log.1 (if available) pvsolpremium.log.2 (if available)

Sehr geehrter Herr Zeer, vielen Dank für Ihre Anfrage. Im Prinzip geht das. Das Fahrzeug muss es nur erlauben. Diese Information ist im Datensatz des Fahrzeuges hinterlegt. Dort muss der Haken bei „Entladen zur Verbrauchsdeckung“ gesetzt sein. Wenn dies bei Ihrem Fahrzeug nicht der Fall ist, so könnten Sie den Datensatz kopieren und diese Option entsprechend ändern. Bitte informieren Sie sich beim Fahrzeughersteller, ob das Fahrzeug dies auch kann oder zulässt.

Dear Ryan, Thank you for your inquiry. Please send a screenshot with the error message to hotline@valentin-software.com. Have you been asked if a bug report should be sent to us? If you can reproduce the error, please send a bug report and let us know the exact time of the bug report so that we can assign the screenshot.

Dear Laura, Thank you for your inquiry. Please send the relevant project file (*.pvprj) to hotline@valentin-software.com so that we can take a closer look at it. If the file is too large, please use WeTransfer or similar.

Dear CarlSEL, Thank you for your inquiry. Synthesis of minute values: If required, the global radiation, which is supplied in hourly resolution, can be divided into minute values. In this process, 60 minute values are synthesized from each hourly value according to the Hofmann method. Minute values of global radiation are particularly important in order to simulate yield losses due to inverter underdimensioning, inverter control or the interaction of PV system, consumers and storage systems as realistically as possible. Example: If your consumption profile has a resolution of 15 minutes, we recommend the simulation with minute values, as the consumption profile is otherwise averaged to 1h values. We estimate that the accuracy of the simulation with hourly values deviates 3-5% from the simulation with minute values.

Hallo PH2, vielen Dank für deine Anfrage. Abregelung wegen MPP-Spannungsbereich MPP-Tracker haben einen Eingangsspannungsbereich, innerhalb dessen sie den MPP suchen können. Liegt der wahre MPP des PV-Feldes außerhalb dieses Bereiches, wird ein nicht optimaler MPP gefunden, wodurch ein Verlust entsteht. In der Regel ist jedoch der resultierende Strom im PV-Feld dadurch geringer, was hier gegengerechnet wird. Abregelung wegen max. DC-Strom Analog zur Abregelung aufgrund des MPP-Spannungsbereiches findet unter Umständen eine Abregelung oberhalb des maximal zulässigen DC-Stroms statt. Auch hier werden die geringeren ohmschen Verluste angerechnet. Abregelung wegen max. DC-Leistung Analog zur Abregelung aufgrund des maximalen DC-Stroms Abregelung wegen max. AC-Leistung/cos φ Wenn die maximal zulässige AC-Leistung des Wechselrichters überschritten oder durch die Einspeise-Abregelung begrenzt wird, muss auch hier abgeregelt werden. Gleiches gilt, wenn durch die Vorgabe eines bestimmten cos φ die maximal einspeisbare Wirkleistung vermindert wird. Bei Systemen mit Verbrauchern oder Batterien wird die Einspeise-Abregelung erst am Netzanschlusspunkt wirksam und erscheint daher nicht in der Energiebilanz. Weitere Informationen findest du in unserer Online-Hilfe.

Hallo Gerald, vielen Dank für deine Hinweise. Bedauerlicherweise können Bestandsanlagen derzeit noch nicht in PV*SOL abgebildet werden. Unsere Entwicklungsabteilung arbeitet Lösungen zur Berücksichtigung von Bestandsanlagen. Perspektivisch soll es möglich sein, ein zweites Inbetriebnahmedatum sowie einen zweiten EEG-Tarif/Bezugstarif eingeben zu können.

Hallo Adriano Mele, vielen Dank für deine Anfrage. Für das Blindmodul ziehst du ein Dachfenster auf das Dach. Dieses benennst du um (Rechtklick --> Umbenennen), gibst ihm die Modulmaße (Rechtsklick --> Bearbeiten) und versiehst es mit der Textur eines PV-Moduls (Rechtsklick --> Textur ändern):

Hallo Stefan, vielen Dank für deine Anfrage. Du löst dies mit dem Dialog "Modulflächen für die Verschaltung definieren", siehe hier. Du gibst den Modulflächen aussagekräftige Namen (z.B. "Strang 1a", "Strang 1b" usw.) und achtest dann im Verschaltungsfenster darauf, die Modulflächen in der richtigen Reihenfolge zu verschalten (erst "a", dann "b" usw.). Innerhalb einer Modulfläche änderst du die Modulreihenfolge im Strang per Drag-and-Drop. Wenn du weitere Unterstützung brauchst, sende uns deine Projektdatei an hotline@valentin-software.com (und nutze WeTransfer o.ä., falls die Datei zu groß ist).

Hallo Harald, die modulunabhängige Abschattung (aufgrund der Horizontlinie) beträgt zwei Prozent: Variante 1: Variante 2: Die Leistungskurven sind plausibel, mit einer leichten Abschattung in den Morgenstunden: Im Mai: Im Juli: Beantwortet das deine Fragen?

Hallo Elia Marino, vielen Dank für deine Anfrage. Das ist leider nicht möglich. Du hast nur die Möglichkeit, die Pachtkosten auf 20 oder 25 Jahre aufzuteilen, auch wenn das dann etwas ungenau ist. Wir geben deinen Wunsch an die Entwicklungsabteilung weiter.

Hallo Tom, vielen Dank für deine Anfrage. Prinzipiell ist es möglich, ein Projekt wie von dir beschrieben mit PV*SOL zu designen. Die Produkte sind in unseren Datenbanken allerdings anders angelegt und du müsstest sie dir neu anlegen. Die Wechselrichter von Sofarsolar (HYD 15KTL) und Huawei (Sun2000) sind Wechselrichter mit DC-Zwischenkreis-Kopplung, d.h. das angeschlossene Batteriesystem wird immer nur von diesem Wechselrichter geladen. Von dem jeweils anderen kann es nicht geladen werden und du müsstest an beide Wechselrichter zwei separate Batteriesysteme anschließen. Wenn du - wie von dir beschrieben - ein AC-gekoppeltes System designen möchtest, müsstest du beide Wechselrichter neu anlegen. Dazu kopierst du die Datensätze in unserer Datenbank, speicherst sie neu ab und setzt dann die Kopplungsart auf AC-Kopplung. Hinzu kommt, dass der Sun2000-36 KTL in unserer Datenbank zwar als Wechselrichter, aber nicht als Batteriewechselrichter hinterlegt ist. Der größte hinterlegte Batteriewechselrichter von Huawei ist der Sun2000-25K-MB0. Wenn du zwingend den Sun2000-36 KTL als Batteriewechselrichter verwenden willst, müsstest du dir diesen Datensatz selbst anlegen. Außerdem sind der HYD 15KTL und der Sun2000-25K-MB0 nur mit anderen Batterien hinterlegt. Wenn du zwingend die Pylontech Force H3 verwenden möchtest, müsstest du dir auch diese Datensätze selbst anlegen. Im Anhang findest du eine Beispielplanung mit einem HYD 15KTL und einem Sun2000-25K-MB und den dazugehörigen Schaltplan. Die Lade- und Entladeregelung erfolgt in unserer Software so, wie von dir beschrieben: Mit dem PV-Strom wird zuerst die Last gedeckt und dann die Batterie geladen. Nur der Überschuss wird ins Netz eingespeist. 20250109 50kWp mit Batteriesystem.pvprj 20250109 50kWp mit Batteriesystem - Schaltplan.pdf

Hallo PH2, vielen Dank für deine Anfrage. Bitte sende uns deine Projektdatei (*.pvprj) an hotline@valentin-software.com, dann sehen wir uns das mal an.

Dear Marcos Natan, Thank you for your inquiry. Your photo shows that you have shading objects in the neighbourhood (trees, bushes). When the sun is very low, this terrain causes a slight shadow.

Hallo Hausdach, vielen Dank für deine Anfrage. Die Differenz zwischen 17171 kWh ("PV-Generatorenergie (AC-Netz)" ohne Batterie) und 16792 kWh ("PV-Generatorenergie (AC-Netz)" mit Batterie) ist zurückzuführen auf: Verluste durch Laden/Entladen: 207 kWh/Jahr Verluste in der Batterie: 21 kWh/Jahr Ladung am Anfang: 15 kWh Differenz Standby-Verbrauch Wechselrichter: 82 kWh (= 122 kWh - 40 kWh) und ein paar kWh Rundungsfehler Vielen Dank für deinen Hinweis zur besseren Verständlichkeit der Ergebnisse, den geben wir weiter.

Dear Nanta Ragavander, Thank you for your inquiry. Unfortunately, the peak shaving feature is not yet available. We are aware that this topic is quite important. We are working on making this feature available in one of the next software updates.