hotline_oh

Hallo PH2, danke für deine Nachfrage. Es gibt noch keine Importmöglichkeit aus dem SE-Designer. Bedauerlicherweise haben wir das Thema nicht weiterverfolgt. Wir danken dir für den Hinweis.

Hallo Florian Brüstle, ja, die Analyse der Schattenhäufigkeit bezieht sich auf die direkte Einstrahlung. Wenn du das Albedo auf 0 % und die Höhe der Mauer auf 10 m setzt, beträgt die Diffusabschattung knapp 99 % und der spezifische Jahresertrag knapp 27 kWh/kWp, also "nahezu Null". Genauer können Extremfälle wie dieser in PV*SOL nicht simuliert werden. Dafür ist die Software nicht gemacht. Verschattung Simulation VAL.pvprj

Hello Jerry Dahlsberg, Thank you for your inquiry. I assume that you have chosen a flat mounting angle (e.g. 10°) in the lower photo and a steep mounting angle (e.g. 80°) in the upper photo. This makes the modules of the upper system appear much smaller in the overhead view. If this is not the case, please send us the project file(s) (*.pvprj) to hotline@valentin-software.com so that we can take a closer look.

Hallo Florian Bruestle, vielen Dank für deine Rückmeldung. Bei deinem Beispielprojekt handelt es sich um einen sehr speziellen Fall. Die Schattenhäufigkeit wird hier mit 100 % korrekt ermittelt: Bitte sende uns mal die Projektdateien deiner realen Projekte an hotline@valentin-software.com, zusammen mit deiner Einschätzung zur Ertragsprognose, dann können wir uns das mal ansehen. Unter 'Optionen' --> 'Projektoptionen' --> 'Simulation' kannst du weitere Verluste definieren (z.B. Verluste durch Abweichung vom Standardspektrum, Leistungsverluste durch Spannungsabfall an den Bypassdioden, Leistungsverluste durch Mismatch oder Minderertrag, Leistungsverluste durch Verschmutzung):

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

Dear Jason Brown, Thank you for your inquiry. Please send us your 3D model to hotline@valentin-software.com so that we can take a closer look at it. Unfortunately, we are not familiar with any 3D graphics software or do not know the PV*SOL premium required export settings. You could use WeTransfer, for example, if the file is too big.

Dear Jason Brown, Thank you for your inquiry. Please send us your 3D model to hotline@valentin-software.com so that we can take a closer look at it. Unfortunately, we are not familiar with any 3D graphics software or do not know the PV*SOL premium required export settings. You could use WeTransfer, for example, if the file is too big.

Dear juhaina, Thank you for your inquiry. Unfortunately, PVT modules cannot be mapped correctly in either of the two software programmes. You can only simulate the electrical part in PV*SOL and only the thermal part in T*SOL.

Hallo Hausdach, vielen Dank für den Hinweis. Wir haben den Hersteller kontaktiert und um Prüfung/Korrektur gebeten.

Hallo Elia Marino, vielen Dank für die Zusendung der Datei. Für alle Mitlesenden: Breiten- und Längengrad müssen in Grad angegeben sein, gefolgt von einem Punkt, dann Minuten und Sekunden (dd.mmss). Beispiel: Unser Büro liegt bei 52.5087467 °N, 13.432195 °O in Dezimal-Schreibweise, und 50°30'32" N, 13°25'56" O in der Schreibweise Grad°Minuten’Sekunden". Für die Import-Datei lautet die Angabe: 52.3032 N and -13.2556 O, also Grad.MinutenSekunden.

Dear Miro, You can extrude many superstructures on the roofs as 3D objects. Although they can only be displayed as cuboids, this works very well for air condition, chimneys and higher skylights. The texture of the roof surface is adopted if you tick the corresponding box. The height is applied if you use the Google Solar API. The height can also be edited manually.

Dear Nanta Ragavander, Thank you for your inquiry. On the ‘System type, climate and grid’ page, select ‘Grid-connected PV System with Electrical Appliances and Battery System’: Select or create a load profile with a very low consumption (almost zero): Activate time-controlled discharging (but deactivate time-controlled charging): The energy flow graph could look like this:

Servus Solar_, vielen Dank für deine Anfrage. Am Beispiel eines Abluftrohres, das zwei Module (mit >1%) verschattet: Du definierst eine separate Modulfläche für die beiden verschatteten Module. Stell sicher, dass PV-Module einzeln auswählbar sind. Markiere beide Module und wähle per Rechtsklick "Zum Dialog 'Modulflächen definieren' hinzufügen". Klicke "Modulflächen für die Verschaltung definieren". Im Dialog "Modulflächen definieren": Benenne die Modulfläche in "Dachfläche Süd - verschattet" um. Importiere alle übrigen Module und benenne sie in "Dachfläche Süd - unverschattet" um. Klicke "Verschalten". Markiere im Fenster für die Wechselrichterverschaltung beide Modulflächen und wähle "Selektierte Modulflächen gemeinsam verschalten": Wähle den gewünschten Sungrow-Wechselrichter aus, wähle (für einen der vier MPP-Tracker) die Polystring-Verschaltung, setze das Häkchen für "Leistungsoptimierer" und ordne die beiden Modulflächen wie folgt zu: Im Strangplan sind die beiden Module mit Optimierern dann korrekt zugeordnet:

Dear Antonín, Thank you for your inquiry. Unfortunately, it is not possible to analyse the benefits of a PV system with storage based on spot market prices.

Dear Leonie, Thank you for your inquiry. The name of the location should be in inverted commas: A few entries were missing in lines 1626 to 1629. We have copied in the entries from the previous day. We were then able to import the climate data. Enclosed you will find the file we edited. It looks like this in the selection: Bruckneudorf.dat

Dear CarlSEL, Thank you for your inquiry. With 4no 100kW inverters, each consisting of three units, you cannot draw the single line diagram as described above. However, you have the option of creating data sets yourself. We recommend that you copy an existing data set (right mouse button --> Copy) and overwrite the values. (Further information can be found in our help section.) You would need to create a 100kW Solar Edge inverter. You can then create four isolators (one per inverter) in the single line diagram.

Dear S. Kaya, Thank you for your inquiry. Please send your 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).

Guten Tag GIS, danke für deine Anfrage. Das ist leider noch nicht möglich. Unsere Entwicklungsabteilung ist informiert. Die Einbeziehung von Bestandsanlagen (mit zweitem Inbetriebnahmedatum und zweitem EEG-Tarif/Bezugstarif) soll perspektivisch möglich sein. Derzeit hast du nur die Möglichkeit, beide Anlagenteile getrennt zu simulieren.

Guten Tag P.Se, vielen Dank für deine Anfrage. Auf der Ergebnisseite kannst du dir im Diagrammeditor die Datenreihe "Netzeinspeisung" auswählen. Von der Jahresansicht wechselst du in die Monats- oder Wochenansicht und kopierst dir die Werte in die Zwischenablage. In Excel sortierst du dir Werte und ermittelst so die maximale, gleichzeitig produzierte Leistung. Alternativ kannst du auf der Seite "Präsentation" die Simulationsergebnisse exportieren und dir in Excel den gewünschten Wert raussuchen.

Dear CarlSEL, Thank you for your inquiry. You are right that with this workaround it is only possible to estimate the shading for the entire system. We are working on a new 3D tool that will make it possible to plan larger systems in 3D.

Hallo HRoth, vielen Dank für deine Anfrage. Der Fehler ist mit der Version 2025R1 behoben worden (siehe Release Notes).

Hallo t3e2q, danke für die Zusendung der Projektdateien. Das Problem liegt hier in der unterschiedlichen Priorisierung der Lasten. Die PV-Energie soll zuerst die (Haushalts-)Last, dann das Elektrofahrzeug, dann die Batterie und zuletzt das Netz bedienen. Im Fall mit Phasenumschaltung wird das korrekt simuliert, aber im Fall ohne Phasenumschaltung gibt es einen Bug, der mit dem nächsten Software-Update behoben sein wird. Wir danken dir für den Hinweis! In Bezug auf die Jahres-Energien ist noch zu beachten: Bei aktivierter Phasenumschaltung hat man häufiger Ladevorgänge mit geringer Leistung. Dabei sinkt der Wirkungsgrad und die Verluste steigen. Das heißt, es steigt so gut wie immer auch die Gesamt-Energie, die ins Auto geladen werden muss, in diesem Fall steigt sie von 3034 kWh auf 3157 kWh.

Hallo t3e2q, danke für deine Anfrage. Vermutlich liegt dies an der unterschiedlichen Anschlussleistung. Bitte teste mal die Variante ohne automatische Phasenumschaltung mit einer Mindestladeleistung von 33% (1,37kW). Falls die Ergebnisse weiterhin nicht plausibel sind, sende uns bitte beide Projektdateien an hotline@valentin-software.com, dann sehen wir uns das mal an. (Falls die Dateien zu groß sind, nutze WeTransfer o.ä.).

Dear CarlSEL, Thank you for your inquiry. In 3D, a limit value of 10,000 modules applies for roof-parallel systems and a limit value of 7,500 modules for elevated systems. These values cannot be exceeded. You can try to plan the system in 2D. Here you can define any number of module areas, each with 100,000 modules. In order to take into account the mutual shading of the mounted systems, which is not possible in 2D as the reference point for all shading simulations in 2D is the centre of the entire PV field, you can simulate a small ‘reference’ part of the system in 3D, just a few sample rows. After the simulation, you will receive a percentage of the yield reduction due to shading on the results page. If you then plan the system with all modules in 2D, you can enter the percentage value of the yield reduction in the Shading section on the PV modules page.

Dear Miro, Thank you for your inquiry. We agree with you that the automatic arrangement of strings is not always useful. In your case, strings 1, 3 and 5 are arranged correctly, but strings 2, 4 and 6 are arranged incorrectly. Select the West module area and click on the ‘Edit Module Allocations’ button: Select the 19 modules for string 2 and assign them (right-click) to MPPT 2. Repeat the step for strings 4 and 6: Then select "Horizontal", "Top left" and "Meander": The cable plan should now be correct: