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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.

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.