pdf viewer in mvc c# : Convert scanned pdf to text word SDK application service wpf html .net dnn manual-pvsol-en10-part53

Workflow 
99 
9.  Click 
OK
and PV modules will automatically be added to the roof area. Now your 
roof might look something like this: 
10. Now you can specify the installation type (horizontal or vertical) and the distances 
between the PV modules in the Module Coverage dialog. 
Convert scanned pdf to text word - SDK application service:C# PDF Convert to Text SDK: Convert PDF to txt files in C#.net, ASP.NET MVC, WinForms, WPF application
C# PDF to Text (TXT) Converting Library to Convert PDF to Text
www.rasteredge.com
Convert scanned pdf to text word - SDK application service:VB.NET PDF Convert to Text SDK: Convert PDF to txt files in vb.net, ASP.NET MVC, WinForms, WPF application
VB.NET Guide and Sample Codes to Convert PDF to Text in .NET Project
www.rasteredge.com
100 
10.1.7  Orientation 
System > Technical data > PV Array / Array i 
> Range 
Orientation
The 
Azimuth
describes the collector area's angle of deviation from the south (northern 
hemisphere) or from the north (southern hemisphere). It is 0° (in the northern hemisphere) 
when the area is exactly oriented to the lunchtime position (zenith) of the sun. 
Azimuth 
Northern 
hemisphere 
Southern 
hemisphere 
North 
180 
East 
-90 
90 
South 
180 
West 
90 
-90 
PV*SOL detects whether the system is in the northern or southern hemisphere from the 
climate data record, which includes the degree of latitude. 
The Tilt angle (inclination) describes the angle between the horizontal and the module 
surface. It is 0° when the modules lie flat on the ground and 90° when they stand 
vertically. 
The radiation processor calculates the irradiation to the tilted surface from the inclination 
and orientation.  
-> How to proceed: 
1.  Select from  
• 
Fixed inclination
• 
Single axis tracking
: Enter a tilt angle. The azimuth automatically tracks the 
sun. 
• 
Dual axis tracking
: The module is rotated at all times so that the solar 
radiation strikes the module vertically. 
2.  If applicable, enter the orientation and tilt angle. 
The resulting annual irradiation, taking shading into account, is shown in 
Irradiation
 
3.  Click on 
Graphic
to see the irradiation [kWh/m²] over the course of a year and the 
radiation annual duration curve [W/²]. 
SDK application service:VB.NET PDF Convert to Word SDK: Convert PDF to Word library in vb.
Convert PDF to Word in both .NET WinForms and ASP.NET webpage. Create high quality Word documents from both scanned PDF and searchable PDF files without losing
www.rasteredge.com
SDK application service:VB.NET Create PDF from Word Library to convert docx, doc to PDF in
Convert multiple pages Word to fillable and editable PDF Professional .NET PDF batch conversion control. Easy to create searchable and scanned PDF files from
www.rasteredge.com
Orientation of modules 
101 
4.  [for grid connected PV arrays only] Click on 
Tilt angle with maximum irradiation
to 
calculate the maximum annual irradiation to the module surface.  
- This corresponds to the optimal tilt angle for Grid connected systems with full 
feed-in. 
- For Stand-alone systems, the optimal tilt angle in winter must usually be 
selected.  
Optimizing for the maximum irradiation would result in high and unused surpluses 
in summer.  
This button is therefore not shown for stand-alone systems. 
The value appears on the button.  
5.  [for grid connected PV arrays only] Transfer it manually to the input field. 
SDK application service:C# PDF - Extract Text from Scanned PDF Using OCR SDK
NET convert PDF to text, C#.NET convert PDF to images Recognize scanned PDF document and output OCR result to MS C# class source code for ocr text extraction in
www.rasteredge.com
SDK application service:C# TIFF: How to Convert TIFF File to PDF Document in C# Project
Convert Tiff to Scanned PDF. |. Home ›› XDoc.Tiff ›› C# Tiff: Tiff to PDF.
www.rasteredge.com
102 
10.1.8 Losses 
10.1.8.1  Losses at the PV Generator 
System > Technical Data > Losses > Array i
The array’s power output (DC side) is, along with the STC efficiency and the calculated 
output, determined by the part load operation, the output’s temperature dependency (see 
output coefficient in the PV Module dialog) and the additional losses. 
-> Proceed as follows: 
1.  Enter the following losses, which occur during real system operation: 
o
Deviation from Standard Spectrum AM 1.5: 
Spectral mismatch changes the module’s characteristic curve, which is 
measured against a standard spectrum. In Central Europe a correction 
factor of an annual average of 2% can be allowed for. The correction factor 
should be entered in the field provided. 
o
due to Mismatch or Lesser Yield Due to Deviation from Manufacturers 
Info: 
Despite equal irradiation and temperature, different MPPs (mismatching) 
can occur because of production tolerances, or because the modules do not 
reach their full power as stated by the manufacturer (lesser yield). These 
kind of power losses can reach 1-5%. (This does not mean the ”mismatch 
effect” that occurs if differently aligned modules, ie a number of arrays, are 
connected to a single system inverter. These losses are defined during 
simulation.) 
o
in Diodes: 
Losses caused by a drop in voltage by the modules’ blocking diodes can 
usually be ignored. 
o
due to Pollution:  
Over a certain tilt angle (approx. 20%) losses caused by pollution can be 
ignored. 
2.  Irradiation Gains: 
o
Ground Reflection (albedo) is evaluated in the radiation processor. PV array 
irradiation is increased by the reflection of radiation on the ground or in the 
surrounding area. With a ground covering of snow the albedo is 80%, under 
normal conditions the albedo is 20%. 
Enter the 
average annual ground reflection (albedo)
.  
o
Or enter the 
monthly albedo
3.  From the 
system height above ground
level it is possible to determine the scalar 
wind at system height for the dynamic Temperature Model. The wind in the 
climate data is measured at a height of 10 meters. 
Enter the 
height of the PV system above ground
SDK application service:C# PDF Text Extract Library: extract text content from PDF file in
Supports text extraction from scanned PDF by using XDoc.PDF for .NET But sometimes, we need to extract or fetch text content from source PDF document file
www.rasteredge.com
SDK application service:VB.NET PDF Text Extract Library: extract text content from PDF
OCR text from scanned PDF by working with XImage.OCR SDK. Best VB.NET PDF text extraction SDK library and component for free download.
www.rasteredge.com
Losses (System) 
103 
4.  Allowing for Manufacturer Tolerances in Pre-Graded Sub-Arrays: 
o
Enter the deviation of module output from power rating specified by the 
manufacturer. This makes sense when you have pre-sorted the modules 
according to power output.  
o
The 
resulting Module Output 
is displayed. 
5. 
Direct Current Cabling to Inverter 
means the cable from the string distributor to the entry of 
the inverter. 
o
Enter the 
single length
of the direct current cables to the inverter. 
o
Select a 
String Cable Cross Section
or enter a different cable cross 
section in mm². 
The sum of the cable cross sections of all strings is displayed. 
Adopt entries for all arrays 
-> Requirement: 
More than one array is defined in the 
System > Technical data > PV generator
dialog. 
-> How to proceed: 
The button "
Use for all arrays
" at the bottom of the 
Losses
dialog.  
Click on this button to copy all values entered in the active tab into all the other arrays. 
SDK application service:C# Create PDF from Word Library to convert docx, doc to PDF in C#.
NET. Convert both DOC and DOCX formats to PDF files. Professional class. Easy to create searchable and scanned PDF files from Word.
www.rasteredge.com
SDK application service:VB.NET PDF - Extract Text from Scanned PDF Using OCR SDK
extract PDF pages, VB.NET comment annotate PDF, VB.NET delete PDF pages, VB.NET convert PDF to SVG. VB.NET PDF - Extract Text from Scanned PDF Using OCR
www.rasteredge.com
104 
10.1.8.2  Losses through Feed-in Management 
System > Technical data > Losses > Feed-in Management
On the basis of the 2012 EU amendment on maintaining grid stability in order to ensure 
reactive power balance between the grid and appliances, PV system operators must 
provide reactive power.  
e.g.: Grid operator requires cos 
φ = 0.9 
-> The inverter must supply 10 % more output: 90 % 
for the previous active power + 10 % for the new reactive power  
In addition, larger PV systems with > 30 kW must be remotely controllable by the grid 
operators. 
Small PV systems with < 30 kW must be limitable to 70 %. 
Reactive power feed-in 
Enter a displacement factor cos 
φ between 0.8 and 1.
With a factor < 1, the usable active power of the inverter will be less. 
With a cos 
φ of 0.95, only 95 %     
The inverter should therefore be sized 5 % larger. 
This is taken into account in the System check, where only the active power is entered in 
the sizing. For identification, 
cos φ
appears after the AC nominal power with a cos 
φ < 1.
If the inverter is sized too small, the simulation will reveal drops in yield. 
Feed-in limitation 
Enter a limitation in PV output of between 60 and 100 percent. 
Feed-in outputs which exceed this value with their installed PV output will be limited to 
this percentage in the simulation. 
-> Proceed as follows: 
1.  Enter a displacement factor cos φ between 0.8 and 1. 
2.  Select  
Maximum feed-in
Enter a limitation in PV output of between 60 and 100 percent. 
105 
10.1.9 System Check 
In order to check the interconnection of modules and inverters or MPP trackers and 
batteries, and the influence of losses in the direct current cabling, click on the System 
Check button before exiting the 
Technical Data
dialog. Depending on the system 
connections the system check takes place on one or a number of pages. 
If new Settings for temperature and irradiation maximums have been entered under 
Options/Settings, you will be reminded of this by a message at the base of the window. 
No Discrepancies 
You should only exit the ”Technical Data” dialog when, after the system check, the 
following message appears: 
On checking the system no discrepancies have been found!
Further Calculation Possible 
If discrepancies appear, but a simulation of the system is still possible, the following 
message appears: 
Please check the system parameters! Further calculation possible.
Incorrect Database Data 
The system check requires that module and inverter data is saved in the database. If 
specifications are missing, or if the specifications are not physically possible, a message 
appears: 
The database files contain incorrect values!
Select Components 
If you go to the system check before loading the module and inverter specifications, this 
message appears: 
Please select components from the database files available!
Check System Parameters 
If during the system check errors are found that have to be corrected before simulation can 
take place, the message is: 
Simulation is not possible until you have checked and corrected the system parameters!
The following checks occur for grid connected systems: 
Output checks 
The inverter’s nominal output and maximum PV output are compared with the installed PV 
output per inverter. The inverter’s capacity is defined from the PV output divided by the 
inverter’s nominal output. A message appears if the capacity is less than 90% or more 
than 110%. Capacities less than 20% and more than 300% are not accepted. 
PV*SOL Expert 6.0  -  Manual  
106 
If the PV output is larger than the inverter’s nominal output, the inverter must reduce the 
output to the inverter’s nominal output. If the PV output is significantly less than the 
inverter’s nominal output, the inverter works at a low efficiency rate. 
MPP Voltage Check 
The inverter’s MPP tracking field is compared with the MPP voltages of the modules 
connected in series. The voltage decreases with rising temperature and decreasing 
radiation. 
Boundary values in defining the MPP voltages that occur in the PV system are: 
• 
a working point for high irradiation and low temperature to define the maximum 
MPP voltage, and 
• 
a working point for low irradiation (onto the tilted module surface) and maximum 
module temperature to calculate the minimum MPP voltage. 
The working points are dependent on the: 
• 
location of the system, 
• 
orientation and inclination of the modules, and the 
• 
type of module mount. 
PV*SOL
®
takes the lowest module temperature as being equal to the lowest external 
temperature in the climate data record being used. Maximum radiation is taken from the 
climate data record for the month in which this temperature occurs, for the preceding 
month, and for the following month, and is converted onto the tilted module surface. For 
example, with an orientation due south and a 30  inclination, the values for two different 
locations are: 
• 
Berlin: 14 C und 858 W/m² 
• 
Freiburg: 11 C und 957 W/m² 
To define the system’s lowest MPP voltage, the value of the irradiation during module part 
load performance is taken from the module database as the minimum irradiation. For 
example: 300 W/m². 
The maximum module temperature for this irradiation is defined by the maximum 
temperature at the system location plus an offset. The maximum system location 
temperature is read from the climate data record being used. The offset is dependent on 
the module mount and the irradiation. 
It applies that: 
T
max,Modules
= T
max,Sys. Location
+ factor * G
min
/ 1000. 
Factor = 20 for free-standing modules, 
Factor = 30 for rooftop mounting with ventilation space, and 
System Check 
107 
Factor = 45 for roof or façade-integrated modules without ventilation space 
This gives, for example, an offset of +9°C on the external temperature for modules with 
ventilation space, and a minimum irradiation of 300 W/m². 
If under Options/Settings/System Check you select Set Values, you can enter 
temperature and irradiation extremes, which are then used in the system check. 
The module array’s MPP voltage is calculated for both of the working points described 
above, and then compared with the inverter’s MPP tracking range. 
A message warning of discrepancies appears if the inverter’s threshold values vary by 
more or less than 10% from the modules. A value over 50% less than the lower MPP 
threshold is not permitted. 
Overstepping the upper MPP threshold is restricted at the next stage by the strict 
observation of the maximum no-load voltage. 
Upper Voltage Threshold Check 
The inverter’s maximum system voltage must not be exceeded on any account. Exceeding 
the inverter’s upper voltage threshold can cause irreparable damage to the inverter. 
The maximum occurring voltages should be checked very carefully.
As a comparative value PV*SOL
®
defines the module array’s no-load voltage at the working 
point: minimum module temperature and maximum irradiation. This point has already 
been calculated for the MPP voltage check (see: MPP Voltage Check). 
A message that the critical voltage has been reached appears if the module array’s no-load 
voltage equals the maximum inverter voltage. 
You are able to continue with simulation, but you should take into account when 
planning your system, that exceeding the maximum inverter voltage can cause 
irreparable damage to the inverter.
Exceeding the maximum voltage by 25% is not permitted. 
The following checks are made on stand-alone systems: 
Stand-Alone System Inverter AC Output Check 
For AC appliances the inverter’s nominal AC output and the appliances’ maximum output 
are compared to ensure that the inverter can deliver the maximum output for the 
appliances. 
Without a back-up generator, a message appears if the inverter output is less than 98% or 
greater than 120% of the appliances’ maximum output. Outputs less than 33% and greater 
than 500% of the appliances’ maximum output are not accepted. 
If a back-up generator is used, this is able to cover the consumption directly, ie the back-
up generator’s energy does not flow through the stand-alone system inverter. The upper 
threshold remains the same, but the programme does not strictly set the lower threshold. 
PV*SOL Expert 6.0  -  Manual  
108 
Stand-Alone System Inverter Voltage Check 
For the AC appliances, the battery voltage is compared with the inverter voltage. Both 
components are loaded from the database and have to be checked against the system 
voltage. 
Battery Voltage Check 
If your system has direct battery connection, the battery voltage sets the modules’ working 
point. The battery voltage is dependent on the charge condition. PV*SOL
®
works with a 
characteristic curve for the (averaged) voltage. 
These benchmark figures are compared with two working points for the modules’ MPP 
voltage, ie the MPP voltage at 500 W/m² and 25°C, and at 1000 W/m² and 25 C (STC) 
A message appears if the minimum battery voltage is less than 60% and the maximum 
battery voltage is larger than the corresponding MPP voltage. 
Simulation is blocked if the minimum battery voltage is less than 40% and the maximum 
greater than 110% of the corresponding MPP voltage. 
MPP Tracker Output Check 
If an MPP tracker is used, a check is required to see if the MPP tracker’s output 
corresponds to the PV output. If the figure is exceeded the PV energy produced will be 
reduced, if the figure is not reached the MPP tracker works at a poor efficiency rate. 
A message appears if the MPP tracker’s output is less than 90% and more than 120% of 
the PV output. MPP tracker outputs less than 33% and more than 500% of the PV output 
are not accepted. 
MPP Voltage Check 
The MPP tracker’s MPP tracking range is compared with the module array’s MPP voltages. 
The voltage decreases with increasing temperature and decreasing radiation. The 
definition of the working points is as described in the grid connected system check. 
For both of these working points the module array’s MPP voltage is calculated and 
compared with the MPP tracker’s MPP tracking range. 
A message warning of discrepancies appears if the MPP tracker’s threshold values vary by 
more or less than 10% from the modules. Not reaching the lower MPP threshold of around 
50% or exceeding the upper MPP threshold of around 25% is not permitted. 
Cabling checks are made on both types of systems, and on each PV array. 
DC Cabling Check 
The flow of current through the cabling under standard test conditions (STC) is defined by 
the module current flow under STC and the number of parallel-connected modules in an 
array. This should not be more than the permitted electrical capacity of the cabling. 
Documents you may be interested
Documents you may be interested