1. Konverteringseffektivitet

η= Pm (toppeffekt av cellen)/A (celleareal)×Pin (innfallende lyseffekt per arealenhet)

Hvor: Pin=1KW/㎡=100mW/cm².

2. Ladespenning

Vmax=V mengde×1,43 ganger

3. Batterimoduler koblet i serie og parallelt

3.1 Antall batterimoduler koblet parallelt = gjennomsnittlig daglig strømforbruk for lasten (Ah) / den gjennomsnittlige daglige strømproduksjonen til modulene (Ah)

3,2 Antall batterikomponenter i serie = systemdriftsspenning (V) × koeffisient 1,43/komponent topp driftsspenning (V)

4. Batterikapasitet

Batterikapasitet = belastning daglig gjennomsnittlig strømforbruk (Ah) × antall påfølgende regnværsdager / maksimal utladningsdybde

5. Gjennomsnittlig utladningshastighet

Gjennomsnittlig utladningshastighet (h) = antall påfølgende regnværsdager × belastningsarbeidstid / maksimal utladningsdybde

6. Lastarbeid tid

Last arbeidstid (h) = ∑ belastningseffekt × belastningsarbeidstid / ∑ belastningseffekt

7. Batteri

7.1 Batterikapasitet = gjennomsnittlig belastningsforbruk (Ah) × antall påfølgende regnværsdager × utladningskorreksjonsfaktor / maksimal utladningsdybde × lav temperatur korreksjonsfaktor

7.2 Antall batterier koblet i serie = systemets driftsspenning / batteriets nominelle spenning

7.3 Antall batterier koblet parallelt = total kapasitet på batterier / nominell kapasitet på batterier

8. Enkel beregning basert på topp solskinnstimer

8.1 Komponenteffekt = (strømforbruk til elektriske apparater × strømforbruk tid / lokale toppsoltimer) × tapsfaktor

Tap koeffisient: ta 1,6~2,0 i henhold til lokal forurensningsgrad, linjelengde, installasjonsvinkel osv.

8.2 Batterikapasitet = (strøm til elektriske apparater × strømforbrukstid / systemspenning) × antall påfølgende regnværsdager × systemsikkerhetsfaktor

Systemsikkerhet faktor: ta 1,6 ~ 2,0, i henhold til batteriutladningsdybde, vintertemperatur, inverterkonverteringseffektivitet, etc.

9. Beregningsmetoden basert på den totale årlige strålingen

Komponenter (kvadratmatrise) = K × (driftsspenning til elektriske apparater × driftsstrøm til elektriske apparater × strømforbruk tid) / total årlig lokal stråling

Når noen vedlikeholder + generell bruk, tar K 230; når ingen opprettholder + pålitelig bruk, tar K 251: når ingen vedlikeholder + tøffe omgivelser + krever svært pålitelig, tar K 276

10. Beregning basert på årlig total stråling og helningskorreksjonsfaktor

10,1 Square array power = faktor 5618 × sikkerhetsfaktor × totalt belastningseffektforbruk / helningskorreksjonsfaktor × årlig gjennomsnittlig stråling på horisontalplanet

Koeffisient 5618: i henhold til ladnings- og utslippseffektivitetskoeffisient, komponentdempningskoeffisient, etc.; sikkerhetsfaktor: i henhold til bruksmiljøet, om det er en reservestrømforsyning, om det er noen på vakt, etc., ta 1,1 til 1,3

10,2 Batterikapasitet = 10 × total belastning strømforbruk / systemdriftsspenning: 10: ingen solskinn koeffisient (gjelder for sammenhengende regnværsdager som ikke overstiger 5 dager)

11. Flerkanals belastningsberegning basert på topp solskinnstimer

11.1 Strøm

Komponentstrøm = last daglig strømforbruk (Wh) / system likespenning (V) × topp solskinnstimer (h) × systemeffektivitetskoeffisient

Systemeffektivitetskoeffisient: inkludert batteriladingseffektivitet 0,9, inverterkonverteringseffektivitet 0,85, komponenteffektdempning + linjetap + støv osv. 0,9, som bør justeres i henhold til den faktiske situasjonen.

11.2 Effekt

Total effekt til komponentene = komponentkraftproduksjonsstrøm × system likespenning × koeffisient 1.43

Koeffisient 1.43: Forholdet mellom komponentens toppdriftsspenning og systemets driftsspenning.

11.3 Batteripakkekapasitet Batteripakkekapasitet

= [last daglig strømforbruk Wh/system likespenning V] × [antall påfølgende regnværsdager/omformereffektivitet × batteriutladningsdybde]

Invertereffektivitet: ca. 80 % til 93 % i henhold til utstyrsvalg; batteriutladningsdybde: velg mellom 50 % og 75 % i henhold til ytelsesparametere og krav til pålitelighet.

12. Beregningsmetode basert på de høyeste soltimer og intervallet mellom to regnværsdager

12.1 Beregning av systemets batteripakkekapasitet Batteripakkekapasitet

(Ah) = sikkerhetsfrekvens × belastning daglig gjennomsnittlig strømforbruk (Ah) × maksimalt antall sammenhengende regnværsdager × lav temperatur korreksjonskoeffisient / batteri maksimal utladningsdybde koeffisient

Sikkerhetsfaktor: Mellom 1,1 og 1,4: Korreksjonsfaktor for lav temperatur: 1,0 for over 0 °C, 1,1 for over -10 °C, 1,2 for over -20 °C: batteri maksimal utladningsdybdekoeffisient: 0,5 for grunn syklus, 0,75 for dyp syklus syklus tar alkaliske nikkel-kadmium-batterier 0,85.

12.2 Antall komponenter koblet i serie

Antall komponenter i serie = systemdriftsspenning (V) × koeffisient 1,43/topp driftsspenning for utvalgte komponenter (V)

12.3 Beregning av gjennomsnittlig daglig kraftproduksjon av moduler

Daglig gjennomsnittlig kraftproduksjon av moduler = (Ah ) = topp driftsstrøm for utvalgte moduler (A) x topp solskinnstimer (h) x helningskorreksjonsfaktor x moduldempningstapskoeffisient

Høyeste solskinnstimer og helningskorreksjonsfaktoren er de faktiske dataene for systeminstallasjonsstedet: Korreksjonsfaktoren for komponentdempingstap refererer hovedsakelig til tap på grunn av komponentkombinasjon, komponenteffektdempning, komponentstøvdeksel, ladeeffektivitet, etc., generelt ta 0,8:

12,4 Beregning av batterikapasiteten som må suppleres for det korteste intervallet mellom to påfølgende regnværsdager

Supplerende batterikapasitet (Ah) = sikkerhetsfaktor × belastning daglig gjennomsnittlig strømforbruk (Ah) × maksimalt antall påfølgende regnværsdager

Beregning av antall komponenter koblet parallelt:

Antall moduler koblet parallelt = [tilleggsbatterikapasitet + daglig gjennomsnittlig strømforbruk for laster × minimumsintervalldager] / gjennomsnittlig daglig strømproduksjon av komponenter × minimumsintervalldager Last daglig gjennomsnittlig strømforbruk = lasteffekt / lastdriftsspenning ×

arbeidstimer per dag

13. Beregning av kraftgenerering av fotovoltaisk array

Årlig kraftproduksjon = (kWh) = lokal årlig total strålingsenergi (KWH/㎡) × areal av fotovoltaisk kvadrat (㎡) × modulkonverteringseffektivitet × korreksjonsfaktor. P=H·A·η·K

Korreksjonskoeffisient K=K1·K2·K3·K4·K5

Dempningskoeffisienten til K1-modulen for langtidsdrift, ta 0,8: ta 0,82: K3 er linjekorreksjonen, ta 0,95: K4 er omformereffektiviteten, ta 0,85 eller i henhold til produsentens data: K5 er korreksjonsfaktoren for orienteringen og helningsvinkelen til solcellepanelet, som er omtrent 0,9.

14. Beregn arealet til solcellepanelet i henhold til strømforbruket til lasten

Fotovoltaisk modul kvadratisk matriseareal = årlig strømforbruk / lokal årlig total strålingsenergi × modulkonverteringseffektivitet × korreksjonsfaktor

A=P/H·η·K

15. Konvertering av solstrålingsenergi

1 kort (cal) = 4,1868 joule (J) = 1,16278 milliwattimer (mWh)

1 kilowatt-time (kWh) = 3,6 megajoule (MJ)

1 kWh/㎡(KWh/㎡)=3,6 MJ/㎡(MJ/㎡)=0,36 kJ/cm?(KJ/cm?)

100 mWh/cm? (mWh/cm?) = 85,98 cal/cm? (kal/cm?)

1 MJ/m? (MJ/m?) = 23,889 cal/cm? (kal/cm?) = 27,8 mWh/cm? (mWh/cm?)

Når enheten for stråling er cal/cm?: årlige topp soltimer = stråling x 0,0116 (omregningsfaktor)

Når enheten for stråling er MJ/m?: årlige topp soltimer = stråling ÷ 3,6 (konvertering faktor)

Når enheten for stråling er kWh/m?: Høyeste solskinnstimer = stråling ÷ 365 dager

Når enheten for stråling er kJ/cm², topp solskinnstimer = stråling ÷ 0,36 (omregningsfaktor)

16. Batterivalg

Batterikapasitet≥5t×invertereffekt/batterimerkespenning

17. Beregningsformel for strømpris

Kraftproduksjon kostpris = totalkostnad ÷ total kraftproduksjon

Kraftstasjonsfortjeneste = (kraftinnkjøpspris - kraftproduksjon kostpris) × arbeidstimer innenfor levetiden på kraftstasjonen

Kraftproduksjon kostpris = (total kostnad - totalt tilskudd) ÷ total kraftproduksjon

Kraftstasjonsgevinst = (kraftinnkjøpspris - kraftproduksjon kostpris 2) × arbeidstimer innenfor kraftstasjonens levetid Kraftstasjonsfortjeneste

= ( kraftinnkjøpspris - kraftproduksjon kostpris 2) × arbeidstid innenfor kraftstasjonens levetid + ikke-markedsmessig faktorinntekt

18. ROI-beregning

Ingen tilskudd: årlig kraftproduksjon x strømpris ÷ total investeringskostnad x 100 % = årlig avkastning

Med kraftverkstilskudd: årlig kraftproduksjon x strømpris ÷ (total investeringskostnad - samlet tilskudd) x 100 % = årlig avkastning

Der er strømpristilskudd og kraftstasjonstilskudd: årlig kraftproduksjon x (strømpris + subsidiert strømpris) ÷ (total investeringskostnad - samlet tilskudd) x 100 % = årlig avkastning 19. Solcellepaneler helningsvinkel og asimutvinkel

19,1

Tilt vinkel

Breddegradskomponent horisontal helning

0°-25° helning = breddegrad

26°-40° helning = breddegrad +5°-10° (+7° i de fleste områder av landet vårt)

41°-55° helning=breddegrad+10°-15°

Breddegrad > 55° helning = Breddegrad + 15°-20°

19.2 Azimuth

Azimuth = [høyeste belastningstid på en dag (24-timers system)-12]×15+( lengdegrad-116)

20. Avstand mellom fremre og bakre rad av solcellepanel:

D = 0 . 7 0 7 H / tan [ acrsin ( 0 . 6 4 8 co sΦ- 0 . 3 9 9 si nΦ) ]

D: avstand foran og bak av komponent kvadratisk array

Φ: breddegrad av solcelleanlegg (positiv på den nordlige halvkule, negativ på den sørlige halvkule)

H: den vertikale høyden fra den nederste kanten av den bakre raden av solcellemoduler til den øvre kanten av den fremre raden av tilfluktsrom