20 PV-beregningsformler

n=Pm (cellens maksimale effekt)/A (celleareal) x Pin (indfaldende lysstyrke pr. arealenhed)

Hvor: Pin=1KW/㎡=100mW/cm²

Vmax=Vurderet x 1,43 gange

3.1 Antal batterimoduler parallelt=gennemsnitligt dagligt strømforbrug for belastningen (Ah)/gennemsnitlig daglig strømproduktion af modulet (Ah).

3.2 Antal batterimoduler i serie=systemdriftsspænding (V) x koefficient 1,43/spidsdriftsspænding for modulet (V).

Batterikapacitet=gennemsnitligt dagligt strømforbrug for belastningen (Ah) x antal på hinanden følgende regnfulde dage/maksimal afladningsdybde.

Gennemsnitlig udledningshastighed (h)=antal på hinanden følgende regnfulde dage x belastningsarbejdstid/maksimal udledningsdybde.

Belastningsarbejdstid (h)=∑ belastningseffekt x belastningsarbejdstid/belastningseffekt

7.1 Batterikapacitet=gennemsnitligt strømforbrug for belastningen (Ah) x Antal på hinanden følgende regnfulde dage x afladningskorrektionsfaktor/maksimal afladningsdybde x lavtemperaturkorrektionsfaktor

7.2 Antal batterier i serie=systemets driftsspænding/batteriets nominelle spænding

7.3 Antal batterier parallelt=total batterikapacitet/batteriets nominelle kapacitet

8.1 Komponenteffekt=(elektrisk effekt x elektricitetstid / lokale spidsbelastningstimer) x tabskoefficient Tabskoefficient: tag 16~2.0 i henhold til lokalt forureningsniveau, ledningslængde, installationsvinkel osv.

8.2 Batterikapacitet=(elektrisk strøm x el-tid / systemspænding) x kontinuerlige regnfulde dage x systemsikkerhedsfaktor Systemsikkerhedsfaktor: tag 1,6~20 i henhold til batteriafladningsdybden, vintertemperaturen, inverterens konverteringseffektivitet osv. .

Komponent (kvadratisk array)=K x (elektrisk arbejdsspænding x elektrisk arbejdsstrøm x elektricitetstid) 1 Når den lokale årlige strålingssum vedligeholdes af nogen + generel brug, tages K som 230: når ingen vedligeholdelse + pålidelig brug, K tages som 251; når ingen vedligeholdelse + hårdt miljø + meget pålidelige krav, tages K som 276

10.1 Array effekt=koefficient 5618 x Sikkerhedsfaktor x samlet belastningseffektforbrug/hældningskorrektionsfaktor x gennemsnitlig årlig stråling på vandret plan

Faktor 5618: Baseret på opladnings- og afladningseffektivitetskoefficienten, komponentdæmpningskoefficienten osv.: Sikkerhedsfaktor: Baseret på brugsmiljøet, om der er en backup strømforsyning, om der er nogen på vagt osv., tag 11~1,3 .

10.2 Batterikapacitet=10 x samlet belastningsstrømforbrug/systemdriftsspænding; 10 er koefficienten uden solskin (gælder for kontinuerlige regnfulde dage, der ikke overstiger 5 dage).

11.1 Nuværende

Komponentstrøm=belastning dagligt strømforbrug (Wh) / system DC-spænding (V) x peak solskinstimer (h) x systemeffektivitetskoefficient

Systemeffektivitetskoefficient: inklusive batteriopladningseffektivitet {{0}}.9, inverterkonverteringseffektivitet 0.85, komponenteffekt minus + linjetab "+ støv osv. 0,9, justeret i henhold til faktiske forhold .

11.2 Strøm

Komponent samlet effekt=komponent strømgenereringsstrøm x system DC-spænding x koefficient 1,43.

Koefficient 1,43: Forholdet mellem komponentens spidsdriftsspænding og systemets driftsspænding

11.3 Batteripakkekapacitet

Batteripakkekapacitet=[belastning dagligt strømforbrug Wh / system DC-spænding V] x [antal på hinanden følgende regnfulde dage / invertereffektivitet x Batteriafladningsdybde]

Inverter effektivitet:omkring 80%~93% i henhold til udstyrsvalg: Batteriafladningsdybde: i henhold til dets ydeevneparametre og pålidelighedskrav, vælg mellem 50%~75%.

12.1 Beregning af systemets batteripakkekapacitet

Batteripakkekapacitet (Ah)=sikkerhedstider x gennemsnitligt dagligt strømforbrug (Ah) x maksimale kontinuerlige regnfulde dage x lav temperaturkorrektionsfaktor/batteri maksimal afladningsdybdefaktor.

Sikkerhedsfaktor: mellem {{0}}.4: Korrektionsfaktor for lav temperatur: 10 for over {{10}}"C, 11 for over -10 grad , 12 for over -20 grader: Batteriets maksimale afladningsdybdefaktor er 0,5 for lav cyklus, 0,75 for dyb cyklus og 0,85 for alkalisk nikkel-cadmium batteri.

12.2 Antal tilsluttede moduler

Antal moduler i serie=systemdriftsspænding (V) x koefficient 1,43 / valgt modul spidsdriftsspænding (V)

12.3 Beregning af den gennemsnitlige daglige strømproduktion af moduler

Daglig gennemsnitlig strømproduktion af moduler=(Ah)=valgt modul spidsdriftsstrøm (A) x peak solskinstimer (h) x hældningskorrektionskoefficient x moduldæmpningskoefficient

Højeste solskinstimer og hældningskorrektionskoefficient er faktiske data for systeminstallationsstedet: Korrektionskoefficient for moduldæmpningstap refererer hovedsageligt til tab på grund af modulkombination, modulstrømdæmpning, modulstøvdækning, opladningseffektivitet osv., generelt {{0} }.8.

12.4 Beregning af den batterikapacitet, der kræves for at blive genopfyldt i det korteste interval mellem to på hinanden følgende regnvejrsdage

Genopfyldt batterikapacitet (Ah)=sikkerhedsfaktor x det gennemsnitlige daglige strømforbrug af belastning (Ah) x det maksimale antal på hinanden følgende regnfulde dage.

Beregning af antallet af parallelle moduler:

Antal parallelle moduler=[genopfyldt batterikapacitet + gennemsnitligt dagligt strømforbrug af belastning x korteste intervaldage] / gennemsnitlig daglig strømproduktion af moduler x korteste intervaldage

Dagligt gennemsnitligt strømforbrug for belastning=belastningseffekt / belastningsarbejdsspænding x antal arbejdstimer pr. dag.

Årlig strømproduktion=(kWh)=lokal årlig samlet strålingsenergi (KWH/㎡) x fotovoltaisk array-areal (㎡) x modulkonverteringseffektivitet x korrektionsfaktor. P=H·A·n·K

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

K1 er reduktionskoefficienten for den langsigtede drift af komponenten, idet der tages 0.8: K2 er korrektionen for effektreduktionen forårsaget af støv, der blokerer komponenten, og temperaturstigningen med 0. 82; K3 er linjekorrektionen, der tager 0.95; K4 er invertereffektiviteten, idet den tager 0.85 eller i henhold til producentens data: K5 er korrektionskoefficienten for orienteringen og hældningsvinklen for det fotovoltaiske system, hvilket tager ca. 0.9,

Fotovoltaisk array areal=årligt strømforbrug/lokalt årlig samlet strålingsenergi x komponentkonverteringseffektivitet x korrektionskoefficient A=P/H·n·K

1 cal=41868 joule (J)=116278 milliwatt-timer (mWh)

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

1 kilowatt-time/㎡ (KWh/㎡7)=36 megajoule/㎡ (MJ/㎡)=0,36 kilojoule/cm (KJ/cm) 100 milliwatt-timer/cm (mWh/cm )=85.98 cal/cm (cal/cm)

1 megajoule/meter (MJ/m)=23 889 cal/cm (cal/cm)=27.8 mWh/cm (mWh/cm) Når strålingsenheden er cal/cm: Årlig spidsbelastning af solskinstimer=stråling x 00116 (omregningsfaktor) Når strålingsenheden er megajoule/meter: Årlig peak solskinstimer=stråling - 36 (omregningsfaktor) Når strålingsenheden er kilowatt-time/meter: Højeste solskinstimer=stråling - 365 dage Når strålingsenheden er kilojoule/cm, højest solskinstimer {{11 }} stråling 0,36 (omregningsfaktor)

Batterikapacitet 25 timer x invertereffekt / nominel spænding på batteripakken

Kostpris for elproduktion=samlede omkostninger + samlet elproduktion

Kraftværksavance=(kraftkøbspris - kostpris for elproduktion) x arbejdstid inden for kraftværkets levetid Kostpris for elproduktion=(samlet omkostning - samlet tilskud) - samlet elproduktion Kraftværksavance { {5}} (indkøbspris for strøm - kostpris for elproduktion 2) x arbejdstid inden for kraftværkets levetid Kraftværksavance=(købspris for strøm - kostpris for elproduktion 2) x arbejdstid inden for kraftværkets levetid + ikke-markedsmæssig faktorindkomst

Uden tilskud: årlig elproduktion x elpris - samlet investeringsomkostning x 100 %=årlig afkastprocentMed kraftværkstilskud: årlig elproduktion x elpris - (samlede investeringsomkostninger - samlet tilskud) x 100 % {{6} } årlig afkastsatsMed elpristilskud og kraftværkstilskud: årlig elproduktion x (elpris + subsidieret elpris) + (samlet investeringsomkostning - samlet tilskud) x 100 %=årlig afkastprocent

19,1 hældningsvinkel

breddegrad Modulets vandrette hældningsvinkel

0"-25 graders hældningsvinkel=breddegrad

26 grader -40 graders hældningsvinkel=breddegrad + 5 grader -10 grader (+7 grader i de fleste dele af mit land)

41 grader -55 graders hældningsvinkel=breddegrad + 10 grader -15 grader

Latitude>55" hældningsvinkel=breddegrad + 15 grader -20

19.2 Azimut

Azimutvinkel=[spidsbelastningstid på dagen (24-timers system) - 12] x15 + (længdegrad - 116)

D=0707H/tan[acrsin(0 648cosФ-0 399sinФ)]

D: Forreste og bageste afstand mellem modularrayet

Ф: breddegrad af det fotovoltaiske system (positiv på den nordlige halvkugle, negativ på den sydlige halvkugle)

H: lodret højde fra den nederste kant af det bagerste solcellemodul til toppen af ​​det forreste skjold