1. Umwandlungseffizienz
N = PM (Spitzenleistung der Batteriezelle)/A (Batteriezelle Fläche) x Pin (einfallende Lichtleistung pro Bereicheinheit)
Unter ihnen: PIN = 1 kW/㎡ = 100 mw/cm ²。
2. Ladespannung
Vmax = vrated x 1,43 -mal
3. Serie Parallele Verbindung von Batteriemodulen
(1) Die Anzahl der parallelen Batteriemodule = Täglich durchschnittlicher Stromverbrauch der Last (AH)/tägliche durchschnittliche Stromerzeugung von Modulen (AH)
(2) Serienverbindungszahl der Batteriemodule = Systembetriebsspannung (V) X -Koeffizient 1,43/Spitzenbetriebsspannung von Modulen (V)
4. Batteriekapazität
Batteriekapazität = durchschnittlicher täglicher Last Stromverbrauch (AH) x kontinuierliche regnerische Tage/maximale Entladungstiefe
5. Durchschnittliche Entladungsrate
Durchschnittliche Entladungsrate (h) = kontinuierliche Regenzeit x Lastzeit/maximale Entladungstiefe
6. Arbeitszeit beladen
Last Arbeitszeit (h) = ∑ Lastleistung x Last Arbeitszeit/∑ Lastleistung
7. Batterie
(1) Batteriekapazität = durchschnittlicher Last Stromverbrauch (AH) x Dauerhafte Regentage x Entladungskorrekturfaktor/maximale Entladungstiefe x Niedertemperaturkorrekturfaktor
(2) Anzahl der angeschlossenen Serien angeschlossenen Batterien = Systembetriebsspannung/Nominalbatteriespannung (3) Anzahl der parallel angeschlossenen Batterien = Gesamtkapazität der Batterie/Nominalbatteriekapazität
8. Einfache Berechnung basierend auf realem Peak -Sonnenschein
(1) Komponentenleistung = (Stromverbrauchsleistung x Stromverbrauchszeit/lokale Spitzen -Sonnenscheinstunden) x Verlustkoeffizient
Verlustkoeffizient: Nehmen Sie 1,6 ~ 2,0 auf der Grundlage des lokalen Verschmutzungsniveaus, der Leitungslänge, des Installationswinkels usw.
(2) Batteriekapazität = (elektrische Stromversorgung x Elektrische Zeit/Systemspannung) x kontinuierlicher Regen Tage x System Sicherheitsfaktor
Systemsicherheitsfaktor: Nehmen Sie 1,6 ~ 2,0, basierend auf der Batterie -Entladungstiefe, Wintertemperatur, Effizienz der Wechselrichterumwandlung usw.
9. Berechnungsmethode basierend auf einer jährlichen Gesamtstrahlung
Komponente (Matrix) = KX (Betriebsspannung der Elektrogeräte x Betriebsstrom von Elektrogeräten x Gebrauchszeit)/Gesamtstrahlung in der lokalen Region
Bei der Aufrechterhaltung von jemandem und im Allgemeinen wird K auf 230 festgelegt; Bei unbemannter Wartung+zuverlässige Verwendung nimmt K 251;
Wenn es keine Wartung, harte Umgebung und sehr zuverlässige Anforderungen gibt, wird K als 276 angenommen
10. Berechnung basierend auf dem jährlichen Koeffizienten der Bestrahlung und des Steigungskorrektur
(1) Matrixleistung = Koeffizient 5618 x Sicherheitsfaktor x Gesamtlast Stromverbrauch/Steigungskorrekturfaktor x Jährlicher Durchschnittshorizontalstrahlung
Koeffizient 5618: Basierend auf dem Lade- und Entladen -Effizienzkoeffizienten, dem Dämpfungskoeffizienten des Komponenten usw.;
Sicherheitsfaktor: Auf der Grundlage der Nutzungsumgebung, der Verfügbarkeit des Sicherungsnetzteils und der Anwesenheit von Personal 1,1 bis 1,3.
(2) Batteriekapazität = 10 x Gesamtlast Stromverbrauch/Systembetriebsspannung; 10 ist der Koeffizient ohne Sonnenschein (anwendbar für kontinuierliche regnerische Tage bis zu 5 Tage)
11. Multiplex -Lastberechnung basierend auf den maximalen Sonnenscheinstunden
(1) Strom: Komponentenstrom = Täglicher Stromverbrauch (WH)/System -DC -Spannung (v) x Peak Sonnenscheinstunden (H) X -Systemeffizienzkoeffizient
Der Systemeffizienzkoeffizient: Die Ladeeffizienz der Speicherbatterie beträgt 0,9, die Umwandlungseffizienz des Wechselrichters beträgt 0,85 und die Dämpfung der Komponentenleistung+Linienverlust+Staub 0,9. Die spezifischen Anpassungen werden gemäß der tatsächlichen Situation vorgenommen.
(2) Kraft
Die Gesamtleistung der Komponente = der Strom erzeugt durch die Komponente x Die Gleichspannung des Systems x Der Koeffizient 1,43. Der Koeffizient 1,43 ist das Verhältnis der Spitzenbetriebsspannung der Komponente zur Systembetriebsspannung.
(3) Batteriekapazität
Batteriekapazität = [Täglicher Stromverbrauch WH/System DC -Spannung v] x [kontinuierliche Regenzeit/Wechselrichter -Effizienz x Batterie -Entladungstiefe]
Wechselrichter -Effizienz: je nach Auswahl der Ausrüstung zwischen 80% und 93%; Batterie -Entladungstiefe: je nach Leistungsparametern und Zuverlässigkeitsanforderungen zwischen 50% und 75%.
12. Berechnungsmethode basierend auf den maximalen Sonnenscheinstunden und der Anzahl der Tage zwischen zwei regnerischen und bewölkten Tagen
(1) Berechnung der Systembatteriekapazität
Batteriekapazität (AH) = Sicherheitsfrequenz x Durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch unter Last (AH) x Maximale kontinuierliche Regenzeit x niedriger Temperaturkorrekturfaktor/maximale Entladungstieffizient der Batterie
Sicherheitsfaktor: zwischen 1,1 und 1,4: Niedrigtemperaturkorrekturfaktor: 1,0 für Temperaturen über 0 ℃, 1,1 für Temperaturen über -10 ℃ und 1,2 für Temperaturen über -20 ℃; Der maximale Entladungstieffizient der Batterie: 0,5 für flache Zyklen, 0,75 für tiefe Zyklen und 0,85 für alkalische Nickel -Cadmium -Batterien.
(2) Anzahl der Komponenten in Reihe
Verbindungsnummer der Komponentenserie = Systembetriebsspannung (v) X -Koeffizient 1,43/Ausgewählter Komponentenspitzenbetriebsspannung (V)
(3) Berechnung der durchschnittlichen täglichen Stromerzeugung von Komponenten
Die tägliche durchschnittliche Stromerzeugung der Komponente = (AH) = Spitzenarbeitsstrom der ausgewählten Komponente (a) x Peak -Sonnenscheinstunden (H) X Steigungskorrekturkoeffizient X -Komponenten -Abschwächungskoeffizient. Der Peak Sunshine -Stunden und der Steigungskorrekturkoeffizient sind die tatsächlichen Daten der Systeminstallation. Der Korrekturkoeffizient für Dämpfungsverlustverluste bezieht sich hauptsächlich auf die Verluste, die durch Komponentenkombination, Dämpfung der Komponenten, Komponentenstaub, Ladeeffizienz usw. verursacht werden, und wird im Allgemeinen als 0,8 angenommen.
(4) Berechnung der Batteriekapazität, die für das kürzeste Intervall zwischen zwei aufeinanderfolgenden regnerischen und bewölkten Tagen aufgefüllt werden soll
Ergänzende Batteriekapazität (AH) = Sicherheitsfaktor x Durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch unter Last (AH) x Berechnung der Anzahl der parallel angeschlossenen Komponenten für maximale kontinuierliche Regentage:
Anzahl der parallelen Komponenten = [ergänzende Batteriekapazität+durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Last x Kürzeste Intervalltage]/durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Komponenten x Kürzeste Intervalltage
Durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Last = Lastkraft/Lastspannung x Anzahl der Arbeitszeiten pro Tag
13. Berechnung der Photovoltaik -Array -Stromerzeugung
Jährliche Stromerzeugung = (kWh) = lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie (kWh/m)
X Photovoltaikarray -Bereich (㎡) X -Komponentenumwandlungseffizienz x Korrekturfaktor. P = H · a · n · k Korrekturkoeffizient K = K1 · K2 · K3 · K4 · K5
Der Dämpfungskoeffizient der K1-Komponente während des langfristigen Betriebs, der mit 0,8 angenommen wurde;
K2 -Korrektur für die Leistungsabnahme der Komponenten, die durch Staubobstruktion und Temperaturerhöhung verursacht wird, mit einem Wert von 0,82; K3 ist die Linienkorrektur, die als 0,95 angenommen wurde;
K4 ist die Wechselrichter -Effizienz, die als 0,85 oder basierend auf Herstellungsdaten angesehen wird.
K5 ist der Korrekturkoeffizient für die Ausrichtung und den Neigungswinkel der Photovoltaik -Array, die als rund 0,9 eingenommen wird.
14. Berechnen Sie die Fläche des Photovoltaik -Arrays basierend auf dem Stromverbrauch der Last
PV -Modularray -Bereich = jährlicher Stromverbrauch/lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie X -Modul -Umwandlungseffizienz X Korrekturkoeffizient A = P/H · N · k
15. Umwandlung der Sonnenstrahlungsenergie
1 Cal = 4,1868 Joule (J) = 1,16278 Milliwatt Stunden (MWh) 1 kWh = 3,6 Megajoules (MJ)
1 kWh/㎡ (kWh/m) = 3,6 Megajoule/m (MJ/m) = 0,36 kilojoules/cm (kJ/cm) 100 Milliwatt Stunden/cm (MWH/cm) = 85,98 Calories/cm (Cal/cm) 1 1 1 Megajoule/M (MJ/M) = 23,889 Kalorien/cm (Cal/cm) = 27,8 Milliwatt Stunden/cm (MWH/cm)
Wenn die Strahlungseinheit Kalorien/Zentimeter beträgt: jährliche Peak -Sonnenscheinstunden = Strahlungsmenge x 0,0116; Wenn die Strahlungseinheit Megajoule/Meter ist: jährliche Spitzen -Sonnenscheinstunden = Strahlungsmenge ÷ 3,6; Wenn die Strahlungseinheit Kilowatt Stunden/Meter beträgt: Spitzen -Sonnenscheinstunden = Strahlungsmenge ÷ 365 Tage; Wenn die Strahlungseinheit trockene Joule/Zentimeter ist: Spitzen -Sonnenscheinstunden = Strahlungsmenge ÷ 0,36 (0,0116, 3,6, 365,)
16. Batterieauswahl
Batteriekapazität ≥ 5HX Wechselrichterkraft/Nennspannung des Akkus
17. Formel für Strompreisberechnung
(1) Kostenpreis der Stromerzeugung = Gesamtkosten ÷ Gesamtleistungserzeugung
Kraftwerksgewinn = (Kaufpreis - Erzeugungskostenpreis) x Arbeitszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks
(2) Stromerzeugungskostenpreis = (Gesamtkosten - Gesamtsubvention) ÷ Gesamtleistungserzeugung
Kraftwerksgewinn = (Kaufpreis - Erzeugungskostenpreis 2) x Arbeitszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks
Kraftwerksgewinn = (Kaufpreis - Erzeugungskostenpreis 2) x Arbeitszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks+Nichtmarktfaktorgewinn
18. Berechnung der Investitionsrendite
(1) Keine Subvention: jährliche Stromerzeugung X Strompreis ÷ Gesamtinvestitionskosten x 100%= Jahresrücklaufquote
(2) Subventionen für Stromstationen: jährliche Stromerzeugung X Strompreis ÷ (Gesamtinvestitionskosten - Gesamtbetrag) x 100%= Jahresrücklaufquote
(3) Subvention des Strompreises und Kraftwerkszuschub: jährliche Stromerzeugung X (Strompreis+Subventionspreis) ÷ (Gesamtinvestitionskosten - Gesamtbetrag) x 100%= Jahresrücklaufquote
19. Photovoltaik -Array -Tilt -Winkel und Azimutwinkel
(1) Neigungswinkel
Horizontale Neigungswinkel mit Breitengradkomponenten
0 ° -25 ° Neigung = Breitengrad
26 ° -40 ° Neigung = Breitengrad+5 ° -10 °
(In den meisten Regionen unseres Landes wird+7 ° verabschiedet)
41 ° -55 ° Neigungswinkel = Breite+10 ° -15 °
Breitengrad> 55 ° Eintauchwinkel = Breitengrad+15 ° -20 °
(2) Azimutwinkel
Azimutwinkel = [Spitzenlastmoment des Tages (24 -Stunden -System) -12] x15+(Länge -116)
20. Der Abstand zwischen den vorderen und hinteren Reihen der Photovoltaik -Array
D = 0,707H/TAN [ACRSIN (0,648COS) φ- 0,399SIN φ)]
D: Der Abstand zwischen Vorder- und Rückseite des Komponentenarrays
Verlassen: Der Breitengrad des Photovoltaiksystems (positiv in der nördlichen Hemisphäre und negativ in der südlichen Hemisphäre)
H: vertikale Höhe von der unteren Kante des hinteren Photovoltaikmodul
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