1. Efficienza di conversione
N = PM (potenza di picco della cella della batteria)/A (area della cella della batteria) X PIN (potenza della luce incidente per unità area)
Tra questi: pin = 1KW/㎡ = 100mW/cm ²。
2. Tensione di ricarica
VMAX = VRATED x 1,43 volte
3. Connessione parallela in serie dei moduli della batteria
(1) Il numero di moduli di batteria paralleli = consumo di energia medio giornaliero del carico (AH)/generazione di energia media giornaliera di moduli (AH)
;
4. Capacità della batteria
Capacità della batteria = consumo medio di elettricità di carico giornaliero (AH) x giorni di pioggia continui/profondità di scarico massima
5. Tasso di scarico medio
Tasso di scarico medio (h) = giorni di pioggia continua x Tempo di lavoro del carico/profondità di scarico massima
6. Carica l'ora di lavoro
Carica orario di lavoro (h) = ∑ carico potenza x carico orario di lavoro/∑ caricamento alimentazione
7. Batteria
(1) Capacità della batteria = consumo medio di elettricità di carico (AH) x Giorni di pioggia continui X Fattore di correzione della scarica/Profondità di scarica massima X Fattore di correzione a bassa temperatura
;
8. Calcolo semplice basato sul sole di picco reale
(1) Potenza componente = (potenza del consumo di elettricità x Tempo di consumo di elettricità/Ore di sole del picco locale) X Coefficiente di perdita
Coefficiente di perdita: prendere 1,6 ~ 2,0 in base al livello di inquinamento locale, lunghezza della linea, angolo di installazione, ecc.
(2) Capacità della batteria = (energia elettrica x Tensione del tempo/sistema) x Giorni di pioggia continua x Fattore di sicurezza del sistema
Fattore di sicurezza del sistema: prendere 1,6 ~ 2,0, in base alla profondità di scarico della batteria, temperatura invernale, efficienza di conversione dell'inverter, ecc.
9. Metodo di calcolo basato su radiazioni totali annuali
Componente (matrice) = kx (tensione operativa di apparecchi elettrici X corrente operativa di apparecchi elettrici x tempo d'uso)/radiazioni annuali totali nell'area locale
Se mantenuto da qualcuno e in uso generale, K è impostato su 230; Quando manutenzione senza pilota+uso affidabile, K ne prende 251;
Quando non vi è alcuna manutenzione, ambiente duro e requisiti molto affidabili, K viene preso come 276
10. Calcolo basato sul coefficiente annuo di radiazione totale e correzione della pendenza
(1) Potenza a matrice = coefficiente 5618 x Fattore di sicurezza X Consumo di elettricità totale/Fattore di correzione della pendenza X Annuale radiazione orizzontale media
Coefficiente 5618: basato sul coefficiente di ricarica e efficienza di scarico, coefficiente di attenuazione dei componenti, ecc.;
Fattore di sicurezza: in base all'ambiente di utilizzo, alla disponibilità di alimentazione di backup e alla presenza del personale, prendere da 1,1 a 1,3.
(2) Capacità della batteria = 10 x Tensione operativa di elettricità di carico totale/Sistema; 10 è il coefficiente di nessun sole (applicabile per giorni di pioggia continui fino a 5 giorni)
11. Calcolo del carico multiplex in base alle ore di sole del sole
;
Coefficiente di efficienza del sistema: l'efficienza di ricarica della batteria di stoccaggio è 0,9, l'efficienza di conversione dell'inverter è 0,85 e l'attenuazione della potenza dei componenti+la perdita di linea+polvere è 0,9. Gli aggiustamenti specifici saranno apportati in base alla situazione reale.
(2) Potenza
La potenza totale del componente = la corrente generata dal componente x la tensione CC del sistema x il coefficiente 1.43. Il coefficiente 1.43 è il rapporto tra la tensione operativa di picco del componente e la tensione operativa del sistema.
(3) Capacità della batteria
Capacità della batteria = [Carica il consumo di energia giornaliero Wh/Sistema Tensione DC V] X [Giorni di pioggia continua/Efficienza dell'inverter x Profondità di scarico della batteria]
Efficienza dell'inverter: tra l'80% e il 93% a seconda della selezione delle apparecchiature; Profondità di scarico della batteria: tra il 50% e il 75% a seconda dei parametri di prestazione e dei requisiti di affidabilità.
12. Metodo di calcolo basato sulle ore di picco del sole e il numero di giorni tra due giorni piovosi e nuvolosi
(1) Calcolo della capacità della batteria del sistema
Capacità della batteria (AH) = Frequenza di sicurezza x Consumo medio giornaliero dell'alimentazione in carico (AH) x Giorni di pioggia continui massimo X Fattore di correzione a bassa temperatura/Coefficiente di profondità di scarico massima della batteria
Fattore di sicurezza: tra 1,1 e 1,4: fattore di correzione a bassa temperatura: 1,0 per temperature superiori a 0 ℃, 1,1 per temperature superiori a -10 ℃ e 1,2 per temperature superiori a -20 ℃; Il coefficiente di profondità di scarico massimo della batteria: 0,5 per cicli poco profondi, 0,75 per cicli profondi e 0,85 per batterie alcaline di cadmio in nichel.
(2) Numero di componenti in serie
Numero di connessione della serie componente = tensione operativa del sistema (V) X Coefficiente 1.43/Tensione operativa del picco dei componenti selezionati (V)
(3) Calcolo della generazione media di energia giornaliera di componenti
La generazione di potenza media giornaliera del componente = (AH) = corrente di lavoro di picco del componente selezionato (a) x Ore solare di picco (h) x Coefficiente di correzione della pendenza X Coefficiente di perdita di attenuazione del componente. Le ore di sole del sole e il coefficiente di correzione della pendenza sono i dati effettivi della posizione di installazione del sistema. Il coefficiente di correzione della perdita di attenuazione dei componenti si riferisce principalmente alle perdite causate dalla combinazione componente, attenuazione della potenza dei componenti, copertura della polvere componente, efficienza di ricarica, ecc. Ed è generalmente preso come 0,8.
(4) Calcolo della capacità della batteria da riempire per l'intervallo più breve tra due giorni di pioggia consecutivi e nuvolosi
Capacità della batteria supplementare (AH) = Fattore di sicurezza X Consumo medio giornaliero dell'alimentazione in carico (AH) x Calcolo del numero di componenti collegati in parallelo per i giorni di pioggia continui massimi:
Numero di componenti paralleli = [capacità della batteria supplementare+consumo di energia giornaliero medio di carico x giorni di intervallo più corti]/generazione media di energia giornaliera di componenti x giorni di intervallo più brevi
Consumo medio giornaliero di energia del carico = carico/carico Tensione di lavoro x Numero di orari di lavoro al giorno
13. Calcolo della generazione di energia dell'array fotovoltaico
Generazione annuale di energia = (KWH) = energia radiazione totale annuale locale (KWH/M)
X Area dell'array fotovoltaico (㎡) x Efficienza di conversione del componente X Fattore di correzione. P = H · A · N · K Coefficiente di correzione K = K1 · K2 · K3 · K4 · K5
Il coefficiente di attenuazione del componente K1 durante il funzionamento a lungo termine, assunto come 0,8;
Correzione K2 per la diminuzione della potenza dei componenti causata dall'ostruzione della polvere e dall'aumento della temperatura, con un valore di 0,82; K3 è la correzione della linea, presa come 0,95;
K4 è l'efficienza dell'inverter, presa come 0,85 o sulla base dei dati del produttore;
K5 è il coefficiente di correzione per l'orientamento e l'angolo di inclinazione dell'array fotovoltaico, assunto come circa 0,9.
14. Calcola l'area dell'array fotovoltaico in base al consumo di energia del carico
Area di array di moduli fotovoltaici = consumo di energia annuale/Energia di radiazione totale annuale locale X Efficienza di conversione del modulo X Coefficiente di correzione A = P/H · N · K
15. Conversione dell'energia delle radiazioni solari
1 cal = 4.1868 joules (j) = 1.16278 milliwatt ore (MWh) 1 kWh = 3,6 megajoules (MJ)
1 kWh/㎡ (kWh/m) = 3,6 megajoules/m (mj/m) = 0,36 kilojoules/cm (kj/cm) 100 milliwatt ore/cm (mwh/cm) = 85,98 calorie/cm (cal/cm) 1 1 Megajoules/m (mj/m) = 23.889 calorie/cm (cal/cm) = 27,8 milliwatt ore/cm (MWH/cm)
Quando l'unità di radiazione è calorica/centimetro: ore di sole del picco annuale = quantità di radiazione x 0,0116; Quando l'unità di quantità di radiazioni è megajoule/metro: ora di sole del sole annuale = quantità di radiazioni ÷ 3,6; Quando l'unità di quantità di radiazione è kilowatt ora/metro: ore di sole di picco = quantità di radiazione ÷ 365 giorni; Quando l'unità di quantità di radiazione è joule secca/centimetro: ore di sole di picco = quantità di radiazione ÷ 0,36 (0,0116, 3,6, 365,)
16. Selezione della batteria
Capacità della batteria ≥ 5HX Inverter Alimentazione/Tensione nominale del pacco batteria
17. Formula di calcolo dei prezzi elettrici
(1) Prezzo di costo della generazione di energia = costo totale ÷ generazione totale di energia
Power Station Profit = (Prezzo di acquisto - Prezzo di costo di generazione) X Tempo di lavoro all'interno della durata della centrale elettrica
(2) Prezzo di costo della generazione di energia = (costo totale - sussidio totale) ÷ generazione totale di energia
Power Station Profit = (Prezzo di acquisto - Prezzo di costo di generazione 2) X Tempo di lavoro entro la durata della centrale elettrica della centrale elettrica
Power Station Profit = (Prezzo d'acquisto - Prezzo di costo di generazione 2) X Tempo di lavoro entro la durata di servizio della centrale elettrica+Profitto del fattore non di mercato
18. Calcolo del ritorno sugli investimenti
(1) Nessun sussidio: generazione di energia annuale X prezzo elettrico ÷ costo totale di investimento x 100%= tasso di rendimento annuo
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19. Angolo di inclinazione dell'array fotovoltaico e angolo di azimut
(1) Angolo di inclinazione
Angolo di inclinazione orizzontale componente di latitudine
0 ° -25 ° Inclinazione = latitudine
Inclinazione 26 ° -40 ° = latitudine+5 ° -10 °
(Nella maggior parte delle regioni del nostro paese, viene adottato+7 °)
41 ° -55 ° Angolo di inclinazione = latitudine+10 ° -15 °
Latitudine> 55 ° di immersione = latitudine+15 ° -20 °
(2) Angolo di azimut
Angolo di azimut = [momento di carico di picco del giorno (sistema 24 ore su 24) -12] x15+(longitudine -116)
20. La spaziatura tra le file anteriori e posteriori dell'array fotovoltaico
D = 0,707H/tan [acrsin (0,648COS) φ- 0.399sin φ)]
D: la distanza tra la parte anteriore e posteriore dell'array dei componenti
Ф: la latitudine del sistema fotovoltaico (positivo nell'emisfero settentrionale e negativa nell'emisfero meridionale)
H: altezza verticale dal bordo inferiore del modulo fotovoltaico posteriore sul bordo superiore del coperchio anteriore
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