1. ประสิทธิภาพการแปลง
N = PM (กำลังสูงสุดของเซลล์แบตเตอรี่)/A (พื้นที่เซลล์แบตเตอรี่) X PIN (พลังงานแสงตกกระทบต่อพื้นที่หน่วย)
ในหมู่พวกเขา: pin = 1kw/㎡ = 100mw/cm ²。
2. การชาร์จแรงดันไฟฟ้า
vmax = vrated x 1.43 ครั้ง
3. การเชื่อมต่อแบบขนานของโมดูลแบตเตอรี่แบบขนาน
(1) จำนวนโมดูลแบตเตอรี่แบบขนาน = การใช้พลังงานเฉลี่ยรายวันของโหลด (AH)/การสร้างพลังงานเฉลี่ยรายวันของโมดูล (AH)
(2) ชุดการเชื่อมต่อซีรีส์ของโมดูลแบตเตอรี่ = แรงดันไฟฟ้าการทำงานของระบบ (V) x สัมประสิทธิ์ 1.43/แรงดันไฟฟ้าสูงสุดในการทำงานของโมดูล (V)
4. ความจุแบตเตอรี่
ความจุแบตเตอรี่ = ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่อวันการใช้ไฟฟ้า (AH) x วันฝนตกต่อเนื่อง/ความลึกของการปล่อยสูงสุด
5. อัตราการปลดปล่อยเฉลี่ย
อัตราการปลดปล่อยเฉลี่ย (H) = วันฝนตกอย่างต่อเนื่อง x โหลดเวลาทำงาน/ความลึกของการปล่อยสูงสุด
6. โหลดเวลาทำงาน
โหลดเวลาทำงาน (h) = ∑ โหลดกำลัง x โหลดเวลาทำงาน/∑ พลังงานโหลด
7. แบตเตอรี่
(1) ความจุของแบตเตอรี่ = การใช้ไฟฟ้าเฉลี่ย (AH) x วันฝนตกอย่างต่อเนื่อง x ปัจจัยการแก้ไขการแก้ไข/ความลึกของการปล่อยสูงสุด x ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ
(2) จำนวนแบตเตอรี่ที่เชื่อมต่อซีรีส์ = ระบบการทำงานของระบบแรงดันไฟฟ้า/แรงดันแบตเตอรี่เล็กน้อย (3) จำนวนแบตเตอรี่ที่เชื่อมต่อแบบขนาน = ความจุแบตเตอรี่ทั้งหมด/ความจุแบตเตอรี่เล็กน้อย
8. การคำนวณอย่างง่ายขึ้นอยู่กับแสงแดดยอดจริง
(1) ส่วนประกอบพลังงาน = (พลังงานการใช้ไฟฟ้า x เวลาการใช้ไฟฟ้า/เวลาแสงแดดสูงสุดในท้องถิ่น) x ค่าสัมประสิทธิ์การสูญเสีย
ค่าสัมประสิทธิ์การสูญเสีย: ใช้ 1.6 ~ 2.0 ขึ้นอยู่กับระดับมลพิษในท้องถิ่นความยาวเส้นมุมการติดตั้ง ฯลฯ
(2) ความจุแบตเตอรี่ = (พลังงานไฟฟ้า x เวลาไฟฟ้า/แรงดันไฟฟ้าของระบบ) x วันฝนตกอย่างต่อเนื่อง x ปัจจัยความปลอดภัยของระบบ
ปัจจัยด้านความปลอดภัยของระบบ: ใช้ 1.6 ~ 2.0 ขึ้นอยู่กับความลึกของแบตเตอรี่อุณหภูมิฤดูหนาวประสิทธิภาพการแปลงอินเวอร์เตอร์ ฯลฯ
9. วิธีการคำนวณตามรังสีรวมประจำปี
ส่วนประกอบ (เมทริกซ์) = kx (แรงดันไฟฟ้าของเครื่องใช้ไฟฟ้า x กระแสไฟฟ้าของเครื่องใช้ไฟฟ้า x เวลาใช้งาน)/การแผ่รังสีรวมประจำปีในพื้นที่ท้องถิ่น
เมื่อได้รับการดูแลโดยใครบางคนและการใช้งานทั่วไป K จะถูกตั้งค่าเป็น 230; เมื่อการบำรุงรักษาแบบไร้คนขับ+การใช้งานที่เชื่อถือได้ K ใช้เวลา 251;
เมื่อไม่มีการบำรุงรักษาสภาพแวดล้อมที่รุนแรงและข้อกำหนดที่น่าเชื่อถือมาก K จะถูกนำมาเป็น 276
10. การคำนวณตามรังสีรวมประจำปีและค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขความลาดชัน
(1) Matrix Power = ค่าสัมประสิทธิ์ 5618 x ปัจจัยความปลอดภัย x ปริมาณการใช้ไฟฟ้าทั้งหมดการใช้ไฟฟ้า/การแก้ไขความลาดชัน x ปัจจัยการแผ่รังสีเฉลี่ยต่อปี
สัมประสิทธิ์ 5618: ขึ้นอยู่กับค่าสัมประสิทธิ์การชาร์จและการปลดปล่อยค่าสัมประสิทธิ์การลดทอนส่วนประกอบ ฯลฯ
ปัจจัยด้านความปลอดภัย: ขึ้นอยู่กับสภาพแวดล้อมการใช้งานความพร้อมใช้งานของแหล่งจ่ายไฟสำรองและการปรากฏตัวของบุคลากรใช้เวลา 1.1 ถึง 1.3
(2) ความจุของแบตเตอรี่ = 10 x การใช้ไฟฟ้าทั้งหมด/แรงดันไฟฟ้าในการทำงานของระบบ 10 คือค่าสัมประสิทธิ์ของไม่มีแสงแดด (ใช้ได้กับวันที่ฝนตกต่อเนื่องถึง 5 วัน)
11. การคำนวณโหลดแบบมัลติเพล็กซ์ขึ้นอยู่กับชั่วโมงแสงแดดสูงสุด
(1) ปัจจุบัน: Component Current = โหลดการใช้พลังงานรายวัน (WH)/ระบบแรงดันไฟฟ้า DC (V) x สูงสุดชั่วโมงแสงแดด (h) x ค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพของระบบ
ค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพของระบบ: ประสิทธิภาพการชาร์จของแบตเตอรี่จัดเก็บคือ 0.9 ประสิทธิภาพการแปลงของอินเวอร์เตอร์คือ 0.85 และการลดทอนพลังงานส่วนประกอบ+การสูญเสียเส้น+ฝุ่นคือ 0.9 การปรับเฉพาะจะทำตามสถานการณ์จริง
(2) พลังงาน
กำลังทั้งหมดของส่วนประกอบ = กระแสที่สร้างขึ้นโดยส่วนประกอบ x แรงดันไฟฟ้า DC ของระบบ x สัมประสิทธิ์ 1.43 ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43 คืออัตราส่วนของแรงดันไฟฟ้าสูงสุดในการทำงานของส่วนประกอบต่อแรงดันไฟฟ้าในการทำงานของระบบ
(3) ความจุแบตเตอรี่
ความจุแบตเตอรี่ = [โหลดการใช้พลังงานรายวัน wh/ระบบ DC แรงดันไฟฟ้า v] x [วันฝนตกอย่างต่อเนื่อง/ประสิทธิภาพอินเวอร์เตอร์ x ความลึกของแบตเตอรี่ออก]
ประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์: ระหว่าง 80% ถึง 93% ขึ้นอยู่กับการเลือกอุปกรณ์ ความลึกของแบตเตอรี่: ระหว่าง 50% ถึง 75% ขึ้นอยู่กับพารามิเตอร์ประสิทธิภาพและข้อกำหนดความน่าเชื่อถือ
12. วิธีการคำนวณตามชั่วโมงแสงแดดสูงสุดและจำนวนวันระหว่างสองวันที่ฝนตกและเมฆมาก
(1) การคำนวณความจุแบตเตอรี่ของระบบ
ความจุแบตเตอรี่ (AH) = ความปลอดภัยความถี่ x การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันภายใต้โหลด (AH) x สูงสุดวันฝนตกอย่างต่อเนื่อง x ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ/ค่าสัมประสิทธิ์ความลึกสูงสุดของแบตเตอรี่
ปัจจัยด้านความปลอดภัย: ระหว่าง 1.1 ถึง 1.4: ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ: 1.0 สำหรับอุณหภูมิสูงกว่า 0 ℃, 1.1 สำหรับอุณหภูมิสูงกว่า -10 ℃และ 1.2 สำหรับอุณหภูมิสูงกว่า -20 ℃; ค่าสัมประสิทธิ์ความลึกการปล่อยสูงสุดของแบตเตอรี่: 0.5 สำหรับรอบตื้น, 0.75 สำหรับรอบลึกและ 0.85 สำหรับแบตเตอรี่แคดเมียมนิกเกิลอัลคาไลน์
(2) จำนวนส่วนประกอบในซีรีส์
หมายเลขการเชื่อมต่อซีรีย์คอมโพเนนต์ = แรงดันไฟฟ้าการทำงานของระบบ (V) x สัมประสิทธิ์ 1.43/แรงดันไฟฟ้าสูงสุดในการทำงานที่เลือก (V)
(3) การคำนวณการสร้างพลังงานเฉลี่ยต่อวันของส่วนประกอบ
การสร้างพลังงานเฉลี่ยรายวันของส่วนประกอบ = (AH) = กระแสการทำงานสูงสุดของส่วนประกอบที่เลือก (a) x สูงสุดชั่วโมงแสงแดด (h) x ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขความลาดชัน x ค่าสัมประสิทธิ์การลดทอนส่วนประกอบ X ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดและค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขความลาดชันเป็นข้อมูลจริงของตำแหน่งการติดตั้งระบบ ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขการสูญเสียการลดทอนส่วนประกอบส่วนใหญ่หมายถึงการสูญเสียที่เกิดจากการรวมส่วนประกอบการลดทอนพลังงานส่วนประกอบการครอบคลุมฝุ่นส่วนประกอบประสิทธิภาพการชาร์จ ฯลฯ และโดยทั่วไปจะใช้เป็น 0.8
(4) การคำนวณความจุของแบตเตอรี่ที่จะเติมเต็มในช่วงเวลาที่สั้นที่สุดระหว่างวันที่ฝนตกต่อเนื่องและมีเมฆมากสองวันติดต่อกัน
ความจุแบตเตอรี่เสริม (AH) = ปัจจัยด้านความปลอดภัย x การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันภายใต้โหลด (AH) x การคำนวณจำนวนส่วนประกอบที่เชื่อมต่อแบบขนานเพื่อวันที่ฝนตกต่อเนื่องสูงสุด:
จำนวนส่วนประกอบขนาน = [ความจุแบตเตอรี่เสริม+การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันของโหลด x ช่วงเวลาที่สั้นที่สุด]/การสร้างพลังงานเฉลี่ยต่อวันของส่วนประกอบ x วันที่สั้นที่สุดวันที่สั้นที่สุด
การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันของโหลด = แรงดันไฟฟ้า/แรงดันไฟฟ้าทำงาน x จำนวนชั่วโมงทำงานต่อวัน
13. การคำนวณการผลิตพลังงานแสงอาทิตย์อาเรย์
การผลิตพลังงานประจำปี = (kWh) = พลังงานรังสีรวมประจำปีในท้องถิ่น (kWh/m)
X พื้นที่อาร์เรย์โซลาร์เซลล์ (㎡) X ประสิทธิภาพการแปลงส่วนประกอบ x ปัจจัยการแก้ไข x P = H · A · N · K ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไข K = K1 · K2 · K3 · K4 · K5
ค่าสัมประสิทธิ์การลดทอนขององค์ประกอบ K1 ในระหว่างการดำเนินการระยะยาวใช้เป็น 0.8;
การแก้ไข K2 สำหรับการลดลงของพลังงานส่วนประกอบที่เกิดจากการอุดตันของฝุ่นและอุณหภูมิที่เพิ่มขึ้นโดยมีค่า 0.82; K3 คือการแก้ไขบรรทัดที่ใช้เป็น 0.95;
K4 เป็นประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์ที่ใช้เป็น 0.85 หรือขึ้นอยู่กับข้อมูลผู้ผลิต
K5 เป็นค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขสำหรับการวางแนวและมุมเอียงของอาร์เรย์เซลล์แสงอาทิตย์ที่ใช้เป็นประมาณ 0.9
14. คำนวณพื้นที่ของอาร์เรย์เซลล์แสงอาทิตย์ตามการใช้พลังงานของโหลด
พื้นที่อาร์เรย์โมดูล PV = การใช้พลังงานประจำปี/พลังงานรังสีรวมประจำปีท้องถิ่นประสิทธิภาพการแปลงโมดูล x ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไข A = P/H · N · K
15. การแปลงพลังงานรังสีแสงอาทิตย์
1 Cal = 4.1868 Joules (j) = 1.16278 milliwatt ชั่วโมง (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 ชั่วโมง/cm (mWh/cm) = 85.98 แคลอรี่/ซม. (Cal/cm) 1 megajoules/m (mj/m) = 23.889 แคลอรี่/ซม. (Cal/cm) = 27.8 มิลลิวัตต์ชั่วโมง/ซม. (mWh/cm)
เมื่อหน่วยรังสีเป็นแคลอรี่/เซนติเมตร: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดประจำปี = จำนวนรังสี x 0.0116; เมื่อหน่วยของปริมาณรังสีเป็น megajoules/meter: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดประจำปี = จำนวนรังสี÷ 3.6; เมื่อหน่วยของปริมาณรังสีเป็นกิโลวัตต์ชั่วโมง/เมตร: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด = จำนวนรังสี÷ 365 วัน; เมื่อหน่วยของปริมาณรังสีแห้งจูล/เซนติเมตร: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด = จำนวนรังสี÷ 0.36 (0.0116, 3.6, 365,)
16. การเลือกแบตเตอรี่
ความจุแบตเตอรี่≥ 5Hx อินเวอร์เตอร์พลังงาน/แรงดันไฟฟ้าของแบตเตอรี่
17. สูตรการคำนวณราคาไฟฟ้า
(1) ราคาต้นทุนการผลิตพลังงาน = ต้นทุนรวม÷การผลิตพลังงานทั้งหมด
Power Station Profit = (ราคาซื้อ - ราคาต้นทุนรุ่น) x เวลาทำงานภายในอายุการใช้งานของสถานีพลังงาน
(2) ราคาต้นทุนการผลิตพลังงาน = (ต้นทุนรวม - เงินอุดหนุนทั้งหมด) ÷การผลิตพลังงานทั้งหมด
Power Station Profit = (ราคาซื้อ - ราคาต้นทุนรุ่น 2) x เวลาทำงานภายในอายุการใช้งานของสถานีพลังงาน
Power Station Profit = (ราคาซื้อ - ราคาต้นทุนการสร้าง 2) x เวลาทำงานภายในอายุการใช้งานของสถานีพลังงาน+กำไรตลาดที่ไม่ใช่ปัจจัย
18. การคำนวณผลตอบแทนจากการลงทุน
(1) ไม่มีเงินอุดหนุน: การผลิตไฟฟ้าประจำปี X ราคาไฟฟ้า÷ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด x 100%= อัตราผลตอบแทนประจำปี
(2) เงินอุดหนุนสำหรับสถานีพลังงาน: การผลิตไฟฟ้าประจำปี X ราคาไฟฟ้า÷ (ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด - จำนวนเงินอุดหนุนทั้งหมด) x 100%= อัตราผลตอบแทนต่อปี
(3) เงินอุดหนุนราคาไฟฟ้าและเงินอุดหนุนสถานีพลังงาน: การผลิตไฟฟ้าประจำปี X (ราคาไฟฟ้า+ราคาไฟฟ้าเงินอุดหนุน) ÷ (ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด - จำนวนเงินอุดหนุนทั้งหมด) x100%= อัตราผลตอบแทนประจำปี
19. มุมเอียงของอาร์เรย์แสงอาทิตย์และมุม Azimuth
(1) มุมเอียง
ส่วนประกอบละติจูดมุมเอียงแนวนอน
0 ° -25 °ความโน้มเอียง = ละติจูด
26 ° -40 °เอียง = ละติจูด+5 ° -10 °
(ในภูมิภาคส่วนใหญ่ของประเทศของเรามีการใช้+7 °)
41 ° -55 °มุมเอียง = ละติจูด+10 ° -15 °
ละติจูด> 55 °มุมจุ่ม = ละติจูด+15 ° -20 °
(2) มุม Azimuth
Azimuth Angle = [ช่วงเวลาการโหลดสูงสุดของวัน (ระบบ 24 ชั่วโมง) -12] x15+(ลองจิจูด -116)
20. ระยะห่างระหว่างแถวด้านหน้าและด้านหลังของอาร์เรย์เซลล์แสงอาทิตย์
d = 0.707h/tan [acrsin (0.648cos) φ- 0.399sin φ)]
D: ระยะห่างระหว่างด้านหน้าและด้านหลังของอาร์เรย์ส่วนประกอบ
ф: ละติจูดของระบบเซลล์แสงอาทิตย์ (บวกในซีกโลกเหนือและลบในซีกโลกใต้)
H: ความสูงแนวตั้งจากขอบด้านล่างของโมดูลโซลาร์เซลล์ด้านหลังไปที่ขอบด้านบนของฝาครอบด้านหน้า
หากคุณต้องการซื้อโคมไฟเป็นจำนวนมากโปรดติดต่อเรา Yantai Luhao Lighting เป็นผู้ผลิตมืออาชีพและซัพพลายเออร์ของม้านั่งแสงอาทิตย์ไฟถนนแสงอาทิตย์แสงอาทิตย์แสงอาทิตย์ ฯลฯ สำหรับข้อมูลเพิ่มเติมกรุณาเยี่ยมชมเว็บไซต์ของเราหรือติดต่อ ytluhao@cnsolarlamp com หรือ whatsapp: +8615763811222