1. Umwandlungseffizienz

η= Pm (Spitzenleistung der Zelle)/A (Fläche der Zelle)×Pin (einfallende Lichtleistung pro Flächeneinheit)

Wobei: Pin=1KW/㎡=100mW/cm².

2. Ladespannung

Vmax = V-Betrag × 1,43 mal

3. In Reihe und parallel geschaltete Batteriemodule

3.1 Die Anzahl der parallel geschalteten Batteriemodule = der durchschnittliche tägliche Stromverbrauch der Last (Ah) / die durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Module (Ah)

3,2 Anzahl der Batteriekomponenten in Reihe = Systembetriebsspannung (V) × Koeffizient 1,43/Spitzenbetriebsspannung der Komponente (V)

4. Batteriekapazität

Batteriekapazität = täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch der Last (Ah) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage / maximale Entladetiefe

5. Durchschnittliche Entladerate

Durchschnittliche Entladerate (h) = Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Ladearbeitszeit / maximale Entladetiefe

6. Lastbetrieb Zeit

Lastarbeitszeit (h) = ∑ Lastleistung × Lastarbeitszeit / ∑ Lastleistung

7. Batterie

7.1 Batteriekapazität = durchschnittlicher Stromverbrauch der Last (Ah) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Entladungskorrekturfaktor / maximale Entladungstiefe × niedrige Temperatur Korrekturfaktor

7,2 Anzahl der in Reihe geschalteten Batterien = Systembetriebsspannung / Batterienennspannung

7.3 Anzahl der parallel geschalteten Batterien = Gesamtkapazität der Batterien / Nennkapazität der Batterien

8. Einfache Berechnung basierend auf Spitzensonnenstunden

8.1 Komponentenleistung = (Stromverbrauch von Elektrogeräten × Stromverbrauchszeit / lokale Spitzensonnenstunden) × Verlustfaktor

Verlust Koeffizient: Nehmen Sie 1,6 bis 2,0 entsprechend dem örtlichen Verschmutzungsgrad, der Leitungslänge, dem Installationswinkel usw. an.

8,2 Batteriekapazität = (Leistung der Elektrogeräte × Stromverbrauchszeit / Systemspannung) × Anzahl aufeinanderfolgender Regentage × Systemsicherheitsfaktor

Systemsicherheit Faktor: Nehmen Sie 1,6 bis 2,0 an, je nach Batterieentladungstiefe, Wintertemperatur, Wechselrichterumwandlungseffizienz usw.

9. Die Berechnungsmethode basiert auf der gesamten jährlichen Strahlungskomponente

(quadratische Matrix) = K × (Betriebsspannung von Elektrogeräten × Betriebsstrom von Elektrogeräten × Stromverbrauchszeit) / gesamte jährliche lokale Strahlung.

Wenn jemand Wartung + allgemeine Nutzung durchführt, nimmt K 230; wenn niemand eine Wartung + zuverlässige Nutzung benötigt, beträgt K 251: Wenn niemand eine Wartung + raue Umgebung + eine sehr zuverlässige Nutzung erfordert, beträgt K 276

10. Berechnung basiert auf der jährlichen Gesamtstrahlung und dem Neigungskorrekturfaktor

10,1 Quadratische Array-Leistung = Faktor 5618 × Sicherheitsfaktor × Gesamtlaststromverbrauch / Steigungskorrekturfaktor × jährliche durchschnittliche Strahlung auf der horizontalen Ebene

Koeffizient 5618: entsprechend dem Lade- und Entladeeffizienzkoeffizienten, dem Komponentendämpfungskoeffizienten usw.; Sicherheitsfaktor: Je nach Einsatzumgebung, ob eine Notstromversorgung vorhanden ist, ob jemand im Dienst ist usw., nehmen Sie 1,1 bis 1,3

10,2 Batteriekapazität = 10 × Gesamtlaststromverbrauch / Systembetriebsspannung: 10: kein Sonnenschein Koeffizient (anwendbar für ununterbrochene Regentage von nicht mehr als 5 Tagen)

11. Mehrkanal-Lastberechnung basierend auf Spitzensonnenscheinstunden

11.1 Aktueller

Komponentenstrom = täglicher Stromverbrauch der Last (Wh) / System-Gleichspannung (V) × Spitzensonnenscheinstunden (h) × Systemeffizienzkoeffizient

Systemeffizienzkoeffizient: einschließlich Batterieladeeffizienz 0,9, Wechselrichterumwandlungseffizienz 0,85, Komponentenleistungsdämpfung + Leitungsverlust + Staub usw. 0,9, die entsprechend der tatsächlichen Situation angepasst werden sollten.

11.2 Leistung

Gesamtleistung der Komponenten = Stromerzeugungsstrom der Komponente × System-Gleichspannung × Koeffizient 1,43

Koeffizient 1,43: Das Verhältnis der Spitzenbetriebsspannung der Komponente zur Systembetriebsspannung.

11.3 Kapazität des Batteriepacks

Kapazität des Batteriepacks = [täglicher Laststromverbrauch Wh/Systemgleichspannung V] × [Anzahl aufeinanderfolgender Regentage/Wechselrichtereffizienz × Batterieentladetiefe]

Wirkungsgrad des Wechselrichters: ca. 80 % bis 93 %, je nach Geräteauswahl; Batterieentladungstiefe: Wählen Sie je nach Leistungsparametern und Zuverlässigkeitsanforderungen zwischen 50 % und 75 %.

12. Berechnungsmethode basierend auf den höchsten Sonnenstunden und dem Intervall zwischen zwei Regentagen

12.1 Berechnung der Kapazität des Systembatteriesatzes Kapazität

des Batteriesatzes (Ah) = Sicherheitsfrequenz × durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch (Ah) × maximale Anzahl ununterbrochener Regentage × Korrekturkoeffizient für niedrige Temperatur / maximaler Entladungstiefenkoeffizient der Batterie

Sicherheitsfaktor: Zwischen 1,1 und 1,4: Korrekturfaktor für niedrige Temperaturen: 1,0 für über 0 °C, 1,1 für über -10 °C, 1,2 für über -20 °C: Koeffizient der maximalen Entladetiefe der Batterie: 0,5 für flachen Zyklus, 0,75 für tiefen Zyklus Zyklus, alkalische Nickel-Cadmium-Batterien benötigen 0,85.

12.2 Anzahl der in Reihe geschalteten Komponenten

Anzahl der in Reihe geschalteten Komponenten = Systembetriebsspannung (V) × Koeffizient 1,43/Spitzenbetriebsspannung ausgewählter Komponenten (V)

12.3 Berechnung der durchschnittlichen täglichen Stromerzeugung der Module

Tägliche durchschnittliche Stromerzeugung der Module = (Ah ) = Spitzenbetriebsstrom der ausgewählten Module (A) x Spitzensonnenscheinstunden (h) x Steigungskorrekturfaktor x Moduldämpfungsverlustkoeffizient

Die Spitzensonnenscheinstunden und der Neigungskorrekturfaktor sind die tatsächlichen Daten des Systeminstallationsorts: Der Korrekturfaktor für den Komponentendämpfungsverlust bezieht sich im Allgemeinen hauptsächlich auf den Verlust aufgrund der Komponentenkombination, der Leistungsdämpfung der Komponenten, der Staubabdeckung der Komponenten, der Ladeeffizienz usw Nehmen Sie 0,8:

12,4 Berechnung der Batteriekapazität, die für den kürzesten Zeitraum zwischen zwei aufeinanderfolgenden Regentagen ergänzt werden muss.

Zusätzliche Batteriekapazität (Ah) = Sicherheitsfaktor × Last täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch (Ah) × maximale Anzahl aufeinanderfolgender Regentage.

Berechnung von die Anzahl der parallel geschalteten Komponenten:

Die Anzahl der parallel geschalteten Module = [Zusatzbatteriekapazität + täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch der Lasten × Mindestintervalltage] / durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Komponenten × Mindestintervalltage Täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch der Last = Lastleistung / Lastbetriebsspannung ×

Arbeitsstunden pro Tag

13. Berechnung der Stromerzeugung der Photovoltaikanlage

Jährliche Stromerzeugung = (kWh) = lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie (KWH/㎡) × Fläche des Photovoltaikquadrats (㎡) × Modulumwandlungseffizienz × Korrekturfaktor. P=H·A·η·K

Korrekturkoeffizient K=K1·K2·K3·K4·K5

Der Dämpfungskoeffizient des K1-Moduls für den Langzeitbetrieb, nimm 0,8: nimm 0,82: K3 ist die Leitungskorrektur, nimm 0,95: K4 ist der Wechselrichterwirkungsgrad, nimm 0,85 oder laut Herstellerangaben: K5 ist der Korrekturfaktor für die Ausrichtung und Neigungswinkel der Photovoltaikanlage, der etwa 0,9 beträgt.

14. Berechnen Sie die Fläche des Photovoltaik-Arrays anhand des Stromverbrauchs der Last.

Quadratische Array-Fläche des Photovoltaik-Moduls = jährlicher Stromverbrauch / lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie × Modulumwandlungseffizienz × Korrekturfaktor

A=P/H·η·K

15. Umrechnung der Sonnenstrahlungsenergie

1 Karte (cal) = 4,1868 Joule (J) = 1,16278 Milliwattstunden (mWh)

1 Kilowattstunde (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? (cal/cm?)

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

Wenn die Strahlungseinheit cal/cm ist?: jährliche Spitzensonnenscheinstunden = Strahlung x 0,0116 (Umrechnungsfaktor)

Wenn die Strahlungseinheit MJ/m ist?: jährliche Spitzensonnenscheinstunden = Strahlung ÷ 3,6 (Umrechnungsfaktor). Faktor)

Wenn die Einheit der Strahlung kWh/m² ist: Spitzensonnenscheinstunden = Strahlung ÷ 365 Tage

Wenn die Strahlungseinheit kJ/cm² ist, Spitzensonnenscheinstunden = Strahlung ÷ 0,36 (Umrechnungsfaktor)

16. Batterieauswahl

Batteriekapazität≥5h×Wechselrichterleistung/Batterienennspannung

17. Berechnungsformel für den Strompreis

Kostenpreis der Stromerzeugung = Gesamtkosten ÷ Gesamtstromerzeugung

Gewinn des Kraftwerks = (Einkaufspreis für Strom – Selbstkostenpreis der Stromerzeugung) × Betriebsstunden innerhalb der Lebensdauer von das Kraftwerk

Stromerzeugungskostenpreis = (Gesamtkosten - Gesamtförderung) ÷ Gesamtstromerzeugung Kraftwerksgewinn

= (Stromeinkaufspreis - Stromerzeugungskostenpreis 2) × Arbeitsstunden innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks

Kraftwerksgewinn = ( Stromeinkaufspreis - Stromerzeugungskosten 2) × Arbeitszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks + Nichtmarktfaktoreinkommen

18. ROI-Berechnung

Keine Förderung: jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ Gesamtinvestitionskosten x 100 % = jährliche Rendite

Mit Kraftwerksförderung: jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ (Gesamtinvestitionskosten - Gesamtförderung) x 100 % = jährliche Rendite

Da sind Strompreiszuschüsse und Kraftwerkszuschüsse: jährliche Stromerzeugung x (Strompreis + subventionierter Strompreis) ÷ (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtzuschuss) x 100 % = jährliche Rendite 19. Neigungswinkel und Azimutwinkel der quadratischen Photovoltaikanlage

19.1

Neigung Winkel

Breitengradkomponente horizontale Neigung

0°-25° Neigung = Breitengrad

26°-40° Neigung = Breitengrad +5°-10° (+7° in den meisten Gebieten unseres Landes)

41°-55° Neigung = Breitengrad + 10°-15°

Breitengrad > 55° Neigung = Breitengrad + 15°-20°

19,2 Azimut

Azimut = [Spitzenlastzeit an einem Tag (24-Stunden-System)-12]×15+( Längengrad-116)

20. Abstand zwischen vorderer und hinterer Reihe der Photovoltaikanlage:

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

D: vorderer und hinterer Abstand der quadratischen Anordnung der Komponenten

Φ: Breitengrad der Photovoltaikanlage (positiv auf der Nordhalbkugel, negativ (auf der Südhalbkugel)

H: die vertikale Höhe von der Unterkante der hinteren Reihe von Photovoltaikmodulen bis zur Oberkante der vorderen Reihe von Unterständen