1. Eficiência de conversão

η= Pm (potência de pico da célula)/A (área da célula)×Pin (potência de luz incidente por unidade de área)

Onde: Pin=1KW/㎡=100mW/cm².

2. Tensão de carga

Vmax=V quantidade×1,43 vezes

3. Módulos de bateria conectados em série e paralelo

3.1 O número de módulos de bateria conectados em paralelo = consumo médio diário de energia da carga (Ah) / geração média diária de energia dos módulos (Ah)

3,2 Número de componentes da bateria em série = tensão de operação do sistema (V) × coeficiente 1,43/tensão de pico de operação do componente (V)

4. Capacidade da bateria

Capacidade da bateria = consumo médio diário de energia (Ah) × número de dias chuvosos consecutivos / profundidade máxima de descarga

5. Taxa média de descarga

Taxa média de descarga (h) = número de dias chuvosos consecutivos × tempo de trabalho da carga / profundidade máxima de descarga

6. Trabalho de carga tempo

Tempo de trabalho da carga (h) = ∑ potência da carga × tempo de trabalho da carga / ∑ potência da carga

7. Bateria

7.1 Capacidade da bateria = consumo médio de energia da carga (Ah) × número de dias chuvosos consecutivos × fator de correção de descarga / profundidade máxima de descarga × baixa temperatura fator de correção

7,2 Número de baterias conectadas em série = tensão operacional do sistema / tensão nominal da bateria

7.3 Número de baterias conectadas em paralelo = capacidade total das baterias / capacidade nominal das baterias

8. Cálculo simples baseado em horas de pico de insolação

8.1 Potência componente = (consumo de energia de aparelhos elétricos × tempo de consumo de energia / horas de pico de insolação local) × fator de perda

Perda coeficiente: tome 1,6~2,0 de acordo com o grau de poluição local, comprimento da linha, ângulo de instalação, etc.

8.2 Capacidade da bateria = (potência dos aparelhos elétricos × tempo de consumo de energia / tensão do sistema) × número de dias chuvosos consecutivos × fator de segurança do sistema Segurança do

sistema fator: tome 1,6 ~ 2,0, de acordo com a profundidade de descarga da bateria, temperatura de inverno, eficiência de conversão do inversor, etc.

9. O método de cálculo baseado nos

componentes de radiação anual total (matriz quadrada) = K × (tensão operacional de aparelhos elétricos × corrente de operação de aparelhos elétricos × tempo de consumo de energia) / radiação local anual total

Quando alguém mantém + uso geral, K leva 230; quando ninguém mantém + uso confiável, K leva 251: quando ninguém mantém + ambiente hostil + requer muito confiável, K leva 276

10. Cálculo baseado na radiação total anual e fator de correção de inclinação

10,1 Potência de matriz quadrada = fator 5618 × fator de segurança × consumo total de energia de carga / fator de correção de inclinação × radiação média anual no plano horizontal

Coeficiente 5618: de acordo com o coeficiente de eficiência de carga e descarga, coeficiente de atenuação do componente, etc.; fator de segurança: de acordo com o ambiente de uso, se há uma fonte de alimentação de backup, se há alguém de plantão, etc., leve 1,1 a 1,3

10,2 Capacidade da bateria = 10 × consumo total de energia da carga / tensão de operação do sistema: 10: sem sol coeficiente (aplicável a dias chuvosos contínuos não superiores a 5 dias)

11. Cálculo de carga multicanal com base nas horas de sol de pico

11.1 Corrente de componente atual

= consumo de energia diário da carga (Wh) / tensão CC do sistema (V) × horas de sol de pico (h) × coeficiente de eficiência do sistema

Coeficiente de eficiência do sistema: incluindo eficiência de carregamento da bateria 0,9, eficiência de conversão do inversor 0,85, atenuação de potência do componente + perda de linha + poeira, etc. 0,9, que deve ser ajustado de acordo com a situação real.

11.2 Potência

Potência total dos componentes = corrente de geração de potência do componente × tensão CC do sistema × coeficiente 1,43

Coeficiente 1,43: A relação entre a tensão operacional de pico do componente e a tensão operacional do sistema.

11.3 Capacidade da bateria

Capacidade da bateria = [consumo de energia diário da carga Wh/tensão CC do sistema V] × [número de dias chuvosos consecutivos/eficiência do inversor × profundidade de descarga da bateria]

Eficiência do inversor: cerca de 80% a 93% de acordo com a seleção do equipamento; profundidade de descarga da bateria: escolha entre 50% e 75% de acordo com seus parâmetros de desempenho e requisitos de confiabilidade.

12. Método de cálculo baseado nas horas de pico do sol e no intervalo entre dois dias chuvosos

12.1 Cálculo da capacidade do pacote de bateria do sistema

Capacidade do pacote de bateria (Ah) = frequência de segurança × consumo médio diário de carga (Ah) × número máximo de dias chuvosos contínuos × coeficiente de correção de baixa temperatura / coeficiente de profundidade máxima de descarga da bateria

Fator de segurança: Entre 1,1 e 1,4: Fator de correção de baixa temperatura: 1,0 para acima de 0°C, 1,1 para acima de -10°C, 1,2 para acima de -20°C: coeficiente máximo de profundidade de descarga da bateria: 0,5 para ciclo raso, 0,75 para profundo ciclo, baterias alcalinas de níquel-cádmio levam 0,85.

12.2 Número de componentes conectados em série

Número de componentes em série = tensão de operação do sistema (V) × coeficiente 1,43/tensão de pico de operação dos componentes selecionados (V)

12.3 Cálculo da geração média diária de energia dos módulos Geração

média diária de energia dos módulos = (Ah ) = corrente de pico de operação dos módulos selecionados (A) x horas de pico de insolação (h) x fator de correção de inclinação x coeficiente de perda de atenuação do módulo

As horas de sol de pico e o fator de correção de inclinação são os dados reais do local de instalação do sistema: o fator de correção de perda de atenuação do componente refere-se principalmente à perda devido à combinação de componentes, atenuação de potência do componente, proteção contra poeira do componente, eficiência de carregamento, etc., geralmente take 0,8:

12,4 Cálculo da capacidade da bateria que precisa ser complementada para o menor intervalo entre dois dias consecutivos de chuva

Capacidade da bateria suplementar (Ah) = fator de segurança × carga consumo médio diário de energia (Ah) × número máximo de dias consecutivos de chuva

Cálculo da o número de componentes conectados em paralelo:

O número de módulos conectados em paralelo = [capacidade da bateria suplementar + consumo médio diário de energia das cargas × intervalo mínimo de dias] / geração média diária de energia dos componentes × intervalo mínimo de dias Consumo médio diário de carga = potência da carga / tensão operacional da carga × horas de

trabalho por dia

13. Cálculo da geração de energia do painel fotovoltaico

Geração anual de energia = (kWh) = energia radiante total anual local (KWH/㎡) × área do quadrado fotovoltaico (㎡) × eficiência de conversão do módulo × fator de correção. P=H·A·η·K

Coeficiente de correção K=K1·K2·K3·K4·K5

O coeficiente de atenuação do módulo K1 para operação de longo prazo, tome 0,8: tome 0,82: K3 é a correção de linha, tome 0,95: K4 é a eficiência do inversor, tome 0,85 ou de acordo com os dados do fabricante: K5 é o fator de correção para a orientação e ângulo de inclinação da matriz fotovoltaica, que é de cerca de 0,9.

14. Calcule a área da matriz fotovoltaica de acordo com o consumo de energia da carga

Área da matriz quadrada do módulo fotovoltaico = consumo anual de energia / energia radiante total anual local × eficiência de conversão do módulo × fator de correção

A=P/H·η·K

15. Conversão de energia de radiação solar

1 cartão (cal) = 4,1868 joules (J) = 1,16278 miliwatts-hora (mWh)

1 quilowatt-hora (kWh) = 3,6 megajoules (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?)

Quando a unidade de radiação é cal/cm?: horas de sol de pico anual = radiação x 0,0116 (fator de conversão)

Quando a unidade de radiação é MJ/m?: horas de sol de pico anual = radiação ÷ 3,6 (conversão fator)

Quando a unidade de radiação é kWh/m?: Horas de sol de pico = radiação ÷ 365 dias

Quando a unidade de radiação é kJ/cm², horas de sol de pico = radiação ÷ 0,36 (fator de conversão)

16. Seleção da bateria

Capacidade da bateria≥5h×potência do inversor/tensão nominal da bateria

17. Fórmula de cálculo do preço da eletricidade

Preço de custo de geração de energia = custo total ÷ geração total de energia

Lucro da usina = (preço de compra de energia - preço de custo de geração de energia) × horas de trabalho dentro da vida útil de a estação elétrica

Preço de custo da geração de energia = (custo total - subsídio total) ÷ ​​geração total de energia

Lucro da usina = (preço de compra de energia - preço de custo da geração de energia 2) × horas de trabalho durante a vida útil da usina Lucro da usina

= ( preço de compra de energia - preço de custo de geração de energia 2) × tempo de trabalho dentro da vida útil da estação de energia + receita de fator não comercial

18. Cálculo do ROI

Sem subsídio: geração anual de energia x preço da eletricidade ÷ custo total do investimento x 100% = taxa de

retorno

anual são os subsídios ao preço da eletricidade e os subsídios às centrais elétricas: geração anual de energia x (preço da eletricidade + preço da eletricidade subsidiada) ÷ (custo total do investimento - subsídio total) x 100% = taxa de retorno anual 19. Ângulo de inclinação e ângulo de azimute da matriz fotovoltaica

19,1

Inclinação ângulo

Componente da latitude inclinação horizontal

0°-25° inclinação = latitude

26°-40° inclinação = latitude +5°-10° (+7° na maioria das áreas do nosso país)

Inclinação 41°-55°=latitude+10°-15°

Latitude > 55° Inclinação = Latitude + 15°-20°

19,2 Azimute

Azimute = [horário de pico de carga em um dia (sistema 24h)-12]×15+( longitude-116)

20. Espaçamento entre as fileiras frontal e traseira do arranjo fotovoltaico:

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

D: espaçamento frontal e traseiro da matriz quadrada de componentes

Φ: latitude do sistema fotovoltaico (positivo no hemisfério norte, negativo no hemisfério sul)

H: a altura vertical da borda inferior da fileira traseira de módulos fotovoltaicos até a borda superior da fileira frontal de abrigos