20 สูตรคำนวณ PV

n=Pm (กำลังไฟฟ้าสูงสุดของเซลล์)/A (พื้นที่เซลล์) x พิน (กำลังไฟตกกระทบต่อหน่วยพื้นที่)

โดยที่: ปักหมุด=1KW/ตารางเมตร=100mW/cm²

Vmax=Vrated x 1.43 เท่า

3.1 จำนวนโมดูลแบตเตอรี่ขนานกัน=การใช้พลังงานเฉลี่ยรายวันของโหลด (Ah)/การผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายวันของโมดูล (Ah)

3.2 จำนวนโมดูลแบตเตอรี่ในซีรีส์=แรงดันไฟฟ้าของระบบ (V) x สัมประสิทธิ์ 1.43/แรงดันไฟฟ้าสูงสุดของโมดูล (V)

ความจุแบตเตอรี่=การใช้พลังงานเฉลี่ยต่อวันของโหลด (Ah) x จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน/ความลึกการปล่อยสูงสุด

อัตราการระบายน้ำโดยเฉลี่ย (h)=จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน x เวลาทำงานของโหลด/ความลึกการปล่อยสูงสุด

เวลาทำงานของโหลด (h)=∑ กำลังโหลด x เวลาทำงานของโหลด/กำลังโหลด

7.1 ความจุแบตเตอรี่=ปริมาณการใช้พลังงานเฉลี่ยของโหลด (Ah) x จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน x ปัจจัยแก้ไขการคายประจุ/ความลึกการคายประจุสูงสุด x ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ

7.2 จำนวนแบตเตอรี่ในชุด=แรงดันไฟฟ้าในการทำงานของระบบ/แรงดันไฟฟ้าระบุของแบตเตอรี่

7.3 จำนวนแบตเตอรี่ขนาน=ความจุแบตเตอรี่ทั้งหมด/ความจุระบุของแบตเตอรี่

8.1 กำลังส่วนประกอบ=(กำลังไฟฟ้า x เวลาไฟฟ้า / ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดในท้องถิ่น) x ค่าสัมประสิทธิ์การสูญเสีย ค่าสัมประสิทธิ์การสูญเสีย: ใช้เวลา 16~2.0 ตามระดับมลภาวะในท้องถิ่น ความยาวเส้น มุมการติดตั้ง ฯลฯ

8.2 ความจุของแบตเตอรี่=(กำลังไฟฟ้า x เวลาไฟฟ้า / แรงดันไฟฟ้าของระบบ) x วันที่ฝนตกต่อเนื่อง x ปัจจัยด้านความปลอดภัยของระบบ ปัจจัยด้านความปลอดภัยของระบบ: ใช้เวลา 1.6~20 ตามความลึกของการคายประจุแบตเตอรี่ อุณหภูมิฤดูหนาว ประสิทธิภาพการแปลงอินเวอร์เตอร์ ฯลฯ .

ส่วนประกอบ (อาร์เรย์สี่เหลี่ยม)=K x (แรงดันไฟฟ้าที่ใช้งาน x กระแสไฟฟ้าทำงาน x เวลาไฟฟ้า) 1 เมื่อมีคนดูแลรักษาปริมาณรังสีประจำปีในท้องถิ่น + การใช้งานทั่วไป K จะถือเป็น 230: เมื่อไม่มีการดูแลรักษา + เชื่อถือได้ ใช้ K นำมาเป็น 251; เมื่อไม่มีการบำรุงรักษา + สภาพแวดล้อมที่รุนแรง + ข้อกำหนดที่เชื่อถือได้มาก K จะถือเป็น 276

10.1 กำลังอาร์เรย์=สัมประสิทธิ์ 5618 x ปัจจัยด้านความปลอดภัย x การใช้พลังงานโหลดทั้งหมด/ปัจจัยการแก้ไขความชัน x การแผ่รังสีต่อปีโดยเฉลี่ยบนระนาบแนวนอน

ปัจจัย 5618: ขึ้นอยู่กับค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพการชาร์จและการปล่อย ค่าสัมประสิทธิ์การลดทอนส่วนประกอบ ฯลฯ: ปัจจัยด้านความปลอดภัย: ขึ้นอยู่กับสภาพแวดล้อมการใช้งาน ไม่ว่าจะมีแหล่งจ่ายไฟสำรอง ไม่ว่าจะมีคนปฏิบัติหน้าที่ ฯลฯ ใช้เวลา 11~1.3 .

10.2 ความจุของแบตเตอรี่=10 x ปริมาณการใช้ไฟฟ้าโหลดทั้งหมด/แรงดันไฟฟ้าในการทำงานของระบบ 10 คือ ค่าสัมประสิทธิ์การไม่มีแสงแดด (ใช้ได้กับวันฝนตกติดต่อกันไม่เกิน 5 วัน)

11.1 กระแส

กระแสไฟฟ้าของส่วนประกอบ=โหลด การใช้พลังงานรายวัน (Wh) / ระบบ แรงดันไฟฟ้า DC (V) x ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด (h) x สัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพของระบบ

ค่าสัมประสิทธิ์ประสิทธิภาพของระบบ: รวมถึงประสิทธิภาพการชาร์จแบตเตอรี่ {{0}}.9, ประสิทธิภาพการแปลงอินเวอร์เตอร์ 0.85, กำลังส่วนประกอบลบ + การสูญเสียสาย "+ ฝุ่น ฯลฯ 0.9 ปรับตามสภาวะจริง .

11.2 กำลัง

กำลังไฟฟ้าทั้งหมดของส่วนประกอบ=กระแสไฟฟ้าของส่วนประกอบ x ระบบ แรงดันไฟฟ้า DC x สัมประสิทธิ์ 1.43

ค่าสัมประสิทธิ์ 1.43: อัตราส่วนของแรงดันไฟฟ้าที่ใช้งานสูงสุดของส่วนประกอบต่อแรงดันไฟฟ้าที่ใช้งานของระบบ

11.3 ความจุของแบตเตอรี่

ความจุของก้อนแบตเตอรี่=[โหลดการใช้พลังงานรายวัน Wh / ระบบ แรงดันไฟฟ้า DC V] x [จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกัน / ประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์ x ความลึกของการคายประจุแบตเตอรี่]

ประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์:ประมาณ 80%~93% ตามการเลือกอุปกรณ์: ความลึกของการคายประจุแบตเตอรี่: ตามพารามิเตอร์ประสิทธิภาพและข้อกำหนดด้านความน่าเชื่อถือ ให้เลือกระหว่าง 50%~75%

12.1 การคำนวณความจุชุดแบตเตอรี่ของระบบ

ความจุของก้อนแบตเตอรี่ (Ah)=เวลาที่ปลอดภัย x การใช้พลังงานโหลดเฉลี่ยต่อวัน (Ah) x วันที่ฝนตกต่อเนื่องสูงสุด x ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ/ปัจจัยความลึกการคายประจุสูงสุดของแบตเตอรี่

ปัจจัยด้านความปลอดภัย: ระหว่าง {{0}}.4: ปัจจัยการแก้ไขอุณหภูมิต่ำ: 10 สำหรับด้านบน {{10}}"C, 11 สำหรับด้านบน -10 องศา , 12 สำหรับด้านบน -20 องศา : ปัจจัยความลึกคายประจุสูงสุดของแบตเตอรี่คือ 0.5 สำหรับรอบตื้น, 0.75 สำหรับรอบลึก และ 0.85 สำหรับแบตเตอรี่อัลคาไลน์นิกเกิลแคดเมียม

12.2 จำนวนโมดูลที่เชื่อมต่อ

จำนวนโมดูลในซีรีส์=แรงดันไฟฟ้าของระบบ (V) x สัมประสิทธิ์ 1.43 / แรงดันไฟฟ้าสูงสุดของโมดูลที่เลือก (V)

12.3 การคำนวณการสร้างพลังงานเฉลี่ยรายวันของโมดูล

การสร้างพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยรายวันของโมดูล=(Ah)=กระแสไฟทำงานสูงสุดของโมดูลที่เลือก (A) x ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด (h) x สัมประสิทธิ์การแก้ไขความชัน x สัมประสิทธิ์การสูญเสียการลดทอนของโมดูล

ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดและค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขความลาดเอียงเป็นข้อมูลจริงของสถานที่ติดตั้งระบบ: ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขการสูญเสียการลดทอนของโมดูลส่วนใหญ่หมายถึงการสูญเสียเนื่องจากการรวมกันของโมดูล การลดทอนกำลังของโมดูล การปกคลุมฝุ่นของโมดูล ประสิทธิภาพการชาร์จ ฯลฯ โดยทั่วไป {{0} }.8.

12.4 การคำนวณความจุของแบตเตอรี่ที่ต้องเติมในช่วงเวลาที่สั้นที่สุดระหว่างสองวันฝนตกติดต่อกัน

ความจุของแบตเตอรี่ที่เติมใหม่ (Ah)=ปัจจัยด้านความปลอดภัย x การใช้พลังงานโดยเฉลี่ยของโหลด (Ah) x จำนวนวันที่ฝนตกติดต่อกันสูงสุด

การคำนวณจำนวนโมดูลขนาน:

จำนวนโมดูลแบบขนาน=[ความจุของแบตเตอรี่ที่เติม + การใช้พลังงานเฉลี่ยรายวันของโหลด x ช่วงเวลาที่สั้นที่สุด] / การผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายวันของโมดูล x ช่วงเวลาที่สั้นที่สุด

การใช้พลังงานเฉลี่ยรายวันของโหลด=กำลังโหลด / แรงดันใช้งานของโหลด x จำนวนชั่วโมงทำงานต่อวัน

การผลิตไฟฟ้าต่อปี=(kWh)=พลังงานรังสีทั้งหมดประจำปีในพื้นที่ (KWH/ตารางเมตร) x พื้นที่แผงเซลล์แสงอาทิตย์ (ตารางเมตร) x ประสิทธิภาพการแปลงโมดูล x ปัจจัยการแก้ไข พี=ฮา·อัน·เค

ค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไข K=K1·K2·K3·K4·K5

K1 คือค่าสัมประสิทธิ์การลดการทำงานในระยะยาวของส่วนประกอบ โดยใช้เวลา 0.8: K2 คือการแก้ไขสำหรับการลดกำลังที่เกิดจากฝุ่นปิดกั้นส่วนประกอบและอุณหภูมิที่เพิ่มขึ้น โดยใช้เวลา 0 82; K3 คือการแก้ไขเส้น โดยรับ 0.95; K4 คือประสิทธิภาพของอินเวอร์เตอร์ โดยรับ 0.85 หรือตามข้อมูลของผู้ผลิต: K5 คือค่าสัมประสิทธิ์การแก้ไขสำหรับการวางแนวและมุมเอียงของแผงเซลล์แสงอาทิตย์ โดยใช้เวลาประมาณ 0.9

พื้นที่แผงเซลล์แสงอาทิตย์=การใช้พลังงานต่อปี/พลังงานรังสีรวมต่อปีในท้องถิ่น x ประสิทธิภาพการแปลงส่วนประกอบ x สัมประสิทธิ์การแก้ไข A=P/H·n·K

1 cal=41868 จูล (J)=116278 มิลลิวัตต์-ชั่วโมง (mWh)

1 กิโลวัตต์-ชั่วโมง (kWh)=3.6 เมกะจูล (MJ)

1 กิโลวัตต์-ชั่วโมง/ตารางเมตร (KWh/ตารางเมตร)=36 เมกะจูล/ตารางเมตร (MJ/ตารางเมตร)=0.36 กิโลจูล/ซม. (KJ/ซม.) 100 มิลลิวัตต์-ชั่วโมง/ซม. (mWh/ซม. )=85.98 แคลอรี/ซม. (แคล/ซม.)

1 เมกะจูล/เมตร (MJ/m)=23 889 cal/cm (cal/cm)=27.8 mWh/cm (mWh/cm) เมื่อหน่วยรังสีเป็น cal/cm: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดประจำปี=การแผ่รังสี x 00116 (ปัจจัยการแปลง) เมื่อหน่วยรังสีเป็นเมกะจูล/เมตร: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุดประจำปี=การแผ่รังสี - 36 (ปัจจัยการแปลง) เมื่อหน่วยรังสี คือ กิโลวัตต์-ชั่วโมง/เมตร: ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด=การแผ่รังสี - 365 วัน เมื่อหน่วยรังสีเป็นกิโลจูล/ซม. ชั่วโมงแสงแดดสูงสุด=การแผ่รังสี 0.36 (ปัจจัยการแปลง)

ความจุของแบตเตอรี่ 25 ชม. x กำลังอินเวอร์เตอร์ / แรงดันไฟฟ้าของชุดแบตเตอรี่

ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า=ต้นทุนทั้งหมด + ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด

กำไรของสถานีไฟฟ้า=(ราคาซื้อไฟฟ้า - ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า) x เวลาทำงานภายในอายุการใช้งานของสถานีไฟฟ้า ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า=(ต้นทุนรวม - เงินอุดหนุนทั้งหมด) - กำไรของโรงไฟฟ้าทั้งหมด { {5}} (ราคาซื้อไฟฟ้า - ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า 2) x เวลาทำงานภายในอายุการใช้งานของสถานีไฟฟ้า กำไรของสถานีไฟฟ้า=(ราคาซื้อไฟฟ้า - ราคาต้นทุนการผลิตไฟฟ้า 2) x เวลาทำงานภายในอายุการใช้งานของสถานีไฟฟ้า + รายได้ปัจจัยที่ไม่ใช่ตลาด

หากไม่มีเงินอุดหนุน: การผลิตไฟฟ้าต่อปี x ราคาไฟฟ้า - ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด x 100%=อัตราผลตอบแทนต่อปีพร้อมเงินอุดหนุนโรงไฟฟ้า: การผลิตไฟฟ้าต่อปี x ราคาไฟฟ้า - (ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด - เงินอุดหนุนทั้งหมด) x 100% {{6} } อัตราผลตอบแทนต่อปีพร้อมเงินอุดหนุนราคาค่าไฟฟ้าและเงินอุดหนุนโรงไฟฟ้า: การผลิตไฟฟ้าต่อปี x (ราคาค่าไฟฟ้า + ราคาค่าไฟฟ้าที่ได้รับเงินอุดหนุน) + (ต้นทุนการลงทุนทั้งหมด - เงินอุดหนุนทั้งหมด) x 100%=อัตราผลตอบแทนรายปี

19.1 มุมเอียง

ละติจูด มุมเอียงแนวนอนของโมดูล

0"-25 องศา มุมเอียง=ละติจูด

26 องศา -40 องศา มุมเอียง=ละติจูด + 5 องศา -10 องศา (+7 องศาในพื้นที่ส่วนใหญ่ของประเทศของฉัน)

41 องศา -55 องศา มุมเอียง=ละติจูด + 10 องศา -15 องศา

Latitude>มุมเอียง 55"=ละติจูด + 15 องศา -20

19.2 แอซิมัท

มุมอะซิมุท=[เวลาโหลดสูงสุดของวัน (ระบบ 24 ชม.) - 12] x15 + (ลองจิจูด - 116)

D=0707H/tan[acrsin(0 648cosФ-0 399sinФ)]

D: ระยะห่างด้านหน้าและด้านหลังของอาเรย์โมดูล

Ф: ละติจูดของระบบไฟฟ้าโซลาร์เซลล์ (ค่าบวกในซีกโลกเหนือ, ค่าลบในซีกโลกใต้)

H: ความสูงแนวตั้งจากขอบด้านล่างของโมดูลเซลล์แสงอาทิตย์ด้านหลังถึงด้านบนของแผงด้านหน้า