1. Ladespannung
Vmax=V x 1,43 mal
2. Durchschnittliche Entladungsrate
Durchschnittliche Entladerate (h)=Kontinuierliche Regentage x Ladearbeitszeit/Maximale Entladetiefe
3. Berechnungsformel für den Strompreis
Kostenpreis der Stromerzeugung=Gesamtkosten ÷ Gesamtstromerzeugung
Kraftwerksgewinn=(Einkaufspreis - Erzeugungskostenpreis) x Arbeitszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks
Kostenpreis der Stromerzeugung=(Gesamtkosten – Gesamtsubvention) ÷ Gesamtstromerzeugung
Kraftwerksgewinn=(Einkaufspreis - Erzeugungskostenpreis 2) x Arbeitszeit innerhalb der Lebensdauer des Kraftwerks
Kraftwerksgewinn=(Kaufpreis – Erzeugungskostenpreis 2) x Arbeitszeit innerhalb der Kraftwerkslebensdauer + nicht marktbezogenes Faktoreinkommen
4. Berechnung der Kapitalrendite
Keine Subvention: Jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ Gesamtinvestitionskosten x 100 %=jährliche Rendite
Förderungen für Kraftwerke: Jährliche Stromerzeugung x Strompreis ÷ (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtförderbetrag) x 100 %=Jährliche Rendite
Es gibt Strompreiszuschüsse und Kraftwerkszuschüsse: Jährliche Stromerzeugung x (Strompreis + Stromzuschusspreis) ÷ (Gesamtinvestitionskosten – Gesamtzuschussbetrag) x 100 %=jährliche Rendite
5. Arbeitszeit laden
Ladearbeitszeit (h)=∑ Ladeleistung × Ladearbeitszeit/∑ Ladeleistung
6. Conversion-Rate
η=Pm (Spitzenleistung der Batteriezelle)/A (Batteriezellenfläche) × Pin (einfallende Lichtleistung pro Flächeneinheit)
Darunter: Pin=1KW/㎡=100mW/cm²
7. Reihenparallelschaltung von Batteriekomponenten
(1) Anzahl der Parallelverbindungen von Batteriekomponenten=durchschnittlicher täglicher Laststromverbrauch (Ah)/durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Komponenten (Ah)
(2) Anzahl der in Reihe geschalteten Batteriekomponenten=Systembetriebsspannung (V) × Koeffizient 1,43/Spitzenbetriebsspannung der Komponente (V)
8. Batterie
(1) Batteriekapazität=Durchschnittlicher Laststromverbrauch (Ah) x Dauerregentage x Entladungskorrekturfaktor/Maximale Entladungstiefe x Niedertemperatur-Korrekturfaktor
(2) Anzahl der in Reihe geschalteten Batterien=Systembetriebsspannung/Nennspannung der Batterien
(3) Anzahl der Parallelschaltungen von Batterien=Gesamtkapazität der Batterien/Nennkapazität der Batterien
9. Batteriekapazität
Batteriekapazität=Durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch (Ah) × Dauerregentage/Maximale Entladungstiefe
10. Batterieauswahl
Batteriekapazität Größer oder gleich 5 Stunden × Wechselrichterleistung/Nennspannung des Batteriepakets
11. Einfache Berechnung basierend auf den höchsten Sonnenstunden
(1) Komponentenleistung=(Leistung des Elektrogeräts x Stromverbrauchszeit/lokale Spitzensonnenscheinstunden) x Verlustkoeffizient.
Verlustkoeffizient: Nehmen Sie 1,6 bis 2,0 entsprechend dem örtlichen Verschmutzungsgrad, der Leitungslänge, dem Installationswinkel usw. an
(2) Batteriekapazität=(Stromverbrauchsleistung x Stromverbrauchszeit/Systemspannung) x kontinuierliche Regentage x Systemsicherheitsfaktor.
Systemsicherheitsfaktor: von 1,6 auf 2,0, basierend auf Batterieentladungstiefe, Wintertemperatur, Wechselrichter-Umwandlungseffizienz usw
12. Mehrkanal-Lastberechnung basierend auf den Spitzensonnenstunden
(1) Aktueller Komponentenstrom=täglicher Lastverbrauch (Wh)/System-Gleichspannung (V) × Spitzensonnenscheinstunden (h) × Systemeffizienzkoeffizient.
Systemeffizienzkoeffizient: einschließlich Batterieladeeffizienz von {{0}},9, Wechselrichterumwandlungseffizienz von 0,85, Komponentenleistungsdämpfung+Leitungsverlust+Staub usw. von 0,9, angepasst nach tatsächlichen Bedingungen.
(2) Gesamtleistung der Leistungskomponenten=von der Komponente erzeugter Strom x System-Gleichspannung x Koeffizient 1,43
Koeffizient 1,43: Das Verhältnis der Spitzenbetriebsspannung der Komponente zur Betriebsspannung des Systems.
(3) Kapazität des Akkupacks
Kapazität des Akkupacks=[täglicher Lastverbrauch Wh/System-DC-Spannung V] x [kontinuierliche Regentage/Wechselrichtereffizienz x Batterieentladetiefe]
Wirkungsgrad des Wechselrichters: ca. 80 % bis 93 % je nach Geräteauswahl;
Entladetiefe der Batterie: Wählen Sie je nach Leistungsparametern und Zuverlässigkeitsanforderungen zwischen 50 % und 75 %.
13. Berechnung basierend auf den höchsten Sonnenstunden und der Anzahl der Tage zwischen zwei Regentagen
(1) Berechnung der Kapazität des Systembatteriesatzes
Kapazität des Akkupacks (Ah)=sichere Zeiten x durchschnittlicher täglicher Stromverbrauch der Last (Ah) x maximale kontinuierliche Regentage x Tieftemperatur-Korrekturfaktor/maximaler Entladetiefenfaktor des Akkus
Sicherheitsfaktor: zwischen 1.1-1.4;
Korrekturfaktor für niedrige Temperaturen: 1,0 für Temperaturen über 0 Grad, 1,1 für Temperaturen über -10 Grad und 1,2 für Temperaturen über -20 Grad;
Der maximale Entladetiefenkoeffizient der Batterie beträgt {{0}},5 für flache Zyklen, 0,75 für tiefe Zyklen und 0,85 für alkalische Nickel-Cadmium-Batterien.
(2) Anzahl der in Reihe geschalteten Komponenten
Anzahl der in Reihe geschalteten Komponenten=Systembetriebsspannung (V) × Faktor 1,43/Spitzenbetriebsspannung ausgewählter Komponenten (V)
(3) Berechnung der durchschnittlichen täglichen Stromerzeugung von Komponenten
Tägliche durchschnittliche Stromerzeugung von Komponenten=(Ah)=Spitzenbetriebsstrom ausgewählter Komponenten (A) x Spitzensonnenscheinstunden (h) x Steigungskorrekturfaktor x Komponentendämpfungsverlustfaktor
Die Spitzensonnenscheinstunden und der Neigungskorrekturfaktor sind die tatsächlichen Daten des Systeminstallationsorts. Der Korrekturfaktor für den Komponentendämpfungsverlust bezieht sich hauptsächlich auf den Verlust, der durch Komponentenkombination, Komponentenleistungsdämpfung, Komponentenstaubschutz, Ladeeffizienz usw. verursacht wird und im Allgemeinen als 0.8 angenommen wird.
(4) Berechnung des Mindestintervalls zwischen zwei aufeinanderfolgenden Regentagen und der erforderlichen zusätzlichen Batteriekapazität
Zusätzliche Batteriekapazität (Ah)=Sicherheitsfaktor x durchschnittlicher täglicher Lastverbrauch (Ah) x maximale Dauerregentage
(5) Berechnung der parallelen Anzahl von Komponenten:
Anzahl der parallel geschalteten Komponenten=[Zusätzliche Batteriekapazität + durchschnittlicher täglicher Lastverbrauch x Tage mit kürzestem Intervall]/durchschnittliche tägliche Stromerzeugung der Komponenten x Tage mit kürzestem Intervall
Täglicher durchschnittlicher Stromverbrauch der Last=Lastleistung/Lastbetriebsspannung x tägliche Arbeitsstunden
14. Berechnungsmethode basierend auf der jährlichen Gesamtstrahlung
Komponente (Array)=K × (Arbeitsspannung von Elektrogeräten × Arbeitsstrom von Elektrogeräten × Betriebszeit von Elektrogeräten)/örtliche jährliche Strahlungssumme
Wenn jemand es normal pflegt und verwendet, wird K auf 230 eingestellt; Bei wartungsfreier und zuverlässiger Nutzung wird K auf 251 gesetzt; Wenn keine Wartung erfolgt, die Umgebung rau ist und eine hohe Zuverlässigkeit erforderlich ist, wird K auf 276 eingestellt.
15. Berechnung auf Basis der jährlichen Gesamtstrahlung und des Neigungskorrekturfaktors
(1) Quadratischer Leistungs=-Koeffizient 5618 x Sicherheitsfaktor x Gesamtlaststromverbrauch/Steigungskorrekturfaktor x jährliche durchschnittliche Strahlung auf der horizontalen Ebene
Koeffizient 5618: Entsprechend dem Lade- und Entladeeffizienzkoeffizienten, dem Komponentendämpfungskoeffizienten usw.;
Sicherheitsfaktor: Basierend auf der Nutzungsumgebung, der Verfügbarkeit von Notstrom und der Anwesenheit des diensthabenden Personals wird er auf 1.1-1.3 festgelegt.
(2) Batteriekapazität=10 x Gesamtstromverbrauch der Last/Systembetriebsspannung; 10 ist der Koeffizient ohne Sonnenschein (gilt für ununterbrochene Regentage von nicht mehr als 5 Tagen).
16. Berechnung der Stromerzeugung durch Photovoltaikanlagen
Jährliche Stromerzeugung=(kWh)=lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie (KWH/㎡) × Fläche der Photovoltaikanlage (㎡) × Modulumwandlungseffizienz × Korrekturfaktor. P=H·A·η·K
Korrekturkoeffizient K=K1 · K2 · K3 · K4 · K5
Der Dämpfungskoeffizient der K1-Komponente während des Langzeitbetriebs wird als 0,8 angenommen;
Korrektur für den Leistungsabfall der Komponenten, der durch K2-Staubblockierung und Temperaturanstieg verursacht wird, angenommen als 0.82;
K3 ist die Linienkorrektur, angenommen als 0.95;
K4 ist der Wirkungsgrad des Wechselrichters, angenommen als 0,85 oder gemäß den Angaben des Herstellers;
K5 ist der Korrekturfaktor für die Ausrichtung und den Neigungswinkel der Photovoltaikanlage, angenommen etwa 0,9.
17. Berechnen Sie die Fläche der Photovoltaikanlage basierend auf dem Stromverbrauch der Last
Photovoltaik-Modulfeldfläche=jährlicher Stromverbrauch/lokale jährliche Gesamtstrahlungsenergie x Modulumwandlungseffizienz x Korrekturfaktor A=P/H ·η· K
18. Umwandlung der Sonnenstrahlungsenergie
1 cal=4.1868 Joule (J)=1.16278 Milliwattstunden (mWh)
1 Kilowattstunde (kWh)=3,6 Megajoule (MJ)
1 kWh/㎡=3,6 Megajoule/㎡ (MJ/㎡)=0,36 Kilojoule/Zentimeter (KJ/cm)
100 Milliwattstunden pro Zentimeter (mWh/cm)=85,98 Kalorien pro Zentimeter (cal/cm)
1 Megajoule pro Meter (MJ/m)=23.889 Kalorien pro Zentimeter (cal/cm)=27.8 Milliwattstunden pro Zentimeter (mWh/cm)
Wenn die Strahlungseinheit Kalorien pro Zentimeter ist: jährliche Spitzensonnenscheinstunden{{0}}Strahlung x 0,0116 (Umrechnungsfaktor)
Wenn die Strahlungseinheit Megajoule pro Meter ist: jährliche Spitzensonnenscheinstunden=Strahlung ÷ 3,6 (Umrechnungsfaktor)
Wenn die Strahlungseinheit Kilowattstunden pro Meter ist: Spitzensonnenscheinstunden=Strahlung ÷ 365 Tage
Wenn die Strahlungseinheit Kilojoule pro Zentimeter ist: Spitzensonnenscheinstunden{{0}}Strahlung ÷ 0,36 (Umrechnungsfaktor)
19. Neigungswinkel und Azimutwinkel der Photovoltaikanlage
(1) Neigungswinkel
Horizontaler Neigungswinkel der Breitengradkomponente
0 Grad -25 Grad Neigung=Breitengrad
26 Grad -40 Grad Neigung=Breitengrad+5 Grad -10 Grad (+7 Grad wird in den meisten Teilen Chinas angenommen)
41 Grad -55 Grad Neigung=Breitengrad+10 Grad -15 Grad
Latitude>55 Grad Neigungswinkel=Breitengrad+15 Grad -20 Grad
(2) Azimutwinkel
Azimut=[Spitzenlastzeit des Tages (24-Stundenuhr) -12] × 15+(Längengrad -116)
20. Der Abstand zwischen der vorderen und hinteren Reihe der Photovoltaikanlage
D {{0}}.707H /tan [ acrsin ( 0.648cosΦ- 0.399sinΦ)]
D: Abstand der Komponentenanordnung von vorne nach hinten
Φ: Breitengrad der Photovoltaikanlage (positiv auf der Nordhalbkugel und negativ auf der Südhalbkugel)
H: Die vertikale Höhe von der Unterkante des hinteren Photovoltaikmoduls bis zur Oberkante des vorderen Hindernisses