1. Ladespænding
Vmax=V x 1,43 gange
2. Gennemsnitlig udledningshastighed
Gennemsnitlig udledningshastighed (h)=Kontinuerlige regnfulde dage x Belastningsarbejdstid/maksimal udledningsdybde
3. Formel til beregning af elpris
Kostpris for elproduktion=samlet omkostning ÷ samlet elproduktion
Kraftværksavance=(købspris - produktionskostpris) x arbejdstid inden for kraftværkets levetid
Kostpris for elproduktion=(samlet omkostning – samlet tilskud) ÷ samlet elproduktion
Kraftværksavance=(købspris - produktionskostpris 2) x arbejdstid inden for kraftværkets levetid
Kraftværksavance=(købspris - produktionskostpris 2) x arbejdstid inden for kraftværkets levetid+ikke markedsfaktorindkomst
4. Beregning af investeringsafkast
Intet tilskud: Årlig elproduktion x elpris ÷ samlede investeringsomkostning x 100 %=årlig afkastsats
Tilskud til kraftværker: Årlig elproduktion x Elpris ÷ (samlet investeringsomkostning - samlet tilskudsbeløb) x 100 %=Årlig afkastprocent
Der er elpristilskud og kraftværkstilskud: årlig elproduktion x (elpris+tilskud elpris) ÷ (samlet investeringsomkostning - samlet tilskudsbeløb) x 100 %=årlig afkastsats
5. Belastningsarbejdstid
Belastningsarbejdstid (h)=∑ Belastningseffekt × Belastningsarbejdstid/∑ Belastningseffekt
6. Omregningskurs
η=Pm (spidseffekt for battericellen)/A (battericelleareal) × Pin (indfaldende lysstyrke pr. arealenhed)
Blandt dem: Pin=1KW/㎡=100mW/cm ²
7. Serie parallel forbindelse af batterikomponenter
(1) Antal parallelle forbindelser af batterikomponenter=gennemsnitligt dagligt belastning elforbrug (Ah)/gennemsnitlig daglig strømproduktion af komponenter (Ah)
(2) Antal batterikomponenter i serie=Systemdriftsspænding (V) × Koefficient 1,43/Komponentspidsdriftsspænding (V)
8. Batteri
(1) Batterikapacitet=Gennemsnitligt forbrug af elektricitet (Ah) x Kontinuerlige regnfulde dage x Afladningskorrektionsfaktor/maksimal afladningsdybde x Korrektionsfaktor for lav temperatur
(2) Antal batterier i serie=systemdriftsspænding/batteriernes nominelle spænding
(3) Antal parallelle forbindelser af batterier=batteriernes samlede kapacitet/batteriernes nominelle kapacitet
9. Batterikapacitet
Batterikapacitet=Gennemsnitligt dagligt strømforbrug (Ah) × Kontinuerlige regnfulde dage/maksimal afladningsdybde
10. Batterivalg
Batterikapacitet Større end eller lig med 5 timer × invertereffekt/nominel spænding på batteripakken
11. Enkel beregning baseret på solskinstimer
(1) Komponenteffekt=(strøm til elektriske apparater x elforbrugstid/lokale spidsbelastningstimer) x tabskoefficient.
Tabskoefficient: tag 1,6~2.0 i henhold til lokalt forureningsniveau, linjelængde, installationsvinkel osv.
(2) Batterikapacitet=(elforbrug effekt x elforbrugstid/systemspænding) x kontinuerlige regnfulde dage x systemsikkerhedsfaktor.
Systemsikkerhedsfaktor: taget fra 1,6 til 2.0 baseret på batteriafladningsdybde, vintertemperatur, inverterkonverteringseffektivitet osv.
12. Multikanals belastningsberegning baseret på spidsbelastningstimer
(1) Aktuel komponentstrøm=dagligt belastningsforbrug (Wh)/system DC-spænding (V) × spidsbelastningstimer for solskin (h) × systemeffektivitetskoefficient.
Systemeffektivitetskoefficient: inklusive batteriopladningseffektivitet på {{0}},9, inverterkonverteringseffektivitet på 0,85, komponenteffektdæmpning+linjetab+støv osv. på 0,9, justeret iht. faktiske forhold.
(2) Samlet effekt af strømkomponenter=komponent genereret strøm x system DC-spænding x koefficient 1,43
Koefficient 1,43: Forholdet mellem komponentens maksimale driftsspænding og systemets driftsspænding.
(3) Batteripakkens kapacitet
Batteripakkekapacitet=[dagligt belastningsforbrug Wh/system DC-spænding V] x [kontinuerlige regnfulde dage/invertereffektivitet x batteriafladningsdybde]
Invertereffektivitet: ca. 80 % til 93 % afhængig af udstyrsvalg;
Batteriafladningsdybde: Vælg mellem 50 % og 75 % baseret på dets ydeevneparametre og pålidelighedskrav.
13. Beregning baseret på solskinstimer og antallet af dage mellem to regnfulde dage
(1) Beregning af systemets batteripakkekapacitet
Batteripakkens kapacitet (Ah)=sikre tider x gennemsnitligt dagligt strømforbrug for belastning (Ah) x maksimale kontinuerlige regnfulde dage x lav temperaturkorrektionsfaktor/maksimal afladningsdybdefaktor for batteriet
Sikkerhedsfaktor: mellem 1.1-1.4;
Lav temperaturkorrektionsfaktor: 1.0 for temperaturer over 0 grad, 1.1 for temperaturer over -10 grad, og 1.2 for temperaturer over -20 grad;
Den maksimale afladningsdybdekoefficient for batteriet er {{0}},5 for lavvandet cykling, 0,75 for dyb cykling og 0,85 for alkaliske nikkel-cadmium-batterier.
(2) Antal komponenter forbundet i serie
Antal komponenter i serie=Systemdriftsspænding (V) × Faktor 1,43/Pakdriftsspænding for udvalgte komponenter (V)
(3) Beregning af den gennemsnitlige daglige elproduktion af komponenter
Daglig gennemsnitlig strømproduktion af komponenter=(Ah)=spidsdriftsstrøm for udvalgte komponenter (A) x højeste solskinstimer (h) x hældningskorrektionsfaktor x komponentdæmpningstabsfaktor
Højeste solskinstimer og hældningskorrektionsfaktor er de faktiske data for systemets installationssted. Korrektionsfaktoren for komponentdæmpningstab refererer hovedsageligt til tab forårsaget af komponentkombination, komponenteffektdæmpning, komponentstøvdæksel, opladningseffektivitet osv., generelt taget som 0.8.
(4) Beregning af minimumsintervallet mellem to på hinanden følgende regnvejrsdage og den nødvendige ekstra batterikapacitet
Supplerende batterikapacitet (Ah)=sikkerhedsfaktor x gennemsnitligt dagligt belastningsforbrug (Ah) x maksimale kontinuerlige regnfulde dage
(5) Beregning af parallelt antal komponenter:
Antal komponenter forbundet parallelt=[supplerende batterikapacitet+gennemsnitligt dagligt belastningsforbrug x korteste intervaldage]/gennemsnitlig daglig strømproduktion af komponenter x korteste intervaldage
Dagligt gennemsnitligt strømforbrug for belastning=belastningseffekt/belastningsdriftsspænding x daglige arbejdstimer
14. Beregningsmetode baseret på årlig samlet stråling
Komponent (array)=K × (arbejdsspænding for elektriske apparater × arbejdsstrøm for elektriske apparater × arbejdstid for elektriske apparater)/lokal årlig stråling i alt
Når nogen vedligeholder og bruger det normalt, er K sat til 230; Når der ikke er vedligeholdelse og pålidelig brug, sættes K til 251; Når der ikke er vedligeholdelse, miljøet er barskt, og der kræves høj pålidelighed, er K sat til 276.
15. Beregning baseret på årlig total stråling og hældningskorrektionsfaktor
(1) Kvadratisk effekt=koefficient 5618 x sikkerhedsfaktor x samlet belastning elforbrug/hældningskorrektionsfaktor x årlig gennemsnitlig stråling på det vandrette plan
Koefficient 5618: Ifølge opladnings- og afladningseffektivitetskoefficienten, komponentdæmpningskoefficienten osv.;
Sikkerhedsfaktor: Baseret på brugsmiljøet, tilgængeligheden af backupstrøm og tilstedeværelsen af personale på vagt, er den sat til 1.1-1.3.
(2) Batterikapacitet=10 x samlet belastning elforbrug/systemdriftsspænding; 10 er koefficienten for ingen solskin (gælder for sammenhængende regnfulde dage, der ikke overstiger 5 dage).
16. Beregning af fotovoltaisk array-energiproduktion
Årlig strømproduktion=(kWh)=lokal årlig samlet strålingsenergi (KWH/㎡) × fotovoltaisk array-areal (㎡) × modulkonverteringseffektivitet × korrektionsfaktor. P=H·A·η·K
Korrektionskoefficient K=K1 · K2 · K3 · K4 · K5
Dæmpningskoefficienten for K1-komponent under langtidsdrift tages som 0.8;
Korrektion for reduktion af komponenteffekt forårsaget af K2-støvblokering og temperaturstigning, taget som 0.82;
K3 er linjekorrektionen, taget som 0.95;
K4 er inverterens effektivitet, taget som 0.85 eller ifølge producentens data;
K5 er korrektionsfaktoren for orienteringen og hældningsvinklen for det fotovoltaiske array, taget som omkring 0.9.
17. Beregn arealet af det fotovoltaiske array baseret på belastningens strømforbrug
Fotovoltaisk modul array areal=årligt strømforbrug/lokalt årlig samlet strålingsenergi x modulkonverteringseffektivitet x korrektionsfaktor A=P/H ·η· K
18. Omdannelse af solstrålingsenergi
1 cal=4.1868 joule (J)=1.16278 milliwatttimer (mWh)
1 kilowatt-time (kWh)=3,6 megajoule (MJ)
1 kWh/㎡=3,6 megajoule/㎡ (MJ/㎡)=0,36 kilojoule/centimeter (KJ/cm)
100 milliwatttimer pr. centimeter (mWh/cm)=85.98 kalorier pr. centimeter (cal/cm)
1 megajoule pr. meter (MJ/m)=23.889 kalorier pr. centimeter (cal/cm)=27.8 milliwatttimer pr. centimeter (mWh/cm)
Når strålingsenheden er kalorier pr. centimeter: årlige højeste solskinstimer{{0}}stråling x 0,0116 (omregningsfaktor)
Når strålingsenheden er megajoule pr. meter: årlige højeste solskinstimer=stråling ÷ 3,6 (omregningsfaktor)
Når strålingsenheden er kilowatt-timer pr. meter: peak solskinstimer=stråling ÷ 365 dage
Når strålingsenheden er kilojoule pr. centimeter: højeste solskinstimer{{0}}stråling ÷ 0,36 (omregningsfaktor)
19. Vippevinkel og azimutvinkel for fotovoltaisk array
(1) Vippevinkel
Latitude komponent vandret hældningsvinkel
0 grad -25 grads hældning=breddegrad
26 graders -40 graders hældning=breddegrad+5 grad -10 grader (+7 grader anvendes i de fleste dele af Kina)
41 grader -55 graders hældning=breddegrad+10 grad -15 grad
Latitude>55 graders hældningsvinkel=Breddegrad+15 grader -20 grader
(2) Azimutvinkel
Azimuth=[Døgnets spidsbelastningstid (24-timers ur) -12] × 15+(længdegrad -116)
20. Afstanden mellem den forreste og bagerste række af solcelleanlægget
D {{0}}.707H /tan [acrsin (0.648cosΦ- 0.399sinΦ)]
D: Forside til bagside mellem komponentarray
Φ: Det solcelleanlægs breddegrad (positiv på den nordlige halvkugle og negativ på den sydlige halvkugle)
H: Den lodrette højde fra den nederste kant af det bagerste solcellemodul til toppen af den forreste forhindring